ШТСҚ жабдықталған ұңғылардың тиімді технологиялық жұмыс режимін орнату және негізгі көрсеткіштерін анықтау
МАЗМҰНЫ
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1. Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1.1 Кен орнының жалпы мағлұматтары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1.2 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1.3 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.1.4 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2. Технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1 Кен орынды игеру жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау...
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау ... ... ... ... ..
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1.5 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1.6 Қабат қысымын жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнайбергіштігін арттыру әдістері ... ... ... ... ..
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы ... ... ... ... .
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын алу шаралары және олармен күрес ... ... ... ... ...
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптарымен оларға ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .
2.3 Арнайы бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.3.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша қысқаша шолу ... ... ... ... ... ... ...
2.3.2 Диплом жобасының тақырыбы бойынша есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу ... ... ... ... ... ...
3 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1 Кен орнын игерудің технико.экономикалық көрсеткіші ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2 С. Нұржанов кен орнында фонтанды арматураны штангалы терең сорабына ауыстырудың экономикалық тиімділік есебі.
4 Еңбек қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 92
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..92
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... 97
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..101
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 101
5.2 Су ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .101
5.3 Жер ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..102
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...106
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..107
Қосымша А ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...108
Қосымша Б ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...109
Қосымша В ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...110
Қосымша Г ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...111
Қосымша Д ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...112
Қосымша Е ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...113
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1. Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1.1 Кен орнының жалпы мағлұматтары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1.2 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1.3 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.1.4 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2. Технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1 Кен орынды игеру жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау...
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау ... ... ... ... ..
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1.5 Қабатты және ұңғыны гидродинамикалық зерттеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1.6 Қабат қысымын жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнайбергіштігін арттыру әдістері ... ... ... ... ..
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы ... ... ... ... .
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын алу шаралары және олармен күрес ... ... ... ... ...
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптарымен оларға ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .
2.3 Арнайы бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.3.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша қысқаша шолу ... ... ... ... ... ... ...
2.3.2 Диплом жобасының тақырыбы бойынша есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу ... ... ... ... ... ...
3 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1 Кен орнын игерудің технико.экономикалық көрсеткіші ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2 С. Нұржанов кен орнында фонтанды арматураны штангалы терең сорабына ауыстырудың экономикалық тиімділік есебі.
4 Еңбек қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 92
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..92
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... 97
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..101
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 101
5.2 Су ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .101
5.3 Жер ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..102
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...106
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..107
Қосымша А ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...108
Қосымша Б ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...109
Қосымша В ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...110
Қосымша Г ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...111
Қосымша Д ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...112
Қосымша Е ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...113
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе материалдық - техникалық базаны жасаудан маңызды роль ауыр индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде - бір саласы мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Дипломдық жобамның тақырыбы ШТСҚ жабдықталған ұңғылардың тиімді технологиялық жұмыс режимін орнату және негізгі көрсеткіштерін анықтау.
C. Нұржанов кен орны жаңадан игеруге беріліп жатқандықтан көпшілігі фонтанды пайдалану тәсілімен игерілуде, яғни табиғи энергия есебінен, алайда табиғи энергияның азаюына байланысты механикалық тәсілмен ШТСҚ жабдықтарын пайдалану арқылы өнімді алуда.
Дипломдық жобада C. Нұржанов кен орнындағы осы және басқа да проблемалар шешімдерін табу көзделген.
1. Геологиялық бөлім
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1. Кен орнының жалпы мағлұматтары
Батыс С. Нұржанов мұнай-газдыконденсатты кен орны. Атырау облысы Ембі ауданында, Атырау қаласынан оңтүстік - шығысқа қарай 170 км жерде орналасқан. Құрылымы 1958 жылы терең бұрғыланған сейсмобарлау арқылы дайындалған. Іздеу бұрғылауы 1963 жылдан басталды. Кен орын 1964 жылы ашылды. Барлау жұмыстары 1964 - 1978 жылдары өткізілді.
Шығыс және Орталық С. Нұржанов мұнайлы-газдыконденсатты кен орны. Атырау облысы Ембі ауданында, Батыс С. Нұржанов кен орнына өте жақын жерде орналасқан. Құрылымы 1960 - 1962 жж сейсмикалық және гравибарлау жұмыстарының нәтижесінде дайындалған. Іздеу бұрғылау 1960 ж басталған. Дәл осы жылы кен орын ашылады. Барлау жұмыстары 1960 - 1982 жж өткізілді.
