Коллекторлардың қалыңдықтарының сипаттамасы
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 2
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 3
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелу және игерілу тарихы 4
1.3 Стратиграфия 10
1.3.1. Коллекторлардың қалыңдықтарының сипаттамасы. 10
1.4 Тектоника 11
1.4.1 Өнімді коллекторлардың сипаттамасы 11
1.5 Мұнай, газ, конденсат және судың қасиеттері мен құрамы 15
1.6 Игеру жобасының қабылданған нұсқасының негізгі жағдайлары 19
1.7 Әлібекмола кен орнын игерудің қазіргі жағдайы 20
1.8 Ұңғылардың өнімділігін түр маңы аймағын тұз-қышқылды өңдеу тәсілімен
арттыру 24
1.9 Кәдімгі тұз қышқылды өңдеу 27
2.3.2 VDA қолданып тұз қышқылымен өңдеу 31
1.8 33
2 Экономикалық бөлім 38
2.1 Ұйымдық-өндірістік құрылым және сандық құрам. 38
2.2 Еңбек ақы 39
2.3 Жобалау және бюджеттеу 41
2.4 ТҚӨ дейінгі технико-экономикалық көрсеткіштерді талдау 46
2.4.1 ТҚӨ дейінгі мұнай өндіру көлемін талдау 47
2.4.2 ТҚӨ дейінгі шығындарды анықтау 47
2.4.3 ТҚӨ дейінгі 1т мұнайдың өзіндік құнын анықтау 48
2.4.4 ТҚӨ кейінгі технико-экономикалық көрсеткіштерді анықтау 48
2.4.5 ТҚӨ кейінгі шығындарды анықтау 49
2.4.6 ТҚӨ кейінгі 1т мұнайдың өзіндік құнын анықтау 52
4.1 Еңбекті қорғау, техникалық қауіпсіздік және қоршаған ортаны қорғау
саясаты 53
4.2. Техникалық қауіпсіздік пен еңбекті қорғаудағы шешімдер 57
4 Ұңғыларды жуу және тұз қышқылымен өңдеген кездегі жұмыстардың
қауіпсіздігі. 58
4.1. Жуу жұмыстарының қауіпсіздігі. 58
4.2. Жуу агрегаттарындағы қауіпсіздік жұмыстары. 61
4.3.Қышқылмен өңдеген кездегі қауіпсіздік. 61
4 Қоршаған ортаны қорғау 62
4.1 Қоршаған табиғи ортаның өндiрiстiк мониторингiсi 62
Атмосфералық ауа мониторингiсiнiң талдануы 68
Радиациялық қауiпсiздiк мониторингiсi 70
Қорытынды 72
Қолданылған әдебиеттер 74
КІРІСПЕ
Әлібекмола кен орнын игеруді жер қойнауын пайдалану және көмірсутекті
шикізатты өндіру туралы ГКИ сериялы 1998 жылғы 19 қазаннан №993 (мұнай)
лицензиясына сәйкес “Казахойл Ақтөбе” ЖШС іске асыруда.
Кен орны 1987 ж. ашылған, ал 1994 ж. мұнай, газ, конденсаттың және
ілеспе компоненттердің қорлары Қазақстан Республикасының Геология және жер
қойнауын қорғау Министрлігінің жанындағы пайдалы қазбалар қоры жөніндегі
Мемлекеттік комиссиямен бекітілген (1994 ж. 24 қарашадан №24 хаттама).
1996 ж. Әлібекмола мұнай кен орнын игерудің орындылығының техника-
экономикалық негізделуін ВНИИОЭНГ институты жасады. Бұл жұмыста КТ-ІІ бір
пайдалану объектісі ретінде қарастыруды және оны негізінен су айдаудың
блокты жүйесі кезінде көлденең ұңғылармен игеруді ұсынды.
Кейінірек “Густавсон Ассошиэйтс Инк” фирмасымен Әлібекмола, Қожасай
және Ұрықтау кен орындарын игерудің техника-экономикалық негізделуін
жасады. Мұнда да ұңғылардың көбі КТ-ІІ және КТ-ІІ-2 объектілерін бірігіп
пайдалануды, су айдау және көп оқпанды ұңғыларды бұрғылау ұсынылған.
2001 ж. НИПИнефтегаз институты кен орынды сынамалы пайдалану жобасын
жасады, бұл жобада 6 өндіруші және 2 барлау ұңғыларын бұрғылау
қарастырылған.
2002 ж. Әлібекмола кен орнының геология-физикалық құрылымын зерттеуге
“Халибертон” фирмасының мамандары шақырылған, олар қолдағы бар геология-
кәсіпшілік мәліметтерді талдап, компьтерде КТ-І және КТ-ІІ объектілерінің
геология-физикалық модельдерін жасады.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
Әлібекмола кен орны әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасы
Ақтөбе облысы Мұғалжар ауданының аумағында Ақтөбе қаласынан
оңтүстікке қарай 250-270 км жерде орналасқан (сурет 1.1.).
Ең жақын елді мекен кен орнының ауданынан батысқа қарай 5 км жерде
орналасқан Жағабұлақ ауылы және 45-50 км жерде орналасқан Шұбаршы ауылы
болып келеді. Ең жақын темір жол станциясы және аудан орталығы кен
орнынан солтүстік-шығысқа қарай 50 шақырым жерде орналасқан Жем
станциясы болып келеді.
Халықаралық разграфкасының атауы М-40-ХХХХIV.
Орографиялық жағынан аталған аудан арқалықтар мен жырақтармен
бөлінген төбешікті жазық болып келеді. Аймақтың солтүстік-батыс
бөлігіне Құмжарған құмы жалғасады.
Рельефтің жоғарғы абс.нүктесі +281м аталып өткен аймақтың орталық
бөлігіне келсе, төменгі абс.нүкте + 160 м аймақтың солтүстік бөлігін
кесіп өтетін Жем өзенінде байқалады.
Аудан ауа температурасы +35 –40 С (жазда) – тан -33-45 С
аралығында тәуліктік тербелістері бар континенталдық ауа-райымен
сипатталады. Негізгі жауын-шашын қыста түседі, олардың жылдық орташа
мөлшері 200 мм-ден аспайды.
Жер бетінің тау жынысының қату тереңдігі 1,5 – 1,8 м-ге дейін. Аудан
өсімдікке кедей. Жем өзені бойында және терең арқалықтарда бұталар
кездеседі. Жануарлар әлемі де сирек – негізінен кеміргіштер.
Ең жақын мұнай кен орындары – жетілген инфрақұрылымы, энергетикалық
базасы және мұнай мен газ өндіруге дайындық күштері бар Жаңажаол (20
км) және Кеңқияқ (45 км) кен орындары. Бұл кен орындарының мұнайы
мұнай құбырлары арқылы Атырау-Жаман қала магистральды мұнай құбырына
жіберіледі. Көрсетілген кен орындарының мұнай кәсіпшіліктері Ақтөбе
қаласымен асфальт төселген тас жолмен байланысқан. Кен орнының
солтүстік бөлігі арқылы асфальт төселген Жаңажол – Жем – Ақтөбе жолы
өтеді.
Жұмыс ауданында құм, құмшық, саз, саздақ сияқты құрылыс
материалдары кең таралған. Альб және төрттік кезеңдеріндегі құмдар
құрылыс материалдары ретінде қолданылады. Техниканы сумен жабдықтауға кен
орны аймағынынң солтүстік бөлігін көлденең бағытта кесіп өтіп жатырған
Жем өзенінің суы жарамды.
Әлібекмола дөңесі терең іздеу-барлау бұрғылауы мақсатында сейсмикалық
барлау арқылы 1980 жылы дайындалған. Алғашқы ашылғаны – 1987 жылы КҚ-І,
КҚ-ІІ (карбонатты қалыңдық) тізбек қалыңдықтарында сынақ кезінде мұнай
мен газдың фонтандық ағындары болғаны. 01.01.02ж. жағдайында кен орны
бойынша 29 ұңғы бұрғыланды.
Кен орны бойынша жалпы мұнайдың, газдың, конденсаттың қоры (С1
санаты бойынша) 1994 ж. қараша айында ҚР ҚБМК бекіткен №21 хаттама
бойынша мынадай:
мұнайдың баланстық қоры – 127427,6 мың тонна,
мұнайдың алынатын қоры - 54119,2 мың тонна.
С2 санаты бойынша
мұнайдың баланстық қоры – 2054,3 мың тонна,
мұнайдың алынатын қоры - 930,2 мың тонна.
Бос газдың алынатын қоры – 655 млн.м3
Газ-конденсаттың баланстық қоры – 22 мың тонна, алынатын қоры – 13
мың тонна.
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелу және игерілу тарихы
Әлібекмола кен орны аймақтық тектоникалық жоспарда Шығыс-Еуропа
платформасының оңтүстік-шығысындағы ірі облысы – Каспий маңы ойпатының
шығысындағы аттас дөңге сәйкестендірілген. Каспий маңы ойпатының шығыс
борттық аймағының негізгі геоқұрылымдық элементі болып Ақтөбе
–Астрахань биігінің жүйесінің құрамына кіретін Жарқамыс –Темір
төбелері табылады. Аймақтың кунгур кезеңіне дейінгі геологиялық өсуінің
негізгі сипаты алғашқыда Орал геосинклиникалдық облысының, кейінірек
жоғарғы палезой кезеңінде Орал қыртысты жүйесінің қалыптасуынан пайда
болған ұзақ уақыттық өтеусіз аймақтың төмен түсуі болды.
Аймақтың шөгі қабаты екі құрылыстық қабатқа бөлінеді: тұз үсті
және тұз асты қабаттары.
Әлібекмоланың тұз асты дөңесі негізгі ерекшелігі өз кезегінде
брахиантиклиналды типті дөңестермен күрделенген күшті карбонатты
массивтердің өсуі болып келетін Жаңажол тектоникалық басқышында
орналасқан.
Әлібекмола кен орнының тас-көмір жүйесі барлық бөлімдерімен
берілген:
төменгі (визей және серпухов қабаттары),
орташа (башкир және мәскеу қабаттары),
жоғарғы (касим және гжель қабаттары).
Кен орны аймағында ашылған ең ежелгі шөгінділер – окск
кезеңіндегі қабат үсті карбонат-терриген шөгінділері. Бұл шамадағы
шөгінділер № 4,5,9 ұңғыларда ашылған.
Әлібекмола дөңесі гжельск- подольск (КҚ-І) және кашир-вена (КҚ-
ІІ) кезеңіндегі карбонатты массивке сәйкестендірілген.
Бұрын жұмыс жұмыс барысында Әлібекмола құрылымы бұрғылау деректері
бойыеша КҚ-І жамылғы беті бойынша субмеридионалды жазықтың батыста
тектоникалық бұзылулармен шектелген брахиантиклиналды қыртысы болып келеді.
Төменгі карбонаттық қалыңдықтардың жамылғы беті бойынша (КҚ-ІІ) –
оңтүстік және солтүстік шыңдармен (биіктіктермен) күрделенген
брахиантиклиналды қатпары. Батыста дөңес субмеридионалды жазықтың
тектоникалық бұзылуларымен шектелген. Жыныстардың араласу амплитудасы
(солтүстіктен оңтүстікке қарай) осыған сәйкес 200м-ден 500 м-ге
дейін.
“Қазақстанкаспийшельф” ААҚ орындаған ЗД сейсмиканың детальдық
талдауы Әлібекмола кен орнының шоғырлы құрылысын дәлелдеп берді
(28.06.02ж. Алматы қаласы). Қабылданған құрылымдық карта 1-бет КТ-ІІ
бетін өте жақсы кескіндеген. Екі батыстық бұзылушылық (Ғ1,Ғ2) және
субмеридионалды бағыттағы шығыстық лықсыма (Ғ3) құрылымды батыстан және
шығысьан шектейді. Ғ1 мен Ғ2 аралығында құрылысы терең миграциялаудан
кейін дәлелденетін №6 және №29 ұңғылардың ауданындағы лықсыма-қозғалыс
аймағы орналасқан. Бұл жерлерде бағалау ұңғыларын бұрғылау мақсатты
болады.
Кен орнының солтүстік бөлігіндегі Ғ4 ішкі жер жарығы аз
амплитудалық және осы кезеңде құрылымдық тұрғызуға қомақты өзгеріс
жасамайды. Ең қомақтысы – құрылымды оңтүстік және солтүстік бөліктерге
бөлетін Ғ5 көлденең жылжыманы табу. Ғ5 тің жылжымалы деформациясы екі
игеру телімін бөлуге мүмкіндік береді:
негізгі (Ғ5-тен оң жақта),
нашарланған қасиеттерімен (Ғ5 –тен сол жақта).
Қазіргі кезде үш телімнің өнімділігі дәлелденген:
1-негізгі (Ғ2 мен Ғ3-тің аралығы),
2- лықсыма-қозғалыс телімі (№6 ұңғы аймағы),
3-оңтүстік-шығыс (Ғ1 мен Ғ2 аралығы) № 29 ұңғының аймағы.
Екінші және үшінші телімдер ауданы мен көлемдері бойынша кішірек,
сол себепті алғашқы кезеңде жоспалау бірінші телімде (негізгі) көбірек
жүргізілуі тиіс.
Кен орнының күрделі толқынды суреттемесіне қарай құрылымдық
тұрғызулардың өзгерісіне әкелетін итерациялардан кейінгі терең
миграциялардың нәтижелерінің қомақты маңызы бар.
Әлібекмола кен орнында үлгі тас (керн), ГИС және ұңғыларды сынау
нәтижелері бойынша ағынға жоғары және орта карбонатты шөгінділерге
сәйкестендірілген екі карбонаттық қалыңдықтардың өндірістік мұнай-газдылық
бекітілген.
Қалыңдықтық карбонаттық жыныстарының таяз су шельфтік генезисі бар
және әк тас, доломит және жұқа 2-5 м, кейде 10 м аргиллит қабаттарымен
кезектесетін олардың өтпелі түрлерінен құрылған. Мұндай құрам карбонатты
қалыңдықтардың ритмикалық қатпарлы сипатын қалыптастырады, мұнда
коллекторлар ритмдердің регрессивтік бөлшектерінің жоғарысына келтірілген.
КҚ-І жоғарғы карбонаттық қалыңдық стратиграфиялық жағдайда жоғарғы
подольск-гжельск кезеңінің шамасындағы шөгінділерге сәйкестендірілген.
Қалыңдық әк тас, доломит және карбонаттық жыныстардың әк тас-доломит
түрлерінен, терригендік, әсіресе аргилиттік жыныстардың қатпарларынан
қалыптасқан. Оның жалпы қалыңдығы –250-599 м. Түзілу тереңдігі – 1850-
2950 м.