Орталық-Шығыс С. Нұржанов кен орнына ат 30.05.2003жылы Қазақстан Республикасының орнатқан ережелеріне сәйкес атақты мұнайшы Сағидолла Нұржановтың есіміне сай берілді.
1.1-сурет. С.Нұржанов кен орнының шолу картасы
Құрылымы 1954-1955жылдары МОВ-тың гравиметриялық сейсмикалық жұмыстары нәтижелерінде жасалды.
1-нұсқа - кенорынның торларын сақтау
2-нұсқа - 27 ұңғыманы бұрғылаумен; олардың 22-сі 2-ші келловейлік горизонтқа және 5-уі 3,4-горизонттарға жатады. Ал жұмыс жасауға 2-нұсқа таңдалған.
2000 жылы ЦНИЛ ОАО Казахойл-Эмба ННК Казахойл бойынша С.Нұржанов кенорнының батыс бөлігін өңдеудің технологиялық схемасы құрылған.
2002 жылы бұл кенорында, ОАО КазахстанКаспийШельф-тің көмегімен үш өлшемді сейсмикалық зерттеулер жүргізілді. Интерпретациялық кешендерді, каротажды және кәсіпшілік мәліметтерді тек қана негізгі өнімдік горизонттардың геологиялық түзетулерін іске асыруға ғана емес, сонымен қатар жалпы кенорын бойынша қандай да бір қатасы бар горизонттарға ғана жасалды. Соған ұқсас 2003жылы ОАО ККШ-тің басшылығымен (қабаттың мұнайбергіштігін арттыру мақсатымен С.Нұржанов кенорнында аз меңгерілген Ю - I, Ю - II, Ю - III, Т - I шоғырларын меңгеру нәтижесі бойынша есеп берілді. Бұлардың нәтижелері бойынша жаңа 30 ұңғыманы бұрғылау ұсынылды. 3 - Д нәтижелері бойынша 2003-2008жылдары жойылған қордан эксплуатацияға 52 ұңғыма енгізілді, олар ұңғыма сағасын тереңдеті әдісімен жасалды.
2003 жылы ТОО Каспиан Энерджи Ресерч бойынша С.Нұржанов кен орнындағы триас горизонттарын барлауға дейінгі жоба құрылды. ЗД сейсмикалық зерттеулер нәтижелері, зерттеу және эксплуатациялық ұңғымаларды терең зерттеулердің мәліметтері талданды. Жасалған зерттеулердің негіздерінде Жобалық зеттеу ұңғымаларының орналасқан орындары анықталды, оның мақсаты триастық өнімдік кешендерді барлау және геологиялық құрылымдарын нақтылау мен С2 дәрежесінен С1 дәрежесіне дейін жобаны ауыстыру:
10 барлау ұңғымаларындағы бұрғылау №№ 500, 501, 502, 503, 504, 505, 506, 507, 508, 509, соның ішінде 6 (№№500, 502, 503, 505, 506, 509) - тәуелсіз, 4 (№№501, 504, 507, 508) - тәуелді.
Кен орын 1963 жылдан бастап конрутлы сулардың белсенді қарқынмен табиғи режимде, газ шапкаларының кеңеюі есебінен жеке блогтарда игеріліп келеді.
Барлық өндіру ұңғымалары өңдеуге фонтанды әрекеттермен кірісті. Фонтанды ұңғымаларының бастапқы дебиттері орташа есеппен 35-40тн болды. Фонтандауды тоқтату бойынша 1983 жылдан бастап өндіруді механикаландырылған тәсілге көшірді. Эксплуатацияның негізгі объектісі Ю-2 келловейлік өнімді горизонт болып табылады.
Бастапқы қабаттық қысым 25,4, ал ағымдағы қабаттық қысым 19,0-21,0 МПа болды.
0.1.2 Стратиграфия
І объект - жоғары келловей горизонты
Жоғары келловей горизонты 1967 жылдан бері игерілуде. Жоба бойынша 5 өндіруші ұңғыларды тұрғызу керек. 7 ұңғы іс жүзінде игерілуде. Жоба бойынша бұрғылау жұмысы 1995 жылы бітіру керек. Тек бір ұңғы №264 бұрғыланбады.
III объект - III төменгікелловей горизонты
1987 жылдан бері № 269 бір ғана ұңғымамен игеріліп жатыр. Бірінші жылдан бері ұңғыма судың көп мөлшерімен жұмыс істейді. Жоба бойынша горизонтты 6 ұңғымамен пайдалану жоспарланған. Сәйкесінше, өндіру, жылдан жылға көбейіп, НИЗ-74 мың.тн болғнда, 2000 жылы 189,5 мың.тн мұнайды құрайтын еді.
IV объект - IV ортаңғыюра горизонты.
Горизонт 1987 жылдан бері игеріліп келеді. Жоба бойынша бұл объектті пайдалануда 6 ұңғымамен игеру жоспарланған. Пайдалануға 2 ұңғыма берілді. Бұрғыланбай, жобамен белгіленген 3 ұңғыма. №444 ұіңыма 2252-2274 м тереңдіктегі өнімді қабаттан газ алынғандықтан консервацияда тұр. Жоба бойынша, 6 ұңғыма жұмыс істегенде, ең көп 47,5 мың. тн. өнім беру 1998 жылы күтілген.
V объект - V- ортаңғыюра горизонты.
V- ортаңғыюра горизонтындағы мұнайгаздылық кенорын шегінде солтүстік қанаттың батыс пен шығыс бөлігінде және оңтүстік қанаттың шығыс көтерілімінде дәлелденген. Қазіргі уақытта Батыс бөлігінің мұнай және газ қорлары бөлек есептелген және Батыс бөлігін игерудің технологиялық сұлбасы құрылған, сондықтан Батыс бөлігін игерудің ағымдағы жағдайын бөлек келтіреміз. Оңтүстік бөліктің Шығыс көтеріліміндегі V-ортаңғыюра горизонты игерілуде.
Пермотриас горизонттары.
Пермотриас объектісі 1973 жылдан бері игерілуде. 3Д сейсмика нәтижесінде құрастырылған, соңғы құрылымлық карта бойынша кенорынның барлық үш блоктарындағы триас өнімді горизонттарын жеткілікті зерттелмегенін көруге болады. 2006 - 2008 жылдары триас өнімді кешенін толық барлау және оңтүстік - шығыс бөлігінднгі геологиялық құрылымды анықтау мақсатында №500, №501, №502, №503 4 барлау ұңғымалары бұрғыланған, өнеркәсіптік ағын алынған және пайдалануңа берілген. Жоба бойынша пермотриас горизонттары екі объектіге бөлінген: VI-объектіге Т- I горизонты, VII-объектіге өнімді горизонттың Т-ІІІ, Т-IV, Т-V мұнайлы кеніштері кіреді. Барлық триас горизонттарының өнім беруін есептеу бірге жүргізілуде. Жобаға сәйкес барлық пермотриас горизонттарын 27 ұңғымамен игеру ұсынылған.
Пайдалануда 22 ұңғыма болды. 2005 жылға дейін ұңғымалардың өнімсіздігінен және қабат қысымының төмендігінен горизонтты игеру нашар болды. Пайдалану процессі кезінде қабаттың мұнайбергіштігін арттыру мақсатында: сазқышқылды өңдеу, акустикалық ендіру, реперфорация, газодинамикалық жарылыс жұмыстары жүргізілген, бірақ оң нәтиже алынған жоқ. Пермотриас горизонты С.Нұржанов кен орындары горизонттарының ішіндегі ең перспективтісі болып саалады. Триас горизонтының алынатын қоры барлық алынатын қордың 20 % құрайды, қазір КИН - 0,19, жобаға қарсылық - 0,4. Жобаланған көрсеткішке жету үшін интенсификацияны (ГГРП) қолданбау мүмкін емес.
VI объект - Т-II триас горизонты.
VI объект 1977 жылдан бері игеріліп жатыр. Жобаға сәйкес VI-объектіні 7 ұңғымамен игеру жоспарланған, соның ішінде 5-і бұрғылау. Барлық ұңғымалар жоба бойынша бұрғыланған. Пайдалануға 7 ұңғыма берілді.
VII объект - T-III, T-IV, T-V триас горизонттары.
VII объект 1973 жылдан бері игерілуде. Жоба бойынша объектті 20 ұңғымамен игеру ұсынылған, олардың 16-сы бұрғыланған. Т-IV, Т-III горизонттарында 4 ұңғыма бұрғыланбай қалды. Пайдалануға 17 ұңғыма берілді.