КҚ-І жоғарғы карбонаттық қалыңдық Әлібекмола дөңесінің оңтүстігіне
келетін газ шапкалары мен мұнайдың кенішін құрайды.
Барынша жылдам дамыған солтүстік басында подольск кезеңі алдында
кашир шөгінділерінің басым бөлігі, ал пермь кезеңі алдындағы гжельск
кезеңі шөгінділері жинақталған. КҚ-І қалыңдығының солтүстік төбесінде
мұнай мен газдың кеніштері табылмаған.
ГКЗ-да мұнай мен газдың қорын бекіткенде КҚ-І қалыңдығы екі
кешенге бөлінген: ГНК және ВНК-лары бар КҚ-І-1 және КҚ-І-2, шартты
түрде асб.нүкте –1671 м (ГНК) және –1772 м (ВНК) деп қабылданған.
ГНК және ВНК қабылдаған шекараларында кеніштердің биіктігі 75 м-ден
101 м-ге дейін.
Кеніштердің шамалары мынаған тең:
КҚ-І-1 -4,56х2,62 км
КҚ-І-2 -3,4х2,3 км.
Кеніштер мұнай сақтайтын ыдыстар (резервуар) түрлеріне байланысты
қабатты-массивті, тектоникалы экрандалғанға жатады.
КҚ-І қалыңдығы КҚ-ІІ қалыңдығымен салыстырғанда шамасы бойынша
үлкен емес мұнайға қаныққан қалыңдықтар және мұнай қорлары бар, сондықтан
кен орнын игеру үшін кері объект ретінде болуы мүмкін. Төменгі
карбонаттық қалыңдық (КҚ-ІІ) жоғарғы визей-кашир кезеңіндегі
шөгінділерге сәйкестендірілген және литологиялық жағынан негізінен әк тас
пен жасыл-сұр аргиллит қабаттарымен берілген.
КҚ-ІІ төменгі өнімді қалыңдығының орналасқан тереңдігі 2800-4500м.
Алты ұңғы бойынша жалпы қалыңдық орташа 535 м-ге тең.
КҚ-ІІ қалыңдығы жоғары жатқан КҚ-І қалыңдығының тілігінен
терригендік, негізінен төменгі подольск кезеңіндегі сазды шөгінділермен
бөлінеді. Бұл шөгінділер карбонатаралық қалыңдық (КАҚ) деген атқа ие
болған және құрайтын жыныстардың қалыңдығына байланысты 460-738 м
аралығында өзгереді және өнімсіз болып саналады. Оны сынау тоғыз ұңғыда
жүргізілді, оның үшеуінде (№№ 6,10,16) мұнайдың болар-болмас ағыны алынды
(0,22м3тәулігіне). Басқа ұңғылардан мұнай алынған жоқ. Қалыңдық УВ үшін
флюидо (сұйықтық)-тірек болып табылады.
Төменгі карбонаттық қалыңдықтың құрамында мұнай кеніштері бар. Газ
шапкалары табылған жоқ.
Кен орнында бұрғыланған барлық ұңғылардың тіліктерінің детальды
жыныс қабаттарының салыстырмалы ара-қатынасы коллекторлар дестелерімен
қатар коллектор емес дестелерін бақылауға мүмкіндік береді. Оның ішінде
ең төзімдісі КҚ-ІІ қалыңдық шөгінділерінің орта бөлігінде
бақыланады.
Осының салдарынан КҚ-ІІ қалыңдығын есептеу және игеру екіге
бөлінеді: КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2.
КҚ-ІІ-1 кеніші бойынша су-мұнай түйісу (СМТ) шартты түрде
абс.нүкте –3300 м қабылданған және КҚ-ІІ-2 мен №10 ұңғыда (оңтүстік
төбе) мұнаймен қаныққан коллектор-қабаттың табаны бойынша бірдей және
осы ұңғыдағы сынақ нәтижелерімен дәлелденген. Абс.нүкте –3287,7 –3298,7
аралығынан мұнайдың сусыз ағыны алынған.
Сулы аз ағынды мұнай алынған абс.нүкте – 3284,9 –3310,2м аралығында
№ 20 ұңғыдағы сынақ нәтижесі дөңестің солтүстік және оңтүстік
төбелеріне сәйкестендірілген мұнай кеніштерінің бірдей СМТ пайдасына
куә.
КҚ-ІІ-1 объектісінің коллекторларын мұнаймен қанықтыру он екі ұңғының
ағынының колоннадағы сынағын жасау арқылы дәлелденген. Сынау нәтижесінде
мұнай ағыны тәулігіне 114 тоннаға дейін алынды (№51 ұңғы).
Сейсмикалық көріністің жаңа деректерінің есебі бойынша КҚ-ІІ-1
кенішінің шекарасы қабылданған СМТ контуры , коллекторды тығыз жыныстармен
ауыстыру аймағы және шығыс қанаттары бойымен жердің жарылуы болып келеді.
Қабылданған шекаралардағы кеніш мөлшері құрылымның созылуы бойынша
12,4 км және және оған қарсы солтүстікте 1,8 км және оңтүстікте 2,9 км.
Мұнайлылық қабаты 637 м-ге тең.
Кеніш типі - қабатты, тектоникалық экрандалған. Су - мұнай аймағының
ені үлкен емес: 100 м-ден 700 м-ге дейін. Бет 2.
КҚ-ІІ-2 кешені 13 ұңғыда ағынға сыналған. Оның тоғызында мұнайдың
өндірістік ағыны дебитпен тәулігіне 75 т-ға дейін алынды (№26 ұңғы).
КҚ-ІІ-2 кешені Әлібекмола дөңесінің солтүстік және оңтүстік
төбелеріне сәйкес келетін екі мұнай кеніштерін құрайды. Бет 3.
Солтүстік төбенің кенішінің биіктігі 108 м. Оның мөлшері – 3300м
СМТ қабылданған шекарада, 3,76 х 1,4 км. Кеніш типі – қабатты,
тектоникалық экрандалған. Су-мұнай аймағының мөлшері: 400 м-ден 2,36 км-ге
дейін.
КҚ-ІІ-2 қалыңдығына шамасы бойынша негізгі саналатын мұнайдың
қорлары жатады. Осы құжатттың дайындалу мерзіміне зерттелген болып кен
орнының оңтүстік бөлігі есептеледі, бұрғыланған №№ 26,28,51,52 ұңғылар
пайдаланылу үшін сыналуда. Сондықтан кеніштің оңтүстік бөлігі игеруге
бүтіндей дайындалған.
Солтүстік бөлігі әлі де бағалау ұңғыларын бұрғылау арқылы аяғына дейін
зерттелуі керек.
Әлібекмола кен орнының батыс қанаты арқылы өтетін екі жарық
ортасында орналасқан аймақта (№ 6,12 ұңғы аймағы) КҚ-ІІ қалыңдығында
мұнай кеніштері болуы мүмкін, бірақ оны зерттеу керек.
Одан басқа, жұмыста өз еркінше есептеу объектілеріне КҚ-ІІ-1
қвлыңдығы үстіндегі коллектор қабаттарының линзалары бөлінген. Осы
есепті жасау барысында жоғарыда көрсетілген № 10,16,17 ұңғылары
аймағындағы линзаларға қайта талдау жүргізілген жоқ және есептеу
жоспарлары өзгеріссіз қалдырылып отыр.
1.3 Стратиграфия
1.3.1. Коллекторлардың қалыңдықтарының сипаттамасы.
КҚ-ІІ-1 кешені
Осы есепті жасау мерзімі жағдайында КҚ-ІІ-1 23 ұңғымен ашылған.
Жалпы қалыңдығы орташа 147 м-ге тең. Кен орны ауданы бойынша коллектор
барлық жерге жайылмаған. ГИС деректері бойынша ауысу аймағы №25 ұңғының
орналасқан аймағында. Қалыңдығы 0,6 м-ден 15 м-ге дейін болатын өткізгіш
коллектор қабаттарының саны 1-ден 30-ға дейін алмасып отырады (№10 ұңғы).
Оларды бөліп тұратын қатты қабаттың қалыңдығы орташа 29,7 м - 2,2 м-ден
(№24 скв) 68 м-ге дейін (№10скв).
Оңтүстік телім бойынша кеніштің мұнайға қаныққан қалыңдықтарының
мөлшері 20,2 м-ден 68 м-ге дейін.
Солтүстік телімде кеніштің мұнайға қаныққан қалыңдықтарының мөлшері
24,8 м-ге тең (№21 ұңғы).
КҚ-ІІ-2 кешені
Жалпы қалыңдығы орташа 156 м-ге тең. №32 ұңғыда қабат коллекторы
қатты кендермен ауыстырылған. Объектінің өткізгіш коллектор қабаттарының
саны 3-тен 26-ға дейін алмасып отырады (№17,9 ұңғы). Олардың қалыңдығы
0,8 м - 29 м- дейін.
Солтүстік төбе кенішінің тиімді мұнайға қаныққан қалыңдықтар
аудан бойынша 2,6 м-ден 45,6 м-ге дейін өзгеріп отырады.
Оңтүстік төбе кенішінің тиімді мұнайға қаныққан қалыңдықтар
аудан бойынша 0 м-ден (№32 ұңғы) 88 м-ге (№28 ұңғы) дейін өзгеріп
отырады. Орташа тиімді мұнайға қаныққан қалыңдықтар 61,6 м.
КҚ-ІІ кешені
КҚ-ІІ кешенінің жалпы қалыңдығы 599 м-ге тең. Қалыңдық өткізгіш
қабаттарының саны 7-ден 38-ге дейін алмасып отырады. Олардың қалыңдығы
0,4 м – 27,8 м- дейін(№22 ұңғы).
ГИС деректері бойынша КҚ-І қалыңдығында №5,9 ұңғыларының орналасқан
аймағында қалыңдығы 1-10,8 м болатын саны 6-8 коллектордың өткізгіш
қабаттары көрінеді .
КҚ-І-1 және КҚ-І-2 кешендері кеніштерінің ауданы бойынша тиімді
газға қаныққан қалыңдықтар 17,6м-ден (№9 ұңғы) 36,4 м-ге дейін (№5 ұңғы)
өзгеріп отырады.
Тиімді мұнайға қаныққан қалыңдықтар 2,8м-ден 32,6 м-ге дейін (№5
ұңғы) өзгеріп отырады.
1.4 Тектоника
1.4.1 Өнімді коллекторлардың сипаттамасы
Осы жұмыс өнімді қабаттың жыныс-коллекторларының параметрлерінің
орташа шамалары біріншіден, 1994 жылы орындалған мұнай мен газдың
қорларының және басқа компоненттердің есептеулері деректері негізінде,
екіншіден, №51,52 ұңғылар бойынша коллектордың қасиеттерін анықтау
нәтижелерін есептей отырып, алынды. Көрсетілген сважиналарды бұрғылау
процесінде кеуектілікке 454, өткізгіштікке 445 үлгісі талқыланған керннің
жоғары алынуы қамтамасыз етілді. Оның ішінде 144 және 139 үлгісі
коллекторлық қасиеттердің кондициялық мағынасымен.
Жоғарыда аталған мұнай мен газдың қорларының және басқа
компоненттердің есептеулері кезінде өнімді қабаттардың тас материалдармен
сипатталуы төмен мөлшерде болып отыр. КҚ-І қабатының кернмен айқындалуы
1,9%, КҚ-ІІ-1 қабатының - 5,5% және КҚ-ІІ-2 қабатының - 6,5%.
№51, 52 ұңғылар бойынша мол керннің талдану нәтижелері өнімді
қабаттардың литолого-петрографиялық сипаттамасы туралы қосымша ақпарат
алуға, кеуектілік пен өткізгіштіктің орташа шамасын дәлдеуге,
кеуектіліктің есебін жасайтын геофизикалық әдісті таңдауға,сумен мұнайды
ығыстырып шығару коэффициентін анықтауға және құйылған судың қабат
суымен және коллектор-жыныстармен үйлесімділігін бағалауға мүмкіндік
береді.
КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2 өнімді қалыңдықтары № 51,52 ұңғылардағы кернді
зерттеу деректері бойынша әк тас пен доломиттің, саздың, анда-санда
конгломераттың қабаттарымен жасалған. Мұнайдың коллекторлары ретінде
әк тастар мен доломиттер қызмет етеді.
Әк тастар сұр түсті, мұнайға қаныққандықтан сарғыш түсті, жеңіл
мұнай иісімен, біркелкі емес кеуекті, жарықшақты және стилолитизделген, кей
қабата кремнийленген және доломиттелген.
Әк тастың микроқұрылымы органогенді-сынықты, биоморфты, органогенді-
детритті, оолитті, кристалды. Органогенді қалдықтар, түзуші жыныстар
фораминиферлер, балдырлар, криноидтер, кораллдардың мүшелерінің және
басқалардың қаңқаларымен көрсетілген. Қалдықтардың мөлшерлері 0,1-5мм
аралығында, микрофаунаныкы – 5-10см аралығында. Қалдықтар крустификациялық
жиектермен бірнеше қабат болып өсіп, оолиттік құрылымдарға және оолиттік
әк тастарға айналады. Кейде оолиттердің ортасында кальциттің
сферолиттері болады.
Түйісу, кеуекті, крустификациялы, регенерациялы типті цементтер
жіңішке және ұсақ кристалды кальцитпен, кейде ангидритпен берілген.
Қалыптық қалдықтар аралығында ашық кеуектер бар, ұсақ каверналар
құрылу арқылы күрделенген. Кеуектер көбіне жіңішке каналдармен
жалғастырылған.
Жарықшақтық жыныстардың тығыз қабаттарына ұштастырылған. Ашық
жарықшақтар тегіс емес, аз иректелген, қалыпты қалдықтарды жанаушы,
литогенетикалық, 5-30мкм ашылған, кейде күрделенген, 30 градус бұрышта
немесе жыныстардың қабатталуына параллель орналасқан. Көлденең жарықшақтар
ықтырма түрде бір-бірінен 0,5-5 см аралығында орналасқан. Жарлары тегіс
емес, тотыққан мұнай жағылған. Көлденеңінен орналасқан ашық жарықшақтар
аз кездеседі. Олар тік, тектоникалық текті болуы мүмкін қалыптық
элементтерді кесіп өтеді.
Стилолиттік тігістер жыныстардың қатпарлануына параллель, кейде 30
және 90 градус бұрышпен орналасқан, сазды-органикалық затпен толтырылған,
тістерінің жоғарғы жақтарында сілтіден айыру кеуектері кездеседі, кейде
оларға параллель орналасқан ашық ұсақ жарықшақтармен кездеседі.