Батыс бөлігі
Батыс бөлігі 2000 жылы ЦНИЛ ОАО Казахойл-Эмба құрастырған Игерудің технологиялық сұлбасына сәйкес игерілуде. ЦНИЛ Казахойл-Эмба құрастырған Батыс бөлігін игерудің технологиялық сұлбасы бойынша 13 ұңғыма бұрғыланбай қалды:
Ортаңғыюра горизонтының №651, №658 екі ұңғымасы, триас горизонтының №356, №353, №363, №357, №352, №362, №367, №360, №361, №364, №366 11 ұңғымасы. Өнімді горизонттары екі пайдалану объектісіне бөлінген:
I объект - V ортаңғыюра горизонты.
II объект - Т-IТII+ ТIII +ТIV - триас горизонттары.
V-ортаңғыюра горизонты 1992 жылдан бастап игеріле бастады. 2000 жылғы соңғы Игерудің технологиялық схемасына сәйкес V-горизонтты 19 ұңғымамен игеру ұсынылған, ондағы 12-сі брғылау ұңғымалары. 1999- 2001 жылдар аралығында 12 ұңғыма бұрғыланды. 2007 жылы бұрғыланған № 371, №373, №358 ұңғымалардан V - триас горизонты белгіленген, сынау кезінде мұнай дебиті бар фонтанды ағын алынған. 15 - 20 тнтәу, қорларға қолма-қол қайта есептеу жүргізу керек.
II объект - I+II+ III +IV - триас горизонттары.
Горизонт 2001 жылдан бері игерілуде. Жоба бойынша объектті 22 ұңғымамен игеру жоспарланған. Тек 9 ғана ұңғыма бұрғыланған. Есеп беру жылында бұрғылаудан №356, №360 2 ұңғыма қабылданған. 2009 жылға № 353, №361, №364, №366, №367 5 ұңғыманы бұрғылау жоспарланған.
1.1.3. Тектоника
С. Нұржанов кен орны Атырау қаласының оңтүстік шығысынан 170 км және Каратон 70 км қашықтықта орналасқан. Мұнай 3000м тереңдіктен өндіріледі және юра, бор және палеогенді жасқа жатады. Оңтүстік Ембінің синклиналды аймағында жатыр. Иілу бұрышы Тұран ойпатынан 1º және Келловей ойпатынан 3º- та ажыратылған. Кен орын мынадай аймақтарға бөлінеді: Шығыс С. Нұржановлық, Орталық С. Нұржановлық, Батыс С. Нұржановлық және Теңіз С. Нұржановлық аймақ. Бұл аймақтардың ішінен ең жоғары иілімі бар қабатқа Шығыс С. Нұржановлық және Батыс С. Нұржановлық аймақтар жатады. Орталық көтеріңкі, еңкіштік үлкен емес. Мұнайгаздылығы келловейлік ярустың жоғарғы юралы шөгінді және алевролитті тау жынысына жатады. Үш негізгі өнімді горизонт бөлінеді: I жоғарғы келловейлік (еркін газ), II - ортаңғы келловейлік (газ шапкасы), ІІІ - төменгі келловейлік (газ шапкасы). Жоғары келловейлік горизонт Батыс С. Нұржановлық және Орталық С. Нұржановлық көтерілімде орналасқан. Қазіргі уақытта оның мінездемесі үшін мәліметтер жеткіліксіз. ІІ келловейлік горизонтының өнімділігі Орталық С. Нұржановлық және Батыс С. Нұржановлық еңкіштерде орналасқан. ІІІ төменгі келловейлік горизонты Орталық С. Нұржановта орналасқан.
Горизонттарда саздар, алевролиттер, құмтастар кездеседі. ІІ келловейлік горизонтында 2 қабат: жоғары І және төменгі ІІ болып орналасып қалыңдығы 1-10,6 метрлік тау жынысы арқылы ажыратылады.
С. Нұржанов кен орнында қақпандар да кездеседі. Жоғары триасқа жататын қақпандар жасы жоғары триасты юралық, ал юралыққа жоғары юралық және орта бордың жасы жатады.
Егер мұнай ұстағыштарды мұнай кенішінен бұрын құрылды десек, бұның жасын анықтау қиын болар еді.
Ол үшін біздер қысымның қанығуы жайлы негізгі әдісті қолданамыз. Мәліметтер бойынша Қаражанбас және Солтүстік Бозашы кен орындарда құрылған юралық және төменгі борлық мұнай кен орындары ерте борлық кезеңдерге жату керек. Ал Қаламқастағы юра кезеңі төменгі бордың соңы мен жоғарғы бордың басына жатуы керек. Қаражанбас және Солтүстік кен орындары үшін үлкен емес тереңдікте газдың жоғалуы және қысымның төмендеуі жиі болып тұрады. Сондай-ақ бұл екі мұнай кен орындарының құрылуы төменгі бордың соңғы кезеңіне жатады. С. Нұржанов кен орыны тұздық қиылысы бойынша таскөмір кезеңіне жатады.
Жоғары триастық құрылым бойынша алғашқы кеніш орта юралық кезеңінің соңына жатады. 600 м тереңдікте орналасқан мұнай ұстағышында қабат қысымы 6 МПа-дан жоғары болмайды, сондай-ақ кен орнында газ болатын юралық кезеңінің соңында өнімді горизонт шамамен 1,1 км-де болатын. Егер Рқаб= 13МПа және Рқан =22 МПа болса, онда газ мұнайлы горизонт болады. Төменгі барлық кезең бойынша кен орын 2,2 км тереңдікте болар еді және газ толығымен мұнайда еруі тиіс (Рқаб 28 МПа-ға дейін өскен жағдайда). Қазіргі уақытта мұнай кен орыны Қазіргі уақытта мұнай кен орыны 3,1 км тереңдікте (Рқаб=32МПа) орналасқан.
Қазіргі кезде кен орынның тереңдігі 2,2 км, Рқаб=23 МПа, ал Рқан =22 МПа.
1.1.4 Мұнайгаздылығы
Бастапқы баланстық қорлар 68197,2 мың т., шығарылып жатқан қорлар 30913,8 мың т., 01.01.09 сәйкес келетін қалдық қор 9234,201 мың т.
Игерілу басталғаннан бері кен орын бойынша 21679,3004 мың т. мұнай, 5176,8895 млн м3 газ, 10517,956 мың т. су өндірілді. Оның ішінде 1382 т. мұнай, 1083 т. су және 0,197626 млн м3 газ валанжин горизонтын сынау кезінде алынды. Шығарылып жатқан қорлардың орындалуы 70,1 % құрайды. Ағымдағы мұнайбергіштік коэффициенті - 0,318, жобалық - 0,453. мұнай бойынша бір ұңғының орташа дебиті 9,1 ттәу құрайды, сұйық бойынша - 20,7 ттәу. Жылдық орташа газ факторы - 202 м3т.
2008 ж. кен орын бойынша 389,69 мың т. мұнай, 505,711 мың т. су және 78,6278 млн. м3 газ. Жылдық шығару қарқыны бастапқы шығару қарқынының 1,3 % құрайды. Кен орын бойынша сулану - 49 %. Кен орын бойынша 51 ұңғы фонтанды, 91 ұңғы механикалық тәсілмен, оның ішінде терең сорапты әдіспен 76 ұңғы, ЭОТС- 24 ұңғы.
2008 ж. мұнайдың 84 % фонтанды әдіспен, 16 % механикалық әдіспен алынған. Мұнайдың орташа тәуліктік дебиті фонтанды ұңғыларда 21,9 ттәу, 32,7 м3тәу сұйық. Терең сорапты ұңғыларда мұнайдың орташа дебиті 2,0 ттәу, сұйықтық бойынша 12,6 м3тәу. Электрортадан тепкіш сораптарда мұнай дебиті 2,9 ттәу, сұйық бойынша 18,4 м3тәу.
Айта кететін бір жайт, ол жобалық көрсеткіштердің ескіруі, соңғы жоба 15 жыл бұрын құрылған, толықтырылған жоба құрылуда. Сондықтан жобалық және нақты көрсеткіштерді салыстырғанда барлық көрсеткіштер бойынша айырмашылықтар көп.
Биылғы жылы "C. Нұржанов кен орнындағы ілеспе суларды утилизациялаудың неокомдық шөгінділерде гидрогеологиялық жұмыстар бағдарламасымен ілеспе суды утилизациялау полигонында "Қабат жағдайының мониторингін қоса алғандағы жобасы" жасалды. Кен орнында жеті игеру объектісі бар.