Доломиттер ұсақ кристалды, туынды, пелиттік материалмен лайланған
ромбоэдрикалық және формасы дұрыс емес кристаллдармен құрылған. Сілтіден
айыру және доломиттік типтес тегіс емес кеуекті. Кеуек формасы бұрышты,
дұрыс емес, кей бөлігі дөңгелетілген. Кеуек мөлшері 0,02-0,35 мм.
Жыныстардың жарықшақтық параметрлерін анықтау қолда бар кернде ВНИГРИ
жасаған үлкен стандартты емес шлифтердің әдісімен жүргізілді. Үлкен шлифтер
әдісі статистикалық болып есептеледі. Объект бойынша шлифтердің саны 15-тен
кем болмауы керек, орташа шамаға жарықшақсыз шлифтер де алынады. Мұнда
барлық шарттар орындалмаған, себебі кеуекті жыныстардан үлкен шлифтер
жасалмаған. Жұмыс барысында жарықшақтың ұзындығы штуф бойынша алынған,
жарықшақтың диаметрінің шамасына шлифтер бойынша ашықтықтар алынған.
Жоғарыда айтылғандай, жарықшақтық жыныстардың қатты қабаттарына
ұштастырылған. Мұндай жыныстарға коллектордың кеуекті-жарықшақты типі
келеді. Тиімді қабаттарда жарықшақтар жоқ, сілтіден айыру кеуектері бар
және кеуекті типті коллектор бар.
Барлық өнімді қабаттар бойынша кеуектіліктің 1327, өткізгіштіктің
1053 анықтамалары жасалды, оның ішінде осыған сәйкес 301 және 191
анықтама коллектор-мұнайға қаныққан жыныстарды сипаттайды Осында №51, 52
ұңғылар бойынша үлгілер де кіреді.
Керннің кондициялық зерттеулерінің деректері бойынша кеуектілік пен
өткізгіштіктің орташа шамалары есептелген, әсіресе мұнаймен қаныққан
және сумен қаныққан жыныстар, сонымен қатар қабаттар бойынша
дифференциалды. Нәтижесінде КҚ-І қабаты бойынша сыйымдылық сипатының орташа
шамасы 0,122-ге тең болды (197 анықтама), орташа өткізгіштік – 0,0176мкм2
(15 анықтама),КҚ-ІІ-1 қабаты бойынша осыған сәйкес 0,111 (83 анықтама)
және 0,008 мкм2 (43 анықтама), КҚ-ІІ-2 қабаты бойынша 0,11 (197 анықтама)
және 0,0105 мкм2 (133 анықтама). Кеуектіліктің төменгі шегі ретінде КҚ-І-
1,КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2 қабаттарының тіліктерінің мұнаймен қаныққан
бөліктері үшін мұнда осы жұмыста негізделген оның 0,0075-ке тең шамасы
алынды. Өткізгіштіктің төменгі шегі 0,00042 кмк2 –ге тең. КҚ-І
қабатының кеуектілігінің шектік шамасы газ бөлігі бойынша көрсетілген
жұмыста қорлар ГКЗ (Қарашығанақ, Астрахан, Қожасай) бекіткен карбонатты
өнімді резервуарларға сәйкс 0,06%-ке тең қылып алынды.
КҚ-ІІ-1 кешені
Кеніштің оңтүстік жағында орналасқан ұңғылар тарамдаудың (31-ге дейін)
үлкен коэффициентімен сипатталады. Кеніштің бұл бөлігінде тарамдау
коэффициенті 17-31 аралығында өзгереді. Кеніштің басқа бөліктерінде
коэффициент 1-ден 12-ге дейін өзгереді. Кейбір ұңғылар бойынша
ақпараттардың жоқтығы салдарынан есептеулер жүргізілмеген.
0,39-0,59 шамасындағы құмдық коэффициент тарамдаудың ең жоғарғы
коэффициенті бар оңтүстік бөлік ұңғыларына тән.
Кеніштің солтүстік бөлігіндегі бір ұңғыда құмдық коэффициент 1-ге
тең, бірақ бұл ұңғыда бір аз қуатты өткізгіш қабатша бар. Кеніштің басқа
бөлігінде құмдық коэффициенті 0,07-0,26 аралығында өзгереді.
Кеніштің орта бөлігінде ең үлкені 4 м қалыңдықтар байқалады.
Кеніш бойынша орта тиімді қалыңдық 3 м-ге жетеді.
КҚ-ІІ-2 кешені
Кешен кеніштің оңтүстік ұңғылар (3 ұңғы) бойынша тарамдаудың
үлкен коэффициенті 26-ға дейін жететіндігімен сипатталады. Басқа ұңғыларда
коэффициенттер 1-18 аралығында өзгереді.
1.5 Мұнай, газ, конденсат және судың қасиеттері мен құрамы
Әлібекмола кен орнының мұнайы мен газының физикалық-химиялық
қасиеттері “Гипрошығысмұнай” (“Гипровостокнефть”) институты орындаған
тереңдіктегі және бет жағындағы сынаулар зерттеулері нәтижелері бойынша
анықталған. 2002 жылы тереңдік сынаулар №№26,28,51,52 ұңғылардан алынған.
Қабат мұнайының газсыздандыру есебі концентрация теңдеулері бойынша
фазалық теңесулердің тұрақты шамасын пайдалану арқылы орындалған.
Есептеулер үшін сепарация шарттары мұнай мен газды жинау, дайындау және
тасымалдау схемасына сәйкес орташа жылдығы алынған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері 2.3.1.-2.3.12. кестелерінде
және 2.1.-2.12. суреттерінде берілген.
№5,19,12 ұңғылардан үш тереңдікті және үш бет жақты (поверхностный)
сынаулар зерттелген.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы794,0 кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен қанықтыру
қысымы 14,56 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі газдық құрамы
89,1 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 2,90 мПа.с.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың
тығыздығы 865,9кгм3, газдық құрамы 81,9 м3т,көлемдік коэффициент 1,168,
динамикалық тұтқырлығы 20,47 мПа.с.
Тауарлық сипаттама бойынша мұнай жоғарғы күкіртті (күкірттің массалық
құрамы 2,12%), шайырлы (12,36%), жоғарғы парафинді (13,58%). 300 С дейін
қуу (разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 43%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті
сутегі – 0,71%, азот 0,41 %, метан 78,50 %, этан 11,80 %, пропан 5,23 %,
жоғарғы көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 8,38 %, гелий 0,011 %.
Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,724.
Мұнай мен газдың физикалық-химиялық қасиеттері
№№28,51,52 ұңғылардан үш тереңдікті және үш бет жақты сынаулар
зерттеулерінің деректері бойынша қабылданған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы 667,0 кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен
қанықтыру қысымы 24,47 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі
газдық құрамы 276,4 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,51
мПа.с.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың
тығыздығы 827,2кгм3, газдық құрамы 242,7 м3т,көлемдік коэффициент 1,524,
динамикалық тұтқырлығы 4,67 мПа.с.
Тауарлық сипаттама бойынша мұнай күкіртті (күкірттің массалық құрамы
0,81%), аз шайырлы (2,66%), аз парафинді (1,25%). 300 С дейін қуу
(разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 60%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті
сутегі – 1,36%, азот 1,34 %, метан 74,95 %, этан 8,94 %, пропан 6,57 %,
жоғарғы көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 12,59 %, гелий 0,031 %.
Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,783.
Мұнай мен газдың параметрлері №№ 4,5,9,10,26 ұңғылардан бес тереңдікті
және бес бет жақты сынаулар зерттеулерінің деректері бойынша
қабылданған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы 679,0 кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен қанықтыру
қысымы 24,45 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі газдық құрамы
272,3 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,40 мПа.с.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың
тығыздығы 826,9кгм3, газдық құрамы 241,2 м3т,көлемдік коэффициент 1,507,
динамикалық тұтқырлығы 4,38 мПа.с.
Тауарлық сипаттама бойынша мұнай күкіртті (күкірттің массалық құрамы
1,21%), аз шайырлы (4,59%), аз парафинді (1,35%). 300 С дейін қуу
(разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 58%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті
сутегі – 1,90%, азот 1,27 %, метан 69,50 %, этан 12,16 %, пропан 8,22 %,
жоғарғы көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 13,91 %, гелий 0,034 %.
Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,783.
Жұмыс ауданының схемалық көрініс картасы
Шартты белгілер
Мұнай кен орындары
Бекітілген мұнай-газдылықты тұз асты құрылымдары
Битум кен орындары
Табылған құрылымдар
Терең бұрғылаудағы құрылымдар
Төменгі пермь кезеңіндегі мүмкін органогендік
құрылыстар телімдері
Жер жарықтары
1.6 Игеру жобасының қабылданған нұсқасының негізгі жағдайлары
Гидродинамикалық және экономикалық есептеулердің негізінде Әлібекмола
кен орнын игеру жобасымен қабылданды
Пайдалану объектісі – КТ-ІІ түгелімен. Мұнай кеніші 600х600 ұңғылар
торы (36 гаұңғы) бойынша бұрғыланады. Қабатқа су айдау 9 нүктелік аудандық
су айдау жүйесі бойынша іске асырылады. Кеніш 4 станокпен бұрғыланады, жыл
сайын 15 өндіру және 5 айдау ұңғылары іске қосылады.
Сонымен қатар, ішкі нұсқа қарастырылған, ол негізгі нұсқадан
ұңғылардың сулану дәрежесі 98,5%-тен асқан кезде ұңғылар аралығын оқшаулау
жүргізуімен ерекшеленеді. Әлібекмола кен орнының пайдалану объектілерін
игерудің негізгі нұсқалары ретінде оларды тік өндіруші және айдау
ұңғыларының жүйесін бұрғылау қабылданған.
Ұңғылардың тереңдік қондырғылары диаметрі 73 мм, қабырғасының
қалыңдығы 7,01 мм, С-75 маркалы болаттан жасалған құбырлардан құралған
фонтанды лифттен тұрады. 52 ұңғыда фонтанды лифтттен басқа Baker Model
фирмасының механикалық пакері, циркуляциялық клапан және орнату ниппелі
қондырылған. Фонтанды лифттің төменгі жағы 3143,49-3293,4 м тереңдікке
түсірілген.
Өндіру ұңғыларынң сағасы жұмыстық қысымы 35 МПа фонтанды арматурамен
жабдықталған. Арматура Н2S және СО2 мөлшері 6%-ке дейін жететін орталарға
арналған антикоррозиялық материалдан жасалған.
Өндіру ұңғыларындағы фонтанды лифтті таңдау кезінде шығым мен СКҚ
диаметрлері арасындағы келесідей қатынастар ұсынылған:
50 ттәулік дейін 60 мм;
50-200 ттәулік – 73 мм;
200-400 ттәулік – 89 мм.
Көтеру колоннасы С-75 маркалы болаттан жасалған құбырлардан тұруы
керек. С-75 маркалы болаттан жасалған, қабырғаларының қалыңдығы 7,01 мм СКҚ-
дың созылуын есептеуді пакерді орнату есебімен анықтаймыз. Пакерді жұлып
кету кезіндегі қосымша жүктеме 125·103 Н, беріктілік қорының коэффициенті
1,3 деп алынады. Мұндай болжамдар кезінде құбырлар колоннасы 4000 м
тереңдікке дейін түсірілуі мүмкін. Ұңғы қондырғыларының жиынтығы:
жоспарлы өнім мөлшерінің өтуін;
құбыр аралық кеңістіктің герметизациясын;
пакердің орнатылған жерінен жоғары аймақтағы пайдалану колоннасы мен
СКҚ-дың ингибиторлық қорғанысын;
құбырлар мен құбыраралық кеңістік арасындағы циркуляцияны;
тереңдік аспаптардың СКҚ башмагына дейін түсуін;
СКҚ колоннасын жабуды
қамтамасыз етуі керек.
Жоғарыда айтылғандарға сәйкес жерасты қондырғысының құрамына СКҚ-дан
басқа келесі элементтер кіруі қажет:
жапқыш клапан;
ингибиторлы клапан;
циркуляциялық клапан;
аралық пакер.
Суланудың артуы кезінде ұңғылар пайдаланудың механикалық әдісіне
ауыстырылады. Тұрақты қабат қысымы кезінде ұңғылардың фонтанды әдістен
механикалыққа ауысуы КТ-ІІ-1 қабаты бойынша – 33,5 МПа, КТ-ІІ-2 қабаты
бойынша – 34,8 МПа.
1.7 Әлібекмола кен орнын игерудің қазіргі жағдайы
01.09.2004 мерзіміне дейін кен орнында 48 ұңғы бұрғыланған. Пайдалану,
өндіру және жұмыс істеп тұрған қоры – 25 ұңғы (№№ 10, 26, 27, 28, 51, 52,
53, 55, 56, 58, 61, 62, 64, 113, 115, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 204,
207, 210, 211). № 54 бір ұңғы айдау қорына ауыстырылды. №№ 10, 27 ұңғылар
пайдалануға консервациядан соң енгізілді. Геологиялық себептерге байланысты
22 барлау ұңғылары жойылған (№№ 4П, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17,
18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 32).
3 ұңғы меңгеруде: №№ 8, 109, 121. 2 ұңғы бұрғылануда: №№ 135, 143.
2001 ж. пайдалануға 2 ұңғы: №№ 26, 28 енгізілді, жылдық мұнай өндіру
көлемі 3280,6 т болды. Орта тәуліктік шығым 15,11 ттәул.
2002 ж. пайдалануға 4 ұңғы (№№ 51, 52, 53, 54) енгізілді және 6 ұңғы
бойынша жылдық мұнай өндіру көлемі 120,11 мың т. құрады. Орта тәуліктік
шығым 173,1 ттәул.
2003 ж. пайдалануға 60 ұңғыма енгізілді (№№ 55, 56, 58, 115, 204,
210).
01.01.2004 ж. күніне пайдалану ұңғыларының қоры 12 ұңғы болды және
жылдық мұнай өндіру көлемі 418,31 мың т. құрады. Орта тәуліктік шығым 173,1
ттәул.
Әлібекмола құрылымының солтүстік күмбезінің мұнайлығын одан әрі барлау
үшін және коллекторлардың литология-физикалық қасаиеттерін нақтырақ нықтау
үшін 61 және 64 бағалау ұңғылары бұрғыланған (25.12.2002 ж. ЦКР №20
хаттамасына сәйкес).
2003 ж. Granherne және CBS мамандарымен жүргізілген сейсмобарлау
зерттеулерін қайтадан интерпретациялауының нәтижесінде 61, 64 бағалау
ұңғыларының орналасу жері жобалық орналасу орнына қатысты нақтылып
анықталды (18.06.2003 ж. №77 хаттама).
Оңтүстік күмбезде жаңа ұңғылардың орналасу жері түзетілген жоқ және
жоблық орынға сәйкес келеді, яғни орналасу торының тығыздығы 42,16 гаұңғы.
Жаңа ұңғылардың құрылысы күмбездің орталық бөлігінен бастап шет жағына
қарай жүргізілуде, бұл технологиялық схеманы іске асыру ойына сәйкес
келеді.
2004 жылдың сегіз айында пайдалануға қосымша 14 ұңғы енгізілді (№№ 10,
27, 61, 62, 64, 113, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 207, 211). Технологиялық
схемамен 2004 жылы кен орынның оңтүстік бөлігінде 20 ұңғыны (15 өндіру және
5 айдау ұңғысы) бұрғылау және іске қосу қарастырылған. №№ 61, 64 ұңғылар
кен орынның солтүстік күмбезінде бұрғыланған. 01.09.2004 ж. (8 ай ішінде)
25 ұңғы бойынша мұнай өндіру 574,342 мың т. болды, бұл жобалық деңгейдің 38
%-н (жобалық мұнай өндіру көлемі кен орынның оңтүстік бөлігі бойынша 1477,2
мың т.) құрайды. Игерудің басынан 01.09.2004 ж. дейін кен орын бойынша
1116,047 мың т. өндірілді, бұл жобалық деңгейдің (1999 мың т.) 55,8%-н
құрайды.
01.09.2004 ж. күні кен орын бойынша мұнайдың қалдық оры 52138,9 мың т.
құрады. 01.09.2004 ж, күні бір ұңғыға шаққанда мұнайдың меншікті қалдық
қоры: баланстық – 4555,9 мың т., алынатын – 1988,6 мың т. құрады. Кен орын
бойынша мұнай қорының өндірілуі 2,8% құрады (есеп беру құжатын дайындау
мерзіміне), ал жобалық деңгей 5,2% құрайды.
Бір өндіру ұңғысының орта тәуліктік шығымы 93,6 ттәуліктен (№210
ұңғы) 537,2 ттәулікке дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, орташа 137,6 ттәул
құрады, бұл жобалық деңгей 207 ттәул болғанда, оның 38,4%-н құрайды.
Жаңа ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 17,6 ттәуліктен (№62 ұңғы)
196 ттәулікке дейін (№10 ұңғы) өзгеріп, орташа 92,2 ттәулік болды және
жоюалық деңгейдің (240 ттәлік) 38,4%-н құрады.
Ауыспалы ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 93,6 6 ттәуліктен (№210
ұңғы) 537,2 ттәулікке дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, жобалық деңгей 187
ттәулік кезінде орташа 160,8 ттәул құрады. 2004 жылдың сегіз айында
өндіру ұңғылары бойынша газды фактор 74 м3т-дан (№142 ұңғы) 611 м3т -ға
дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, орташа 379,15 м3т құрады, ал жобалық деңгей 242
м3т.
Сонымен қатар, №№26, 28, 53, 56, 204 ауыспалы ұңғылар бойынша игеру
басынан шығымның өсуі байқалғанын айта кеткен жөн. Мысалы, №26 ұңғы бойынша
2002 ж. орта тәуліктік шығым 74,1 м3тәул болса, 2003 ж. – 103,2 м3тәул,
ал 2004 жылдың ағымдағы айларында 165 м3тәулік болды. №28 ұңғы бойынша:
2002 ж. орта тәуліктік шығым 33,2 м3тәул, 2003 ж. – 106,1 м3тәул, 2004 ж.
– 105 м3тәул; №53 ұңғы бойынша: 2002 ж. орта тәуліктік шығым 92,7 м3тәул,
2003 ж. – 155,2 м3тәул, 2004 ж. – 125 м3тәул; №56 ұңғы бойынша: 2003 ж.
орта тәуліктік шығым 87,2 м3тәул, 2004 ж. – 105 м3тәул; №204 ұңғы
бойынша: 2003 ж. орта тәуліктік шығым 132, м3тәул, 2004 ж. – 200 м3тәул
болды.
Ал, №№51, 52, 58, 210 ауыспалы ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығымның
тұрақсыздығы байқалды. Мысалы, №51 ұңғы бойынша 2002 ж. шығым 186,2 м3тәул
болса, 2003 ж. – 289,4 м3тәул, 2004 ж. – 220 м3тәул; №52 ұңғыда: 2002 ж.
шығым 190,7 м3тәул, 2003 ж. – 280,7 м3тәул және 2004 ж. – 200 м3тәул;
№58 ұңғы бойынша: 2003 ж. шығым 203,1 м3тәул, 2004 ж. – 130 м3тәул; №210
ұңғы бойынша: 2003 ж. шығым – 185,5 м3тәул, 2004 ж. – 110 м3тәул болды.
Шығым өлшеу зерттеулерінің талдауы бойынша №51 ұңғыда 19 мм штуцерде
перфорацияланған аралықты дренаждаумен қамтылуы және шығым 11, 13, 15, 17
мм штуцерлерге қарағанда жоғары. №52 ұңғы бойынша 11 мм штуцерде
дренаждаумен қамтылуы 13 мм штуцерге қарағанда жоғары болғанмен, шығым
соңғысында жоғарырақ – 585,9 м3тәул және 431,5 м3тәул. №53 ұңғыда 15 мм
штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 7, 9, 11, 13 мм штуцерге қарағанда
жоғары, сонымен қатар ТҚӨ-ді жүргізуден де оң нәтиже алынды. №56 ұңғыда 13
мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 3, 5, 7, 11 мм штуцерге
қарағанда жоғары. №58 ұңғыда 13 м штуцерде дренаждаумен қамтылуы 15 мм
штуцерге қарағанда жоғары, ал шығым керісінше 15 мм штуцерде жоғары. №113
ұңғыда 7 мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 11 мм штуцерге
қарағанда жоғары.
11 өнімді қабатты дренаждаумен қамтылу тұрғысынан қарасақ, 8 және 9
өнімді қабаттар 12 ұңғымен: №№ 26, 52, 53, 54, 55, 56, 58, 61, 64, 113,
118, 204 жақсы қамтылған; қамту үлесі 0,14%-тен (№61 ұңғы) 81%-ке (№26
ұңғы) дейін өзгеріп, орташа мәні 35% болады. Ал 3, 5, 11 қабаттар – бір, үш
ұңғымен аз қамтылған. Қамтылу мөлшері бойынша 5, 6 қабаттар ең аз төмен.
Қамтылу мөлешрі бойынша екінші болып 4 қабат тұр – 0,6%-тен (№204 ұңғы)
84,1%-ке дейін өзгеріп, орташа мәні 29,3% болды.
Ұңғыларды мұнай шығымдары бойынша жіктесек, ұңғылардың өндіру фондының
40%-і (10 ұңғы – №№27, 61, 62, 113, 116, 118, 119, 210) 100 ттәуліктен
төмен шығыммен жұмыс істейді. Өндіруші фондтың 32%-і 101-ден 150 ттәулііке
дейін шығыммен жұмыс істейді (8 ұңғы – №№26, 28, 53, 56, 58, 115, 207,
211). Өндіру ұңғылар фондының 20%-і 150-200 ттәул шығыммен (5 ұңғы – №№10,
52, 136, 142, 204), 8%-і 200-537,2 ттәул шығыммен (2ұңғы – №№51, 52) жұмыс
істейді.
№№113, 118 ұңғылардың шығымы 100 ттәуліктен аспайтынын талдпудан
көруге болады. Бұл ұңғылардың дренаждалу аймағы фильтрациялық қасиеттері
төмен коллекторларды (КТ-ІІ-2, 8 және 10 қабаттар) және үзік-үзік
коллекторларды, 0,3Кқұм0,5 (СибНИИ бойынша), 6%Ккеуек20% қамтиды.
Ең жоғары жиынтық мұнай алу №51 ұңғыда 186,992 мың т мөлшерінде, ал ең
аз жиынтық мұнай алу №51 ұңғыда 1,081 мың т мөлшерінде болды.
1.8 Ұңғылардың өнімділігін түр маңы аймағын тұз-қышқылды өңдеу
тәсілімен арттыру
Тұз-қышқылды өңдеуөндіру және айдау ұңғыларының түп маңы аймағының
өткізгіштігін арттырудың тиімді және кең тараған әдістерінің бірі болып
табылады, себебі тұз қышқылының бағасы арзан және бұл тәсілді жүргізу
қарапайым.
Өнімділітері карбонатты коллекторлармен байланысты Әлібекмола және
Қожасай кен орындараның жаңа ұңғылары үшін ТҚӨ қабаттың түп маңы аймағына
әсер ету операциясы ретінде қарастырылады. Бұл операцияны жүргізу барысында
карбонаттардан құралған қабатқа тұз қышқылы айдалады, ол таужыныстарымен
және минералдармен әрекеттесіп, ерітудің қосымша каналдарын түзеді. Тұз
қышқылы таужыныстарына химиялық әсер етіп қана қоймай, қабттың
гидравликалық жарылуын туғызуы мүмкін, бұл әсер ету радиусының ұлғаюына
байланысты қышқылды өңдеудің нәтижелерін жақсартады.
Тұз қышқылының карбонатты жыныстармен (әктас және доломит) әрекеттесуі
келесі теңдеулермен сипатталады:
2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2 (1)
4HCl + CaCO3 x MgCO3 = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2 (2)
Әрекеттесудің негізгі өнімдері хлорды кальций және магний суда жақсы
еритіндіктен, қабаттан оңай шығарылады. Сонымен қатар, темір тотығының
шөгінділері, олардың тұнуына тұз қышқылыының ерітіндісіне сірке қышқылын
(5%) қосу кедергі жасайды.
Тұз қышқылы ерітіндісінің карбонатты жыныстармен әрекеттесу сипаты
қышқылды ерітіндінің концентрациясы мен мөлшеріне, қысым мен температураға,
жыныстардың минералогиялық құрамына, сонымен қатар қабаттың түп маңы
аймағының жағдайына байланысты. Карбонатты қабатты қышқылмен өңдеуді
жүргізу технологиясы оның қандай флюидпен қаныққандығына тура байланысты.
Егер қабат мұнаймен қаныққан болса, қабатқа айдалатын қышқыл мұнайды
ығыстырып, оның орнын басады, жыныстар бетінің гидрофобизацияы әсерінен
қышқыл жыныспен бірден емес, уақыт өте әрекеттеседі.
Мұнайлы жыныстарды өңдеудің тиімділігін арттыру үшін қышқылды қабатқа
енуін арттыру мақсатында айдау қысымы мен жылдамдығын максимал мүмкін мәнге
дейін көтеру керек.
Егер қышқылды өңдеу скин-эффекті (қабатты ашу процесінде сазды
ерітіндінің зиянды әсерінен түп маңы аймағының табиғи өткізгіштігінің
нашарлауы) жою мақсатыда жүргізілсе, қышқылды ерітіндінің қажетті көлемі
сазды ерітіндінің әсер ету тереңдігіне байланысты анықталады және 3 м3
құрайды.
Қышқыл өңделетін аймаққа түгел таралып, шекарасынан шығып кетпеу үшін
айдау қарқыны төмен болу керек. Айдау қысымы қабат қышқылды интесивті
қабылдайтындай болуы керек.
Газды қабатттардың алшақ аймақтарын өңдеу айдау қарқыны жоғары болған
жағдайда да мүмкін емес, себебі қышқыл жыныстармен әрекеттескенде бірнеше
минут ішінде бейтараптанады. Сондықтан қышқылды айдамас бұрын газды қабатқа
көмірсутекті сұйықтық (мұнай, дизель отыны) айдайды. Соңғысы жарықтарды
(табиғи және қолдан жасалған) толтырып, олардың қабырғалары арқылы
сүзіледі, осылайша жыныстардың беттері мұнайлы қабаттардағыдай
гидрофобтелген болады. Қышқыл қабырғалары гидрофобталған кеуектер мен
жарықтар арқылы қтіп, қабтқа тереңірек енеді. Айдау қарқыны жоғары болған
сайын қышқыл қабатқа тереңірек енеді. Мұндай нәтижеге эмульгирленген
қышқылды, мысалы гидрофобты қышқылды эмульсияны пайдаланып қол жеткізуге
болады. Көмірсутекті орта ретінде мұнай, керосин, конденсат, дизель отыны,
пайдаланылады, ал эмульгатор ретінде әртүрлі БАЗ-тар қолданылады.
Эмульсияларды айдау кезінде жоғары қысымдар қажет, себебі эмульсилардың
тұтқырлығы жоғары, сонымен қатар газды жыныстар гидрофобты сұйықтықтарды
нашар қабылдайды. Сондықтан эмульсия жарықтар мен кеуектерді толтырып,
қабырғалар арқылы бірден сүзілмейді, тек құраушы бөліктерге бөлінгеннен
кейін ғана оның беттеріне әсер етеді.
Әсерлесуден соң түзілген ерітіндінің тұтқырлығы эмульсияның
тұтқырлығына қарағанда төмен болады. Бұл қабатты әсерлесу өнімдерінен
тазартуға мүмкіндік береді. Қабаттың тазаруын эмульгаторлар да жеңілдетді.
Эмульсиялар әсерлесуін баяулату амалы ретінде қолданылады, бірақ
тұтқырлығы жоғары болғандықтан көп жағдайда қолданылмайды.
Тұз қышқылды өңдеудің тиімділігі, ең алдымен жүргізу технологиясын
дұрыс таңдаумен анықталады, ол нақты өңделетін объекттің сипаттамасына
байланысты.
Кез келген нақты жағдайда өңдеудің “өз” технологиясы қажет. Мысалы,
геофизикалық мәліметтерге және көршілес ұңғыларда жүргізілген зерттеулер
мәліметтеріне сәйкес газ-мұнайлы және өткізгіштігі жоғары қабаттарды өңдеу
қажет. Перфорациядан кейін газ бен мұнайдың әлсіз ағыны алынды. Қабат ашылу
кезінде ластанған деп есептейміз. Кедергіні жою үшін 1,5-2 м қышқылды төмен
қарқынмен айдауды жобалаймыз. Егер болжам дұрыс болса, өңдеуден соң
ұңғылардың өнімділігі артады.
Шығымның жоғарылауы аз болды деп есептейік. Демек, “кедергінің” ролі
ағыс жағдайында шамалы болған және тереңірек аймақты өңдеу қажет. Осы
мақсатпен жоғары концентрациялы қышқылды көп мөлшерде максимал мүмкін
қысыммен және жылдамдықпен айдау өажет.