Коллекторлардың ашық кеуектілігі 14 - 19%, өткізгіштігі 0,015 - 0,603 мкм2, мұнайқанығу коэффициенті 0,51 - 0,67, газқанығу коэффициенті 0,44 - 0,64. 7 мм - лік штуцер кезіндегі мұнайдың бастапқы дебиті 11 - 144,4 м3тәу, газдың дебиті 18,1 мың - 85 мың м3тәу. Бастапқы газ факторы 105,6 - 261 м3т. Бастапқы қабат қысымы 23,6 - 34,9 МПа, температура 73 - 96[○]C.
Мұнайдың тығыздығы 823 - 899 кгм[3]. Мұнайдың құрамында, %: күкірт 0,33 - 1,46 ; парафин 2,05 - 4,22; смола 15,66; асфальтендер 1,12.
Газдың құрамы, %: метан 90,3 - 90,93, этан 3,34 - 4,13, пропан 1,36 - 1,64, изобутан 0,83 - 1,05, пентан және жоғарғылар 0,42 - 0,46, азот және сирек газдар 1,74 - 1,79, гелий 0,01 - 0,016, күкіртсутегі 0,01, көмірқышқыл газы 0,26 - 1,72. Газдағы бірқалыпты конденсаттың бастапқы құрамы 79 - 93 гм3. Оның тығыздығы 755 - 758 кгм3. Конденсат құрамындағы күкірт 0,11%. Шоғырдың режимдері суарынды және серпімді газарынды. Қабат сулары хлоридті - кальцийлі типті, тығыздығы 1,132 - 1,209 гсм3 және миенералдылығы 198,57 - 307,61 гл.
Шығыс және Орталық С. Нұржанов мұнайлы-газдыконденсатты кен орындары.
Коллекторлардың ашық кеуектілігі 16 - 21,2%, өткізгіштігі 0,016 - 0,340 мкм2, мұнайқанығу коэффициенті 0,48 - 0,77, газқанығу коэффициенті 0,55 - 0,77. 5 мм - лік штуцер кезіндегі мұнайдың бастапқы дебиті 20,7 - 77,5 м3тәу, газдың дебиті 18,1 мың - 85 мың м3тәу. Бастапқы газ факторы 28,1 - 181 м3т. Бастапқы қабат қысымы 23,3 - 28,8 МПа, температура 73,5 - 97[○]C.
Мұнайдың тығыздығы 865 - 895 кгм[3]. Мұнайдың құрамында, %: күкірт 0,31 - 1,47; парафин 0,97 - 2,9; смола 1,38 - 3,95; асфальтендер 2,7 - 1,96.
Газдың құрамы, %: метан 88,18 - 88,38, этан 3,51 - 3,72, пропан 2,84 - 3,25, изобутан 1,58 - 4,42, н - бутан 0,97 - 1,09, пентан және жоғарғылар 0,59 - 0,61, азот және сирек газдар 0,78 - 1,3, гелий 0,01 - 0,016, күкіртсутегі 0,01, көмірқышқыл газы 1,3 - 1,74. Газдағы бірқалыпты конденсаттың бастапқы құрамы 98 - 103 гм3. Оның тығыздығы 752 - 755 кгм3. Конденсат құрамындағы күкірт 0,028 - 0,46%.
Шоғыр режимдері суарынды және серпімді газарынды. Қабат сулары хлоридті - кальцийлі типті, тығыздығы 1,153 - 1,174 гсм3 және миенералдылығы 220,3 - 252,6 гл.
Каспий маңы ойпатының оңт-шығыс бортмаңы зонасының мұнайы (Тортай, С. Нұржанов, Шолькара, Вийкжал) негізінен күкіртті (0,6-1,5%), азсмолалы (8% дейін) және азпарафинді(4%). Асфальтені 14 %. Мұнай қабатының жату тереңдігі 2-5 км және одан да көп. Топтық құрамы бойынша мұнайы метан-нафтен типті, құрамында алканды топ цикландыға қарағанда көбірек.