Бұл жағдайда бірінші технологиялық схема (аз мөлшерде қышқыл айдау)
бойынша өңдеудің пайдасы жоқ және ұйымдастыру себептеріне байланысты көп
мөлшерде жоғары концентрациялықышқылды ерітіндіні ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 2
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 3
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелу және игерілу тарихы 4
1.3 Стратиграфия 10
1.3.1. Коллекторлардың қалыңдықтарының сипаттамасы. 10
1.4 Тектоника 11
1.4.1 Өнімді коллекторлардың сипаттамасы 11
1.5 Мұнай, газ, конденсат және судың қасиеттері мен құрамы 15
1.6 Игеру жобасының қабылданған нұсқасының негізгі жағдайлары 19
1.7 Әлібекмола кен орнын игерудің қазіргі жағдайы 20
1.8 Ұңғылардың өнімділігін түр маңы аймағын тұз-қышқылды өңдеу тәсілімен
арттыру 24
1.9 Кәдімгі тұз қышқылды өңдеу 27
2.3.2 VDA қолданып тұз қышқылымен өңдеу 31
1.8 33
2 Экономикалық бөлім 38
2.1 Ұйымдық-өндірістік құрылым және сандық құрам. 38
2.2 Еңбек ақы 39
2.3 Жобалау және бюджеттеу 41
2.4 ТҚӨ дейінгі технико-экономикалық көрсеткіштерді талдау 46
2.4.1 ТҚӨ дейінгі мұнай өндіру көлемін талдау 47
2.4.2 ТҚӨ дейінгі шығындарды анықтау 47
2.4.3 ТҚӨ дейінгі 1т мұнайдың өзіндік құнын анықтау 48
2.4.4 ТҚӨ кейінгі технико-экономикалық көрсеткіштерді анықтау 48
2.4.5 ТҚӨ кейінгі шығындарды анықтау 49
2.4.6 ТҚӨ кейінгі 1т мұнайдың өзіндік құнын анықтау 52
4.1 Еңбекті қорғау, техникалық қауіпсіздік және қоршаған ортаны қорғау
саясаты 53
4.2. Техникалық қауіпсіздік пен еңбекті қорғаудағы шешімдер 57
4 Ұңғыларды жуу және тұз қышқылымен өңдеген кездегі жұмыстардың
қауіпсіздігі. 58
4.1. Жуу жұмыстарының қауіпсіздігі. 58
4.2. Жуу агрегаттарындағы қауіпсіздік жұмыстары. 61
4.3.Қышқылмен өңдеген кездегі қауіпсіздік. 61
4 Қоршаған ортаны қорғау 62
4.1 Қоршаған табиғи ортаның өндiрiстiк мониторингiсi 62
Атмосфералық ауа мониторингiсiнiң талдануы 68
Радиациялық қауiпсiздiк мониторингiсi 70
Қорытынды 72
Қолданылған әдебиеттер 74
КІРІСПЕ
Әлібекмола кен орнын игеруді жер қойнауын пайдалану және көмірсутекті
шикізатты өндіру туралы ГКИ сериялы 1998 жылғы 19 қазаннан №993 (мұнай)
лицензиясына сәйкес “Казахойл Ақтөбе” ЖШС іске асыруда.
Кен орны 1987 ж. ашылған, ал 1994 ж. мұнай, газ, конденсаттың және
ілеспе компоненттердің қорлары Қазақстан Республикасының Геология және жер
қойнауын қорғау Министрлігінің жанындағы пайдалы қазбалар қоры жөніндегі
Мемлекеттік комиссиямен бекітілген (1994 ж. 24 қарашадан №24 хаттама).
1996 ж. Әлібекмола мұнай кен орнын игерудің орындылығының техника-
экономикалық негізделуін ВНИИОЭНГ институты жасады. Бұл жұмыста КТ-ІІ бір
пайдалану объектісі ретінде қарастыруды және оны негізінен су айдаудың
блокты жүйесі кезінде көлденең ұңғылармен игеруді ұсынды.
Кейінірек “Густавсон Ассошиэйтс Инк” фирмасымен Әлібекмола, Қожасай
және Ұрықтау кен орындарын игерудің техника-экономикалық негізделуін
жасады. Мұнда да ұңғылардың көбі КТ-ІІ және КТ-ІІ-2 объектілерін бірігіп
пайдалануды, су айдау және көп оқпанды ұңғыларды бұрғылау ұсынылған.
2001 ж. НИПИнефтегаз институты кен орынды сынамалы пайдалану жобасын
жасады, бұл жобада 6 өндіруші және 2 барлау ұңғыларын бұрғылау
қарастырылған.
2002 ж. Әлібекмола кен орнының геология-физикалық құрылымын зерттеуге
“Халибертон” фирмасының мамандары шақырылған, олар қолдағы бар геология-
кәсіпшілік мәліметтерді талдап, компьтерде КТ-І және КТ-ІІ объектілерінің
геология-физикалық модельдерін жасады.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
Әлібекмола кен орны әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасы
Ақтөбе облысы Мұғалжар ауданының аумағында Ақтөбе қаласынан
оңтүстікке қарай 250-270 км жерде орналасқан (сурет 1.1.).
Ең жақын елді мекен кен орнының ауданынан батысқа қарай 5 км жерде
орналасқан Жағабұлақ ауылы және 45-50 км жерде орналасқан Шұбаршы ауылы
болып келеді. Ең жақын темір жол станциясы және аудан орталығы кен
орнынан солтүстік-шығысқа қарай 50 шақырым жерде орналасқан Жем
станциясы болып келеді.
Халықаралық разграфкасының атауы М-40-ХХХХIV.
Орографиялық жағынан аталған аудан арқалықтар мен жырақтармен
бөлінген төбешікті жазық болып келеді. Аймақтың солтүстік-батыс
бөлігіне Құмжарған құмы жалғасады.
Рельефтің жоғарғы абс.нүктесі +281м аталып өткен аймақтың орталық
бөлігіне келсе, төменгі абс.нүкте + 160 м аймақтың солтүстік бөлігін
кесіп өтетін Жем өзенінде байқалады.
Аудан ауа температурасы +35 –40 С (жазда) – тан -33-45 С
аралығында тәуліктік тербелістері бар континенталдық ауа-райымен
сипатталады. Негізгі жауын-шашын қыста түседі, олардың жылдық орташа
мөлшері 200 мм-ден аспайды.
Жер бетінің тау жынысының қату тереңдігі 1,5 – 1,8 м-ге дейін. Аудан
өсімдікке кедей. Жем өзені бойында және терең арқалықтарда бұталар
кездеседі. Жануарлар әлемі де сирек – негізінен кеміргіштер.
Ең жақын мұнай кен орындары – жетілген инфрақұрылымы, энергетикалық
базасы және мұнай мен газ өндіруге дайындық күштері бар Жаңажаол (20
км) және Кеңқияқ (45 км) кен орындары. Бұл кен орындарының мұнайы
мұнай құбырлары арқылы Атырау-Жаман қала магистральды мұнай құбырына
жіберіледі. Көрсетілген кен орындарының мұнай кәсіпшіліктері Ақтөбе
қаласымен асфальт төселген тас жолмен байланысқан. Кен орнының
солтүстік бөлігі арқылы асфальт төселген Жаңажол – Жем – Ақтөбе жолы
өтеді.
Жұмыс ауданында құм, құмшық, саз, саздақ сияқты құрылыс
материалдары кең таралған. Альб және төрттік кезеңдеріндегі құмдар
құрылыс материалдары ретінде қолданылады. Техниканы сумен жабдықтауға кен
орны аймағынынң солтүстік бөлігін көлденең бағытта кесіп өтіп жатырған
Жем өзенінің суы жарамды.
Әлібекмола дөңесі терең іздеу-барлау бұрғылауы мақсатында сейсмикалық
барлау арқылы 1980 жылы дайындалған. Алғашқы ашылғаны – 1987 жылы КҚ-І,
КҚ-ІІ (карбонатты қалыңдық) тізбек қалыңдықтарында сынақ кезінде мұнай
мен газдың фонтандық ағындары болғаны. 01.01.02ж. жағдайында кен орны
бойынша 29 ұңғы бұрғыланды.
Кен орны бойынша жалпы мұнайдың, газдың, конденсаттың қоры (С1
санаты бойынша) 1994 ж. қараша айында ҚР ҚБМК бекіткен №21 хаттама
бойынша мынадай:
мұнайдың баланстық қоры – 127427,6 мың тонна,
мұнайдың алынатын қоры - 54119,2 мың тонна.
С2 санаты бойынша
мұнайдың баланстық қоры – 2054,3 мың тонна,
мұнайдың алынатын қоры - 930,2 мың тонна.
Бос газдың алынатын қоры – 655 млн.м3
Газ-конденсаттың баланстық қоры – 22 мың тонна, алынатын қоры – 13
мың тонна.
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелу және игерілу тарихы
Әлібекмола кен орны аймақтық тектоникалық жоспарда Шығыс-Еуропа
платформасының оңтүстік-шығысындағы ірі облысы – Каспий маңы ойпатының
шығысындағы аттас дөңге сәйкестендірілген. Каспий маңы ойпатының шығыс
борттық аймағының негізгі геоқұрылымдық элементі болып Ақтөбе
–Астрахань биігінің жүйесінің құрамына кіретін Жарқамыс –Темір
төбелері табылады. Аймақтың кунгур кезеңіне дейінгі геологиялық өсуінің
негізгі сипаты алғашқыда Орал геосинклиникалдық облысының, кейінірек
жоғарғы палезой кезеңінде Орал қыртысты жүйесінің қалыптасуынан пайда
болған ұзақ уақыттық өтеусіз аймақтың төмен түсуі болды.
Аймақтың шөгі қабаты екі құрылыстық қабатқа бөлінеді: тұз үсті
және тұз асты қабаттары.
Әлібекмоланың тұз асты дөңесі негізгі ерекшелігі өз кезегінде
брахиантиклиналды типті дөңестермен күрделенген күшті карбонатты
массивтердің өсуі болып келетін Жаңажол тектоникалық басқышында
орналасқан.
Әлібекмола кен орнының тас-көмір жүйесі барлық бөлімдерімен
берілген:
төменгі (визей және серпухов қабаттары),
орташа (башкир және мәскеу қабаттары),
жоғарғы (касим және гжель қабаттары).
Кен орны аймағында ашылған ең ежелгі шөгінділер – окск
кезеңіндегі қабат үсті карбонат-терриген шөгінділері. Бұл шамадағы
шөгінділер № 4,5,9 ұңғыларда ашылған.
Әлібекмола дөңесі гжельск- подольск (КҚ-І) және кашир-вена (КҚ-
ІІ) кезеңіндегі карбонатты массивке сәйкестендірілген.
Бұрын жұмыс жұмыс барысында Әлібекмола құрылымы бұрғылау деректері
бойыеша КҚ-І жамылғы беті бойынша субмеридионалды жазықтың батыста
тектоникалық бұзылулармен шектелген брахиантиклиналды қыртысы болып келеді.
Төменгі карбонаттық қалыңдықтардың жамылғы беті бойынша (КҚ-ІІ) –
оңтүстік және солтүстік шыңдармен (биіктіктермен) күрделенген
брахиантиклиналды қатпары. Батыста дөңес субмеридионалды жазықтың
тектоникалық бұзылуларымен шектелген. Жыныстардың араласу амплитудасы
(солтүстіктен оңтүстікке қарай) осыған сәйкес 200м-ден 500 м-ге
дейін.
“Қазақстанкаспийшельф” ААҚ орындаған ЗД сейсмиканың детальдық
талдауы Әлібекмола кен орнының шоғырлы құрылысын дәлелдеп берді
(28.06.02ж. Алматы қаласы). Қабылданған құрылымдық карта 1-бет КТ-ІІ
бетін өте жақсы кескіндеген. Екі батыстық бұзылушылық (Ғ1,Ғ2) және
субмеридионалды бағыттағы шығыстық лықсыма (Ғ3) құрылымды батыстан және
шығысьан шектейді. Ғ1 мен Ғ2 аралығында құрылысы терең миграциялаудан
кейін дәлелденетін №6 және №29 ұңғылардың ауданындағы лықсыма-қозғалыс
аймағы орналасқан. Бұл жерлерде бағалау ұңғыларын бұрғылау мақсатты
болады.
Кен орнының солтүстік бөлігіндегі Ғ4 ішкі жер жарығы аз
амплитудалық және осы кезеңде құрылымдық тұрғызуға қомақты өзгеріс
жасамайды. Ең қомақтысы – құрылымды оңтүстік және солтүстік бөліктерге
бөлетін Ғ5 көлденең жылжыманы табу. Ғ5 тің жылжымалы деформациясы екі
игеру телімін бөлуге мүмкіндік береді:
негізгі (Ғ5-тен оң жақта),
нашарланған қасиеттерімен (Ғ5 –тен сол жақта).
Қазіргі кезде үш телімнің өнімділігі дәлелденген:
1-негізгі (Ғ2 мен Ғ3-тің аралығы),
2- лықсыма-қозғалыс телімі (№6 ұңғы аймағы),
3-оңтүстік-шығыс (Ғ1 мен Ғ2 аралығы) № 29 ұңғының аймағы.
Екінші және үшінші телімдер ауданы мен көлемдері бойынша кішірек,
сол себепті алғашқы кезеңде жоспалау бірінші телімде (негізгі) көбірек
жүргізілуі тиіс.
Кен орнының күрделі толқынды суреттемесіне қарай құрылымдық
тұрғызулардың өзгерісіне әкелетін итерациялардан кейінгі терең
миграциялардың нәтижелерінің қомақты маңызы бар.
Әлібекмола кен орнында үлгі тас (керн), ГИС және ұңғыларды сынау
нәтижелері бойынша ағынға жоғары және орта карбонатты шөгінділерге
сәйкестендірілген екі карбонаттық қалыңдықтардың өндірістік мұнай-газдылық
бекітілген.
Қалыңдықтық карбонаттық жыныстарының таяз су шельфтік генезисі бар
және әк тас, доломит және жұқа 2-5 м, кейде 10 м аргиллит қабаттарымен
кезектесетін олардың өтпелі түрлерінен құрылған. Мұндай құрам карбонатты
қалыңдықтардың ритмикалық қатпарлы сипатын қалыптастырады, мұнда
коллекторлар ритмдердің регрессивтік бөлшектерінің жоғарысына келтірілген.
КҚ-І жоғарғы карбонаттық қалыңдық стратиграфиялық жағдайда жоғарғы
подольск-гжельск кезеңінің шамасындағы шөгінділерге сәйкестендірілген.
Қалыңдық әк тас, доломит және карбонаттық жыныстардың әк тас-доломит
түрлерінен, терригендік, әсіресе аргилиттік жыныстардың қатпарларынан
қалыптасқан. Оның жалпы қалыңдығы –250-599 м. Түзілу тереңдігі – 1850-
2950 м.