Дизъюнктивті бұзылыстардың жоқ болуы С. Нұржанов кен орнында мұнайдың жиналуы мен сақталуы үшін жақсы жағдай жасады. С. Нұржановның юра горизонтының үстінде мықты сазды жабын бар. Ол Каспиймаңы ойпаты жағдайында алғашқы химиялық құрамының тұрақтылығына әсер етті. Сондықтан, С. Нұржанов мұнайы басқа әсерлерге ұшырамады (қабат суларының әсерінен қышқылдану, гидрохимиялық жағдайлар).
Оңтүстік - шығыс борт маңы зона мұнайының парафиндері ванадийлік (Бийкжал 0,38 мг; С. Нұржанов 2,04 мг), никельдік комплекстерімен ерекшеленеді (Тортай - 1,5-3,0 мг), Шолькара кен орнының мұнайында ванадиймен (6 мг) бірге никельді комплекс (0,75мг) кездеседі.
Кеңқияқ пермьтриас мұнайында 0,40% күкірт, кеңқияқтың юра, С. Нұржановлық, тажигалин 0,6-1,3% және қара-арна мұнайында күкірт 2,6-3%.
С. Нұржанов және тажигалин кен орындарындағы мұнайда силикагельді смола 3,95 -- 4,77%, кеңқияқ пермтриасында 6,22%, қара-арна 14,95%. 200° С дейін қайнайтын фракциялар: қара-арна мұнайында табылмаған, тажигалиндік мұнайда 11 -- 16%, С. Нұржановмен кеңқияқ пермьтриас 25 және 19%.
Тажигалиндік мұнай бензинінің октанды сандары басқа қарастырылып отырған басқа мұнайдікінен жоғарырақ. 85° С 3,7% көлемінде алынған фракциялардың саны 94,7 1 кг ТЭС- тен 2,7 г; 28 -- 200° С қайнайтын фракциялардың октанды саны 69,3. тажигалиндік мұнайда нафтенді көмірсутектер көп (61-76%), сондықтан олар каталитикалық риформингке жақсы жағдай жасайды. С. Нұржанов кен орнындағы мұнайдың құрамында нафтенді көмірсутектің құрамы азырақ (19-41%), бірақ 62 -- 85° С фракциялар 38 -- 39%, алтымүшелі 30-32%.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
Күрделі термобарлық жағдай, парафиннің көп мөлшері, қабат коллекторының өтімділігінің әртүрлігі, обьектілерде қабат өнімінің көптігі кенорында игерудің ерекше тәсілін табуды қажет етті. Мұнай өндіруді көбейту үшін әр жылдары жаңа технологиялар ұсынылды, олар соңғы игеру жобасында қаралған. Жаңа технологияда кең көлемінде мұнай кеніштерінде гидродинамикалық тәсілдерді пайдалану, қабаттардың мұнай бергіштігін арттыру, төмен өткізгіштік коллекторлық қабаттарды игеріп, енгізу қаралған.
Жаңа технология ішінде: ыссы су айдау, сатылы термалды, фигуралық су айдау, диференциалдық су айдау қысымы, сұрыптап салқын су айдау жоғары өнімді қабаттарға, төменгі өнімді зоналарды игеруге қатыстыру тәсілдері игеру жобасында қаралған, жаңа технология кенорында ендірілуде:
1) Сатылы термалды су айдау (42 жерде жүзеге асырылған, 15 жерден XІІІ - XІV қабаттарға, 6 жерде XV - XVІ қабаттарға)
2) фигуралық су айдау (7 жерден XІV қабатққа және 4 жерден XV қабатқа)
3) алаңда су айдау төмен өнімді зоналарға (7 жерге жүзеге асырылған).
Сатылы термалды су айдау.
Алғашқы кенорында қаралған блоктық су айдау жүйесі көп қабат жағдайында және литологиялық әртүрлі мұнай кеніштеріне тйімсіз болды. Оның қолдануы әсіресе салқын су айдағанда, яғни кенорынды игеру кезінде әр түрлі кемшіліктер әкелді. Оны жою үшін көп қабатты кеніштерге жаңа әсер беретін технология құрылып ендірілді, оның аты сатылы термалды су айдау. Мақсаты: Қабат қысымын ұстап тұру үшін, ыссы су айдаудың тйімділігін арттырып, пайдалану және қабаттық температураны сақтау. Игеру процесстерін жеделдету және мұнай бергіштігін арттыру. Технологияның негізі, алғашқы қабылданған блоктық су айдаумен бірге жаңа су айдаудың технологиясын құру, яғни ыссы суды пайдалану (сатылы термалды су айдауды, қандай су болсада айдауға болады). Жаңа су айдаитын скважиналар өнімді қабатқа тік кесілетін қатар бойынша орналастырылады. Олардың арасына 3.5 қатарлы мұнай өндіретін скважиналарды орнатады.