КҚ-І жоғарғы карбонаттық қалыңдық Әлібекмола дөңесінің оңтүстігіне
келетін газ шапкалары мен мұнайдың кенішін құрайды.
Барынша жылдам дамыған солтүстік басында подольск кезеңі алдында
кашир шөгінділерінің басым бөлігі, ал пермь кезеңі алдындағы гжельск
кезеңі шөгінділері жинақталған. КҚ-І қалыңдығының солтүстік төбесінде
мұнай мен газдың кеніштері табылмаған.
ГКЗ-да мұнай мен газдың қорын бекіткенде КҚ-І қалыңдығы екі
кешенге бөлінген: ГНК және ВНК-лары бар КҚ-І-1 және КҚ-І-2, шартты
түрде асб.нүкте –1671 м (ГНК) және –1772 м (ВНК) деп қабылданған.
ГНК және ВНК қабылдаған шекараларында кеніштердің биіктігі 75 м-ден
101 м-ге дейін.
Кеніштердің шамалары мынаған тең:
КҚ-І-1 -4,56х2,62 км
КҚ-І-2 -3,4х2,3 км.
Кеніштер мұнай сақтайтын ыдыстар (резервуар) түрлеріне байланысты
қабатты-массивті, тектоникалы экрандалғанға жатады.
КҚ-І қалыңдығы КҚ-ІІ қалыңдығымен салыстырғанда шамасы бойынша
үлкен емес мұнайға қаныққан қалыңдықтар және мұнай қорлары бар, сондықтан
кен орнын игеру үшін кері объект ретінде болуы мүмкін. Төменгі
карбонаттық қалыңдық (КҚ-ІІ) жоғарғы визей-кашир кезеңіндегі
шөгінділерге сәйкестендірілген және литологиялық жағынан негізінен әк тас
пен жасыл-сұр аргиллит қабаттарымен берілген.
КҚ-ІІ төменгі өнімді қалыңдығының орналасқан тереңдігі 2800-4500м.
Алты ұңғы бойынша жалпы қалыңдық орташа 535 м-ге тең.
КҚ-ІІ қалыңдығы жоғары жатқан КҚ-І қалыңдығының тілігінен
терригендік, негізінен төменгі подольск кезеңіндегі сазды шөгінділермен
бөлінеді. Бұл шөгінділер карбонатаралық қалыңдық (КАҚ) деген атқа ие
болған және құрайтын жыныстардың қалыңдығына байланысты 460-738 м
аралығында өзгереді және өнімсіз болып саналады. Оны сынау тоғыз ұңғыда
жүргізілді, оның үшеуінде (№№ 6,10,16) мұнайдың болар-болмас ағыны алынды
(0,22м3тәулігіне). Басқа ұңғылардан мұнай алынған жоқ. Қалыңдық УВ үшін
флюидо (сұйықтық)-тірек болып табылады.
Төменгі карбонаттық қалыңдықтың құрамында мұнай кеніштері бар. Газ
шапкалары табылған жоқ.
Кен орнында бұрғыланған барлық ұңғылардың тіліктерінің детальды
жыныс қабаттарының салыстырмалы ара-қатынасы коллекторлар дестелерімен
қатар коллектор емес дестелерін бақылауға мүмкіндік береді. Оның ішінде
ең төзімдісі КҚ-ІІ қалыңдық шөгінділерінің орта бөлігінде
бақыланады.
Осының салдарынан КҚ-ІІ қалыңдығын есептеу және игеру екіге
бөлінеді: КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2.
КҚ-ІІ-1 кеніші бойынша су-мұнай түйісу (СМТ) шартты түрде
абс.нүкте –3300 м қабылданған және КҚ-ІІ-2 мен №10 ұңғыда (оңтүстік
төбе) мұнаймен қаныққан коллектор-қабаттың табаны бойынша бірдей және
осы ұңғыдағы сынақ нәтижелерімен дәлелденген. Абс.нүкте –3287,7 –3298,7
аралығынан мұнайдың сусыз ағыны алынған.
Сулы аз ағынды мұнай алынған абс.нүкте – 3284,9 –3310,2м аралығында
№ 20 ұңғыдағы сынақ нәтижесі дөңестің солтүстік және оңтүстік
төбелеріне сәйкестендірілген мұнай кеніштерінің бірдей СМТ пайдасына
куә.
КҚ-ІІ-1 объектісінің коллекторларын мұнаймен қанықтыру он екі ұңғының
ағынының колоннадағы сынағын жасау арқылы дәлелденген. Сынау нәтижесінде
мұнай ағыны тәулігіне 114 тоннаға дейін алынды (№51 ұңғы).
Сейсмикалық көріністің жаңа деректерінің есебі бойынша КҚ-ІІ-1
кенішінің шекарасы қабылданған СМТ контуры , коллекторды тығыз жыныстармен
ауыстыру аймағы және шығыс қанаттары бойымен жердің жарылуы болып келеді.
Қабылданған шекаралардағы кеніш мөлшері құрылымның созылуы бойынша
12,4 км және және оған қарсы солтүстікте 1,8 км және оңтүстікте 2,9 км.
Мұнайлылық қабаты 637 м-ге тең.
Кеніш типі - қабатты, тектоникалық экрандалған. Су - мұнай аймағының
ені үлкен емес: 100 м-ден 700 м-ге дейін. Бет 2.
КҚ-ІІ-2 кешені 13 ұңғыда ағынға сыналған. Оның тоғызында мұнайдың
өндірістік ағыны дебитпен тәулігіне 75 т-ға дейін алынды (№26 ұңғы).
КҚ-ІІ-2 кешені Әлібекмола дөңесінің солтүстік және оңтүстік
төбелеріне сәйкес келетін екі мұнай кеніштерін құрайды. Бет 3.
Солтүстік төбенің кенішінің биіктігі 108 м. Оның мөлшері – 3300м
СМТ қабылданған шекарада, 3,76 х 1,4 км. Кеніш типі – қабатты,
тектоникалық экрандалған. Су-мұнай аймағының мөлшері: 400 м-ден 2,36 км-ге
дейін.
КҚ-ІІ-2 қалыңдығына шамасы бойынша негізгі саналатын мұнайдың
қорлары жатады. Осы құжатттың дайындалу мерзіміне зерттелген болып кен
орнының оңтүстік бөлігі есептеледі, бұрғыланған №№ 26,28,51,52 ұңғылар
пайдаланылу үшін сыналуда. Сондықтан кеніштің оңтүстік бөлігі игеруге
бүтіндей дайындалған.
Солтүстік бөлігі әлі де бағалау ұңғыларын бұрғылау арқылы аяғына дейін
зерттелуі керек.
Әлібекмола кен орнының батыс қанаты арқылы өтетін екі жарық
ортасында орналасқан аймақта (№ 6,12 ұңғы аймағы) КҚ-ІІ қалыңдығында
мұнай кеніштері болуы мүмкін, бірақ оны зерттеу керек.
Одан басқа, жұмыста өз еркінше есептеу объектілеріне КҚ-ІІ-1
қвлыңдығы үстіндегі коллектор қабаттарының линзалары бөлінген. Осы
есепті жасау барысында жоғарыда көрсетілген № 10,16,17 ұңғылары
аймағындағы линзаларға қайта талдау жүргізілген жоқ және есептеу
жоспарлары өзгеріссіз қалдырылып отыр.
1.3 Стратиграфия
1.3.1. Коллекторлардың қалыңдықтарының сипаттамасы.
КҚ-ІІ-1 кешені
Осы есепті жасау мерзімі жағдайында КҚ-ІІ-1 23 ұңғымен ашылған.
Жалпы қалыңдығы орташа 147 м-ге тең. Кен орны ауданы бойынша коллектор
барлық жерге жайылмаған. ГИС деректері бойынша ауысу аймағы №25 ұңғының
орналасқан аймағында. Қалыңдығы 0,6 м-ден 15 м-ге дейін болатын өткізгіш
коллектор қабаттарының саны 1-ден 30-ға дейін алмасып отырады (№10 ұңғы).
Оларды бөліп тұратын қатты қабаттың қалыңдығы орташа 29,7 м - 2,2 м-ден
(№24 скв) 68 м-ге дейін (№10скв).
Оңтүстік телім бойынша кеніштің мұнайға қаныққан қалыңдықтарының
мөлшері 20,2 м-ден 68 м-ге дейін.
Солтүстік телімде кеніштің мұнайға қаныққан қалыңдықтарының мөлшері
24,8 м-ге тең (№21 ұңғы).
КҚ-ІІ-2 кешені
Жалпы қалыңдығы орташа 156 м-ге тең. №32 ұңғыда қабат коллекторы
қатты кендермен ауыстырылған. Объектінің өткізгіш коллектор қабаттарының
саны 3-тен 26-ға дейін алмасып отырады (№17,9 ұңғы). Олардың қалыңдығы
0,8 м - 29 м- дейін.
Солтүстік төбе кенішінің тиімді мұнайға қаныққан қалыңдықтар
аудан бойынша 2,6 м-ден 45,6 м-ге дейін өзгеріп отырады.
Оңтүстік төбе кенішінің тиімді мұнайға қаныққан қалыңдықтар
аудан бойынша 0 м-ден (№32 ұңғы) 88 м-ге (№28 ұңғы) дейін өзгеріп
отырады. Орташа тиімді мұнайға қаныққан қалыңдықтар 61,6 м.
КҚ-ІІ кешені
КҚ-ІІ кешенінің жалпы қалыңдығы 599 м-ге тең. Қалыңдық өткізгіш
қабаттарының саны 7-ден 38-ге дейін алмасып отырады. Олардың қалыңдығы
0,4 м – 27,8 м- дейін(№22 ұңғы).
ГИС деректері бойынша КҚ-І қалыңдығында №5,9 ұңғыларының орналасқан
аймағында қалыңдығы 1-10,8 м болатын саны 6-8 коллектордың өткізгіш
қабаттары көрінеді .
КҚ-І-1 және КҚ-І-2 кешендері кеніштерінің ауданы бойынша тиімді
газға қаныққан қалыңдықтар 17,6м-ден (№9 ұңғы) 36,4 м-ге дейін (№5 ұңғы)
өзгеріп отырады.
Тиімді мұнайға қаныққан қалыңдықтар 2,8м-ден 32,6 м-ге дейін (№5
ұңғы) өзгеріп отырады.
1.4 Тектоника
1.4.1 Өнімді коллекторлардың сипаттамасы
Осы жұмыс өнімді қабаттың жыныс-коллекторларының параметрлерінің
орташа шамалары біріншіден, 1994 жылы орындалған мұнай мен газдың
қорларының және басқа компоненттердің есептеулері деректері негізінде,
екіншіден, №51,52 ұңғылар бойынша коллектордың қасиеттерін анықтау
нәтижелерін есептей отырып, алынды. Көрсетілген сважиналарды бұрғылау
процесінде кеуектілікке 454, өткізгіштікке 445 үлгісі талқыланған керннің
жоғары алынуы қамтамасыз етілді. Оның ішінде 144 және 139 үлгісі
коллекторлық қасиеттердің кондициялық мағынасымен.
Жоғарыда аталған мұнай мен газдың қорларының және басқа
компоненттердің есептеулері кезінде өнімді қабаттардың тас материалдармен
сипатталуы төмен мөлшерде болып отыр. КҚ-І қабатының кернмен айқындалуы
1,9%, КҚ-ІІ-1 қабатының - 5,5% және КҚ-ІІ-2 қабатының - 6,5%.
№51, 52 ұңғылар бойынша мол керннің талдану нәтижелері өнімді
қабаттардың литолого-петрографиялық сипаттамасы туралы қосымша ақпарат
алуға, кеуектілік пен өткізгіштіктің орташа шамасын дәлдеуге,
кеуектіліктің есебін жасайтын геофизикалық әдісті таңдауға,сумен мұнайды
ығыстырып шығару коэффициентін анықтауға және құйылған судың қабат
суымен және коллектор-жыныстармен үйлесімділігін бағалауға мүмкіндік
береді.
КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2 өнімді қалыңдықтары № 51,52 ұңғылардағы кернді
зерттеу деректері бойынша әк тас пен доломиттің, саздың, анда-санда
конгломераттың қабаттарымен жасалған. Мұнайдың коллекторлары ретінде
әк тастар мен доломиттер қызмет етеді.
Әк тастар сұр түсті, мұнайға қаныққандықтан сарғыш түсті, жеңіл
мұнай иісімен, біркелкі емес кеуекті, жарықшақты және стилолитизделген, кей
қабата кремнийленген және доломиттелген.
Әк тастың микроқұрылымы органогенді-сынықты, биоморфты, органогенді-
детритті, оолитті, кристалды. Органогенді қалдықтар, түзуші жыныстар
фораминиферлер, балдырлар, криноидтер, кораллдардың мүшелерінің және
басқалардың қаңқаларымен көрсетілген. Қалдықтардың мөлшерлері 0,1-5мм
аралығында, микрофаунаныкы – 5-10см аралығында. Қалдықтар крустификациялық
жиектермен бірнеше қабат болып өсіп, оолиттік құрылымдарға және оолиттік
әк тастарға айналады. Кейде оолиттердің ортасында кальциттің
сферолиттері болады.
Түйісу, кеуекті, крустификациялы, регенерациялы типті цементтер
жіңішке және ұсақ кристалды кальцитпен, кейде ангидритпен берілген.
Қалыптық қалдықтар аралығында ашық кеуектер бар, ұсақ каверналар
құрылу арқылы күрделенген. Кеуектер көбіне жіңішке каналдармен
жалғастырылған.
Жарықшақтық жыныстардың тығыз қабаттарына ұштастырылған. Ашық
жарықшақтар тегіс емес, аз иректелген, қалыпты қалдықтарды жанаушы,
литогенетикалық, 5-30мкм ашылған, кейде күрделенген, 30 градус бұрышта
немесе жыныстардың қабатталуына параллель орналасқан. Көлденең жарықшақтар
ықтырма түрде бір-бірінен 0,5-5 см аралығында орналасқан. Жарлары тегіс
емес, тотыққан мұнай жағылған. Көлденеңінен орналасқан ашық жарықшақтар
аз кездеседі. Олар тік, тектоникалық текті болуы мүмкін қалыптық
элементтерді кесіп өтеді.
Стилолиттік тігістер жыныстардың қатпарлануына параллель, кейде 30
және 90 градус бұрышпен орналасқан, сазды-органикалық затпен толтырылған,
тістерінің жоғарғы жақтарында сілтіден айыру кеуектері кездеседі, кейде
оларға параллель орналасқан ашық ұсақ жарықшақтармен кездеседі.