Фигуралық су айдау
Сатылы термалды су айдауға бөлінген мұнай алаңындағы қабаттардың геологиялық әр тектілігінен, айдалып отырған сулардың бағытын өзгертуге және қабат сұйығының қозғалысын тиімді пайдалануға мүмкіншілік жоқ. Егер мұнай алаңының ішінде линза және жарты линзалар болып және су айдау қатарларына кірмеитін болса, онда оларды игеру мұнай бергіштігі төмен табиғи режимде болмақ. Сатылы термалды су айдауға бөлінген орталық мұнай алаңын екпінді игеріп ендіру, өнімнің суын азайту, мұнай өндіруді арттыру, ығыстыру процессін, мұнай бергіштігін ұлғайту үшін жаңа технология яғни әр текті көп қабатты парафинді мұнай кеніштерін игеру үшін фигуралық су айдау ұсынылды.
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау
Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан бастапқы кезде кенорында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды. Осының салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік қабаттарында 1.0-2.8мПа-дейін төмендеген, мұнай өндіретін ұңғымаларда түптік қысым 55-65% мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың күмбез кенішінде. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер қабылданып отырылды. олар өнімділік қабаттар жүйесінің жақсаруына бағытталған.
2.1-кесте
С. Нұржанов кен орны игерудің технологиялық көрсеткіштерінің негізгі динамикасы
Көрсеткіштер
Жылдар
1965
1969
1979
1984
1994
1997
2004
2005
Мұнай өндіру,
мың. тонна
1590
9006
9672
9028
3248
3461
3606
4137
Сұйық өндіру,
мың. тонна
1590
9075
2103
2394
8088
9263
14450
19570
Сулануы, %
0
0.8
54.0
62.2
59.9
62.6
75,0
78.9
Мұнай бергіштік
коэффициенті
0
0.016
0.130
0.167
0.223
0.271
0.255
0.26
Сонымен қатар қосымша су айдайтын скважиналардың қатарын тіліктеп, блоктардың енін 2км дейін азайту. І-ІІ обьектілерде мұнай өндіретін скважиналар қазу арқылы көбейту және әр қабатқа су айдайтын жүйені ұйымдастыру. ІІІ-ІV обьектілерді нұсқа ішімен су айдауға ауыстыру және қосымша блокты су айдауға көшіру.
Тез арада кенорынға ыссы су айдау қажеттілігі туралы шешім бірнеше рет қабылданды. Бірақ ыссы су айдаитын қондырғының кешігуіне байланысты қабатқа салқын су айдау жалғаса берді, 1976 жылы қабатқа ыссы су айдау, барлық су айдаудың 13%, 1978 жылы 27.7%, ал 1979 жылы 31.2% құрады.
Кенорынның өнімділік қабаттарына нұсқа ішімен 1980 жылы басынан барлығы 300 млн м³ салқын су айдалды немесе барлық айдалған судың 85% құрайды. Барлығы 300млн м³ өнімділік қабаттарының жыныстары салқындалды, температурасы 5-20°С төмендеді.
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау
С. Нұржанов кен орны 1961 ж. ашылып өндірістік өңдеуге 1964 ж-дан бастап кен орын өңдеудің негізгі сызбанұсқасына сәйкес ашылған.
Негізгі сызбанұсқаның негізгі талаптары талаптары келесідей :
1) пайдаланудің төрт объектісін бөлу :
I объект - XIII-XIV горизонттар;
II объект - XV-XVI горизонттар;
III объект - XVII горизонттар;
VI объект - XVIII горизонттар;
1) қабат қысымын және қабат температурасын кен орнын өңдеудің басталуынан орнында ұстау мүмкіндігі;
2) I және II объекттерді айдау ұңғымаларын ені 4 км блоктарға қатармен кесу жылымен өңдеуді жүзеге асыру;
3) XVII горизонтты өңдеу алғашқы уақытта контурлық су басу мен 8 айдау ұңғымаларынан кейін жүргізу;
4) XVIII горизонтын қабат қысымынсыз жүргізу;