Доломиттер ұсақ кристалды, туынды, пелиттік материалмен лайланған
ромбоэдрикалық және формасы дұрыс емес кристаллдармен құрылған. Сілтіден
айыру және доломиттік типтес тегіс емес кеуекті. Кеуек формасы бұрышты,
дұрыс емес, кей бөлігі дөңгелетілген. Кеуек мөлшері 0,02-0,35 мм.
Жыныстардың жарықшақтық параметрлерін анықтау қолда бар кернде ВНИГРИ
жасаған үлкен стандартты емес шлифтердің әдісімен жүргізілді. Үлкен шлифтер
әдісі статистикалық болып есептеледі. Объект бойынша шлифтердің саны 15-тен
кем болмауы керек, орташа шамаға жарықшақсыз шлифтер де алынады. Мұнда
барлық шарттар орындалмаған, себебі кеуекті жыныстардан үлкен шлифтер
жасалмаған. Жұмыс барысында жарықшақтың ұзындығы штуф бойынша алынған,
жарықшақтың диаметрінің шамасына шлифтер бойынша ашықтықтар алынған.
Жоғарыда айтылғандай, жарықшақтық жыныстардың қатты қабаттарына
ұштастырылған. Мұндай жыныстарға коллектордың кеуекті-жарықшақты типі
келеді. Тиімді қабаттарда жарықшақтар жоқ, сілтіден айыру кеуектері бар
және кеуекті типті коллектор бар.
Барлық өнімді қабаттар бойынша кеуектіліктің 1327, өткізгіштіктің
1053 анықтамалары жасалды, оның ішінде осыған сәйкес 301 және 191
анықтама коллектор-мұнайға қаныққан жыныстарды сипаттайды Осында №51, 52
ұңғылар бойынша үлгілер де кіреді.
Керннің кондициялық зерттеулерінің деректері бойынша кеуектілік пен
өткізгіштіктің орташа шамалары есептелген, әсіресе мұнаймен қаныққан
және сумен қаныққан жыныстар, сонымен қатар қабаттар бойынша
дифференциалды. Нәтижесінде КҚ-І қабаты бойынша сыйымдылық сипатының орташа
шамасы 0,122-ге тең болды (197 анықтама), орташа өткізгіштік – 0,0176мкм2
(15 анықтама),КҚ-ІІ-1 қабаты бойынша осыған сәйкес 0,111 (83 анықтама)
және 0,008 мкм2 (43 анықтама), КҚ-ІІ-2 қабаты бойынша 0,11 (197 анықтама)
және 0,0105 мкм2 (133 анықтама). Кеуектіліктің төменгі шегі ретінде КҚ-І-
1,КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2 қабаттарының тіліктерінің мұнаймен қаныққан
бөліктері үшін мұнда осы жұмыста негізделген оның 0,0075-ке тең шамасы
алынды. Өткізгіштіктің төменгі шегі 0,00042 кмк2 –ге тең. КҚ-І
қабатының кеуектілігінің шектік шамасы газ бөлігі бойынша көрсетілген
жұмыста қорлар ГКЗ (Қарашығанақ, Астрахан, Қожасай) бекіткен карбонатты
өнімді резервуарларға сәйкс 0,06%-ке тең қылып алынды.
КҚ-ІІ-1 кешені
Кеніштің оңтүстік жағында орналасқан ұңғылар тарамдаудың (31-ге дейін)
үлкен коэффициентімен сипатталады. Кеніштің бұл бөлігінде тарамдау
коэффициенті 17-31 аралығында өзгереді. Кеніштің басқа бөліктерінде
коэффициент 1-ден 12-ге дейін өзгереді. Кейбір ұңғылар бойынша
ақпараттардың жоқтығы салдарынан есептеулер жүргізілмеген.
0,39-0,59 шамасындағы құмдық коэффициент тарамдаудың ең жоғарғы
коэффициенті бар оңтүстік бөлік ұңғыларына тән.
Кеніштің солтүстік бөлігіндегі бір ұңғыда құмдық коэффициент 1-ге
тең, бірақ бұл ұңғыда бір аз қуатты өткізгіш қабатша бар. Кеніштің басқа
бөлігінде құмдық коэффициенті 0,07-0,26 аралығында өзгереді.
Кеніштің орта бөлігінде ең үлкені 4 м қалыңдықтар байқалады.
Кеніш бойынша орта тиімді қалыңдық 3 м-ге жетеді.
КҚ-ІІ-2 кешені
Кешен кеніштің оңтүстік ұңғылар (3 ұңғы) бойынша тарамдаудың
үлкен коэффициенті 26-ға дейін жететіндігімен сипатталады. Басқа ұңғыларда
коэффициенттер 1-18 аралығында өзгереді.
1.5 Мұнай, газ, конденсат және судың қасиеттері мен құрамы
Әлібекмола кен орнының мұнайы мен газының физикалық-химиялық
қасиеттері “Гипрошығысмұнай” (“Гипровостокнефть”) институты орындаған
тереңдіктегі және бет жағындағы сынаулар зерттеулері нәтижелері бойынша
анықталған. 2002 жылы тереңдік сынаулар №№26,28,51,52 ұңғылардан алынған.
Қабат мұнайының газсыздандыру есебі концентрация теңдеулері бойынша
фазалық теңесулердің тұрақты шамасын пайдалану арқылы орындалған.
Есептеулер үшін сепарация шарттары мұнай мен газды жинау, дайындау және
тасымалдау схемасына сәйкес орташа жылдығы алынған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері 2.3.1.-2.3.12. кестелерінде
және 2.1.-2.12. суреттерінде берілген.
№5,19,12 ұңғылардан үш тереңдікті және үш бет жақты (поверхностный)
сынаулар зерттелген.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы794,0 кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен қанықтыру
қысымы 14,56 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі газдық құрамы
89,1 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 2,90 мПа.с.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың
тығыздығы 865,9кгм3, газдық құрамы 81,9 м3т,көлемдік коэффициент 1,168,
динамикалық тұтқырлығы 20,47 мПа.с.
Тауарлық сипаттама бойынша мұнай жоғарғы күкіртті (күкірттің массалық
құрамы 2,12%), шайырлы (12,36%), жоғарғы парафинді (13,58%). 300 С дейін
қуу (разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 43%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті
сутегі – 0,71%, азот 0,41 %, метан 78,50 %, этан 11,80 %, пропан 5,23 %,
жоғарғы көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 8,38 %, гелий 0,011 %.
Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,724.
Мұнай мен газдың физикалық-химиялық қасиеттері
№№28,51,52 ұңғылардан үш тереңдікті және үш бет жақты сынаулар
зерттеулерінің деректері бойынша қабылданған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы 667,0 кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен
қанықтыру қысымы 24,47 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі
газдық құрамы 276,4 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,51
мПа.с.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың
тығыздығы 827,2кгм3, газдық құрамы 242,7 м3т,көлемдік коэффициент 1,524,
динамикалық тұтқырлығы 4,67 мПа.с.
Тауарлық сипаттама бойынша мұнай күкіртті (күкірттің массалық құрамы
0,81%), аз шайырлы (2,66%), аз парафинді (1,25%). 300 С дейін қуу
(разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 60%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті
сутегі – 1,36%, азот 1,34 %, метан 74,95 %, этан 8,94 %, пропан 6,57 %,
жоғарғы көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 12,59 %, гелий 0,031 %.
Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,783.
Мұнай мен газдың параметрлері №№ 4,5,9,10,26 ұңғылардан бес тереңдікті
және бес бет жақты сынаулар зерттеулерінің деректері бойынша
қабылданған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы 679,0 кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен қанықтыру
қысымы 24,45 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі газдық құрамы
272,3 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,40 мПа.с.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың
тығыздығы 826,9кгм3, газдық құрамы 241,2 м3т,көлемдік коэффициент 1,507,
динамикалық тұтқырлығы 4,38 мПа.с.
Тауарлық сипаттама бойынша мұнай күкіртті (күкірттің массалық құрамы
1,21%), аз шайырлы (4,59%), аз парафинді (1,35%). 300 С дейін қуу
(разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 58%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті
сутегі – 1,90%, азот 1,27 %, метан 69,50 %, этан 12,16 %, пропан 8,22 %,
жоғарғы көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 13,91 %, гелий 0,034 %.
Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,783.
Жұмыс ауданының схемалық көрініс картасы
Шартты белгілер
Мұнай кен орындары
Бекітілген мұнай-газдылықты тұз асты құрылымдары
Битум кен орындары
Табылған құрылымдар
Терең бұрғылаудағы құрылымдар
Төменгі пермь кезеңіндегі мүмкін органогендік
құрылыстар телімдері
Жер жарықтары
1.6 Игеру жобасының қабылданған нұсқасының негізгі жағдайлары
Гидродинамикалық және экономикалық есептеулердің негізінде Әлібекмола
кен орнын игеру жобасымен қабылданды
Пайдалану объектісі – КТ-ІІ түгелімен. Мұнай кеніші 600х600 ұңғылар
торы (36 гаұңғы) бойынша бұрғыланады. Қабатқа су айдау 9 нүктелік аудандық
су айдау жүйесі бойынша іске асырылады. Кеніш 4 станокпен бұрғыланады, жыл
сайын 15 өндіру және 5 айдау ұңғылары іске қосылады.
Сонымен қатар, ішкі нұсқа қарастырылған, ол негізгі нұсқадан
ұңғылардың сулану дәрежесі 98,5%-тен асқан кезде ұңғылар аралығын оқшаулау
жүргізуімен ерекшеленеді. Әлібекмола кен орнының пайдалану объектілерін
игерудің негізгі нұсқалары ретінде оларды тік өндіруші және айдау
ұңғыларының жүйесін бұрғылау қабылданған.
Ұңғылардың тереңдік қондырғылары диаметрі 73 мм, қабырғасының
қалыңдығы 7,01 мм, С-75 маркалы болаттан жасалған құбырлардан құралған
фонтанды лифттен тұрады. 52 ұңғыда фонтанды лифтттен басқа Baker Model
фирмасының механикалық пакері, циркуляциялық клапан және орнату ниппелі
қондырылған. Фонтанды лифттің төменгі жағы 3143,49-3293,4 м тереңдікке
түсірілген.
Өндіру ұңғыларынң сағасы жұмыстық қысымы 35 МПа фонтанды арматурамен
жабдықталған. Арматура Н2S және СО2 мөлшері 6%-ке дейін жететін орталарға
арналған антикоррозиялық материалдан жасалған.
Өндіру ұңғыларындағы фонтанды лифтті таңдау кезінде шығым мен СКҚ
диаметрлері арасындағы келесідей қатынастар ұсынылған:
50 ттәулік дейін 60 мм;
50-200 ттәулік – 73 мм;
200-400 ттәулік – 89 мм.
Көтеру колоннасы С-75 маркалы болаттан жасалған құбырлардан тұруы
керек. С-75 маркалы болаттан жасалған, қабырғаларының қалыңдығы 7,01 мм СКҚ-
дың созылуын есептеуді пакерді орнату есебімен анықтаймыз. Пакерді жұлып
кету кезіндегі қосымша жүктеме 125·103 Н, беріктілік қорының коэффициенті
1,3 деп алынады. Мұндай болжамдар кезінде құбырлар колоннасы 4000 м
тереңдікке дейін түсірілуі мүмкін. Ұңғы қондырғыларының жиынтығы:
жоспарлы өнім мөлшерінің өтуін;
құбыр аралық кеңістіктің герметизациясын;
пакердің орнатылған жерінен жоғары аймақтағы пайдалану колоннасы мен
СКҚ-дың ингибиторлық қорғанысын;
құбырлар мен құбыраралық кеңістік арасындағы циркуляцияны;
тереңдік аспаптардың СКҚ башмагына дейін түсуін;
СКҚ колоннасын жабуды
қамтамасыз етуі керек.
Жоғарыда айтылғандарға сәйкес жерасты қондырғысының құрамына СКҚ-дан
басқа келесі элементтер кіруі қажет:
жапқыш клапан;
ингибиторлы клапан;
циркуляциялық клапан;
аралық пакер.
Суланудың артуы кезінде ұңғылар пайдаланудың механикалық әдісіне
ауыстырылады. Тұрақты қабат қысымы кезінде ұңғылардың фонтанды әдістен
механикалыққа ауысуы КТ-ІІ-1 қабаты бойынша – 33,5 МПа, КТ-ІІ-2 қабаты
бойынша – 34,8 МПа.
1.7 Әлібекмола кен орнын игерудің қазіргі жағдайы
01.09.2004 мерзіміне дейін кен орнында 48 ұңғы бұрғыланған. Пайдалану,
өндіру және жұмыс істеп тұрған қоры – 25 ұңғы (№№ 10, 26, 27, 28, 51, 52,
53, 55, 56, 58, 61, 62, 64, 113, 115, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 204,
207, 210, 211). № 54 бір ұңғы айдау қорына ауыстырылды. №№ 10, 27 ұңғылар
пайдалануға консервациядан соң енгізілді. Геологиялық себептерге байланысты
22 барлау ұңғылары жойылған (№№ 4П, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17,
18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 32).
3 ұңғы меңгеруде: №№ 8, 109, 121. 2 ұңғы бұрғылануда: №№ 135, 143.
2001 ж. пайдалануға 2 ұңғы: №№ 26, 28 енгізілді, жылдық мұнай өндіру
көлемі 3280,6 т болды. Орта тәуліктік шығым 15,11 ттәул.
2002 ж. пайдалануға 4 ұңғы (№№ 51, 52, 53, 54) енгізілді және 6 ұңғы
бойынша жылдық мұнай өндіру көлемі 120,11 мың т. құрады. Орта тәуліктік
шығым 173,1 ттәул.
2003 ж. пайдалануға 60 ұңғыма енгізілді (№№ 55, 56, 58, 115, 204,
210).
01.01.2004 ж. күніне пайдалану ұңғыларының қоры 12 ұңғы болды және
жылдық мұнай өндіру көлемі 418,31 мың т. құрады. Орта тәуліктік шығым 173,1
ттәул.
Әлібекмола құрылымының солтүстік күмбезінің мұнайлығын одан әрі барлау
үшін және коллекторлардың литология-физикалық қасаиеттерін нақтырақ нықтау
үшін 61 және 64 бағалау ұңғылары бұрғыланған (25.12.2002 ж. ЦКР №20
хаттамасына сәйкес).
2003 ж. Granherne және CBS мамандарымен жүргізілген сейсмобарлау
зерттеулерін қайтадан интерпретациялауының нәтижесінде 61, 64 бағалау
ұңғыларының орналасу жері жобалық орналасу орнына қатысты нақтылып
анықталды (18.06.2003 ж. №77 хаттама).
Оңтүстік күмбезде жаңа ұңғылардың орналасу жері түзетілген жоқ және
жоблық орынға сәйкес келеді, яғни орналасу торының тығыздығы 42,16 гаұңғы.
Жаңа ұңғылардың құрылысы күмбездің орталық бөлігінен бастап шет жағына
қарай жүргізілуде, бұл технологиялық схеманы іске асыру ойына сәйкес
келеді.
2004 жылдың сегіз айында пайдалануға қосымша 14 ұңғы енгізілді (№№ 10,
27, 61, 62, 64, 113, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 207, 211). Технологиялық
схемамен 2004 жылы кен орынның оңтүстік бөлігінде 20 ұңғыны (15 өндіру және
5 айдау ұңғысы) бұрғылау және іске қосу қарастырылған. №№ 61, 64 ұңғылар
кен орынның солтүстік күмбезінде бұрғыланған. 01.09.2004 ж. (8 ай ішінде)
25 ұңғы бойынша мұнай өндіру 574,342 мың т. болды, бұл жобалық деңгейдің 38
%-н (жобалық мұнай өндіру көлемі кен орынның оңтүстік бөлігі бойынша 1477,2
мың т.) құрайды. Игерудің басынан 01.09.2004 ж. дейін кен орын бойынша
1116,047 мың т. өндірілді, бұл жобалық деңгейдің (1999 мың т.) 55,8%-н
құрайды.
01.09.2004 ж. күні кен орын бойынша мұнайдың қалдық оры 52138,9 мың т.
құрады. 01.09.2004 ж, күні бір ұңғыға шаққанда мұнайдың меншікті қалдық
қоры: баланстық – 4555,9 мың т., алынатын – 1988,6 мың т. құрады. Кен орын
бойынша мұнай қорының өндірілуі 2,8% құрады (есеп беру құжатын дайындау
мерзіміне), ал жобалық деңгей 5,2% құрайды.
Бір өндіру ұңғысының орта тәуліктік шығымы 93,6 ттәуліктен (№210
ұңғы) 537,2 ттәулікке дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, орташа 137,6 ттәул
құрады, бұл жобалық деңгей 207 ттәул болғанда, оның 38,4%-н құрайды.
Жаңа ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 17,6 ттәуліктен (№62 ұңғы)
196 ттәулікке дейін (№10 ұңғы) өзгеріп, орташа 92,2 ттәулік болды және
жоюалық деңгейдің (240 ттәлік) 38,4%-н құрады.
Ауыспалы ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 93,6 6 ттәуліктен (№210
ұңғы) 537,2 ттәулікке дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, жобалық деңгей 187
ттәулік кезінде орташа 160,8 ттәул құрады. 2004 жылдың сегіз айында
өндіру ұңғылары бойынша газды фактор 74 м3т-дан (№142 ұңғы) 611 м3т -ға
дейін (№55 ұңғы) өзгеріп, орташа 379,15 м3т құрады, ал жобалық деңгей 242
м3т.
Сонымен қатар, №№26, 28, 53, 56, 204 ауыспалы ұңғылар бойынша игеру
басынан шығымның өсуі байқалғанын айта кеткен жөн. Мысалы, №26 ұңғы бойынша
2002 ж. орта тәуліктік шығым 74,1 м3тәул болса, 2003 ж. – 103,2 м3тәул,
ал 2004 жылдың ағымдағы айларында 165 м3тәулік болды. №28 ұңғы бойынша:
2002 ж. орта тәуліктік шығым 33,2 м3тәул, 2003 ж. – 106,1 м3тәул, 2004 ж.
– 105 м3тәул; №53 ұңғы бойынша: 2002 ж. орта тәуліктік шығым 92,7 м3тәул,
2003 ж. – 155,2 м3тәул, 2004 ж. – 125 м3тәул; №56 ұңғы бойынша: 2003 ж.
орта тәуліктік шығым 87,2 м3тәул, 2004 ж. – 105 м3тәул; №204 ұңғы
бойынша: 2003 ж. орта тәуліктік шығым 132, м3тәул, 2004 ж. – 200 м3тәул
болды.
Ал, №№51, 52, 58, 210 ауыспалы ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығымның
тұрақсыздығы байқалды. Мысалы, №51 ұңғы бойынша 2002 ж. шығым 186,2 м3тәул
болса, 2003 ж. – 289,4 м3тәул, 2004 ж. – 220 м3тәул; №52 ұңғыда: 2002 ж.
шығым 190,7 м3тәул, 2003 ж. – 280,7 м3тәул және 2004 ж. – 200 м3тәул;
№58 ұңғы бойынша: 2003 ж. шығым 203,1 м3тәул, 2004 ж. – 130 м3тәул; №210
ұңғы бойынша: 2003 ж. шығым – 185,5 м3тәул, 2004 ж. – 110 м3тәул болды.
Шығым өлшеу зерттеулерінің талдауы бойынша №51 ұңғыда 19 мм штуцерде
перфорацияланған аралықты дренаждаумен қамтылуы және шығым 11, 13, 15, 17
мм штуцерлерге қарағанда жоғары. №52 ұңғы бойынша 11 мм штуцерде
дренаждаумен қамтылуы 13 мм штуцерге қарағанда жоғары болғанмен, шығым
соңғысында жоғарырақ – 585,9 м3тәул және 431,5 м3тәул. №53 ұңғыда 15 мм
штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 7, 9, 11, 13 мм штуцерге қарағанда
жоғары, сонымен қатар ТҚӨ-ді жүргізуден де оң нәтиже алынды. №56 ұңғыда 13
мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 3, 5, 7, 11 мм штуцерге
қарағанда жоғары. №58 ұңғыда 13 м штуцерде дренаждаумен қамтылуы 15 мм
штуцерге қарағанда жоғары, ал шығым керісінше 15 мм штуцерде жоғары. №113
ұңғыда 7 мм штуцерде дренаждаумен қамтылу және шығым 11 мм штуцерге
қарағанда жоғары.
11 өнімді қабатты дренаждаумен қамтылу тұрғысынан қарасақ, 8 және 9
өнімді қабаттар 12 ұңғымен: №№ 26, 52, 53, 54, 55, 56, 58, 61, 64, 113,
118, 204 жақсы қамтылған; қамту үлесі 0,14%-тен (№61 ұңғы) 81%-ке (№26
ұңғы) дейін өзгеріп, орташа мәні 35% болады. Ал 3, 5, 11 қабаттар – бір, үш
ұңғымен аз қамтылған. Қамтылу мөлшері бойынша 5, 6 қабаттар ең аз төмен.
Қамтылу мөлешрі бойынша екінші болып 4 қабат тұр – 0,6%-тен (№204 ұңғы)
84,1%-ке дейін өзгеріп, орташа мәні 29,3% болды.
Ұңғыларды мұнай шығымдары бойынша жіктесек, ұңғылардың өндіру фондының
40%-і (10 ұңғы – №№27, 61, 62, 113, 116, 118, 119, 210) 100 ттәуліктен
төмен шығыммен жұмыс істейді. Өндіруші фондтың 32%-і 101-ден 150 ттәулііке
дейін шығыммен жұмыс істейді (8 ұңғы – №№26, 28, 53, 56, 58, 115, 207,
211). Өндіру ұңғылар фондының 20%-і 150-200 ттәул шығыммен (5 ұңғы – №№10,
52, 136, 142, 204), 8%-і 200-537,2 ттәул шығыммен (2ұңғы – №№51, 52) жұмыс
істейді.
№№113, 118 ұңғылардың шығымы 100 ттәуліктен аспайтынын талдпудан
көруге болады. Бұл ұңғылардың дренаждалу аймағы фильтрациялық қасиеттері
төмен коллекторларды (КТ-ІІ-2, 8 және 10 қабаттар) және үзік-үзік
коллекторларды, 0,3Кқұм0,5 (СибНИИ бойынша), 6%Ккеуек20% қамтиды.
Ең жоғары жиынтық мұнай алу №51 ұңғыда 186,992 мың т мөлшерінде, ал ең
аз жиынтық мұнай алу №51 ұңғыда 1,081 мың т мөлшерінде болды.
1.8 Ұңғылардың өнімділігін түр маңы аймағын тұз-қышқылды өңдеу
тәсілімен арттыру
Тұз-қышқылды өңдеуөндіру және айдау ұңғыларының түп маңы аймағының
өткізгіштігін арттырудың тиімді және кең тараған әдістерінің бірі болып
табылады, себебі тұз қышқылының бағасы арзан және бұл тәсілді жүргізу
қарапайым.
Өнімділітері карбонатты коллекторлармен байланысты Әлібекмола және
Қожасай кен орындараның жаңа ұңғылары үшін ТҚӨ қабаттың түп маңы аймағына
әсер ету операциясы ретінде қарастырылады. Бұл операцияны жүргізу барысында
карбонаттардан құралған қабатқа тұз қышқылы айдалады, ол таужыныстарымен
және минералдармен әрекеттесіп, ерітудің қосымша каналдарын түзеді. Тұз
қышқылы таужыныстарына химиялық әсер етіп қана қоймай, қабттың
гидравликалық жарылуын туғызуы мүмкін, бұл әсер ету радиусының ұлғаюына
байланысты қышқылды өңдеудің нәтижелерін жақсартады.
Тұз қышқылының карбонатты жыныстармен (әктас және доломит) әрекеттесуі
келесі теңдеулермен сипатталады:
2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2 (1)
4HCl + CaCO3 x MgCO3 = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2 (2)
Әрекеттесудің негізгі өнімдері хлорды кальций және магний суда жақсы
еритіндіктен, қабаттан оңай шығарылады. Сонымен қатар, темір тотығының
шөгінділері, олардың тұнуына тұз қышқылыының ерітіндісіне сірке қышқылын
(5%) қосу кедергі жасайды.
Тұз қышқылы ерітіндісінің карбонатты жыныстармен әрекеттесу сипаты
қышқылды ерітіндінің концентрациясы мен мөлшеріне, қысым мен температураға,
жыныстардың минералогиялық құрамына, сонымен қатар қабаттың түп маңы
аймағының жағдайына байланысты. Карбонатты қабатты қышқылмен өңдеуді
жүргізу технологиясы оның қандай флюидпен қаныққандығына тура байланысты.
Егер қабат мұнаймен қаныққан болса, қабатқа айдалатын қышқыл мұнайды
ығыстырып, оның орнын басады, жыныстар бетінің гидрофобизацияы әсерінен
қышқыл жыныспен бірден емес, уақыт өте әрекеттеседі.
Мұнайлы жыныстарды өңдеудің тиімділігін арттыру үшін қышқылды қабатқа
енуін арттыру мақсатында айдау қысымы мен жылдамдығын максимал мүмкін мәнге
дейін көтеру керек.
Егер қышқылды өңдеу скин-эффекті (қабатты ашу процесінде сазды
ерітіндінің зиянды әсерінен түп маңы аймағының табиғи өткізгіштігінің
нашарлауы) жою мақсатыда жүргізілсе, қышқылды ерітіндінің қажетті көлемі
сазды ерітіндінің әсер ету тереңдігіне байланысты анықталады және 3 м3
құрайды.
Қышқыл өңделетін аймаққа түгел таралып, шекарасынан шығып кетпеу үшін
айдау қарқыны төмен болу керек. Айдау қысымы қабат қышқылды интесивті
қабылдайтындай болуы керек.
Газды қабатттардың алшақ аймақтарын өңдеу айдау қарқыны жоғары болған
жағдайда да мүмкін емес, себебі қышқыл жыныстармен әрекеттескенде бірнеше
минут ішінде бейтараптанады. Сондықтан қышқылды айдамас бұрын газды қабатқа
көмірсутекті сұйықтық (мұнай, дизель отыны) айдайды. Соңғысы жарықтарды
(табиғи және қолдан жасалған) толтырып, олардың қабырғалары арқылы
сүзіледі, осылайша жыныстардың беттері мұнайлы қабаттардағыдай
гидрофобтелген болады. Қышқыл қабырғалары гидрофобталған кеуектер мен
жарықтар арқылы қтіп, қабтқа тереңірек енеді. Айдау қарқыны жоғары болған
сайын қышқыл қабатқа тереңірек енеді. Мұндай нәтижеге эмульгирленген
қышқылды, мысалы гидрофобты қышқылды эмульсияны пайдаланып қол жеткізуге
болады. Көмірсутекті орта ретінде мұнай, керосин, конденсат, дизель отыны,
пайдаланылады, ал эмульгатор ретінде әртүрлі БАЗ-тар қолданылады.
Эмульсияларды айдау кезінде жоғары қысымдар қажет, себебі эмульсилардың
тұтқырлығы жоғары, сонымен қатар газды жыныстар гидрофобты сұйықтықтарды
нашар қабылдайды. Сондықтан эмульсия жарықтар мен кеуектерді толтырып,
қабырғалар арқылы бірден сүзілмейді, тек құраушы бөліктерге бөлінгеннен
кейін ғана оның беттеріне әсер етеді.
Әсерлесуден соң түзілген ерітіндінің тұтқырлығы эмульсияның
тұтқырлығына қарағанда төмен болады. Бұл қабатты әсерлесу өнімдерінен
тазартуға мүмкіндік береді. Қабаттың тазаруын эмульгаторлар да жеңілдетді.
Эмульсиялар әсерлесуін баяулату амалы ретінде қолданылады, бірақ
тұтқырлығы жоғары болғандықтан көп жағдайда қолданылмайды.
Тұз қышқылды өңдеудің тиімділігі, ең алдымен жүргізу технологиясын
дұрыс таңдаумен анықталады, ол нақты өңделетін объекттің сипаттамасына
байланысты.
Кез келген нақты жағдайда өңдеудің “өз” технологиясы қажет. Мысалы,
геофизикалық мәліметтерге және көршілес ұңғыларда жүргізілген зерттеулер
мәліметтеріне сәйкес газ-мұнайлы және өткізгіштігі жоғары қабаттарды өңдеу
қажет. Перфорациядан кейін газ бен мұнайдың әлсіз ағыны алынды. Қабат ашылу
кезінде ластанған деп есептейміз. Кедергіні жою үшін 1,5-2 м қышқылды төмен
қарқынмен айдауды жобалаймыз. Егер болжам дұрыс болса, өңдеуден соң
ұңғылардың өнімділігі артады.
Шығымның жоғарылауы аз болды деп есептейік. Демек, “кедергінің” ролі
ағыс жағдайында шамалы болған және тереңірек аймақты өңдеу қажет. Осы
мақсатпен жоғары концентрациялы қышқылды көп мөлшерде максимал мүмкін
қысыммен және жылдамдықпен айдау өажет.
Бұл жағдайда бірінші технологиялық схема (аз мөлшерде қышқыл айдау)
бойынша өңдеудің пайдасы жоқ және ұйымдастыру себептеріне байланысты көп
мөлшерде жоғары концентрациялықышқылды ерітіндіні ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz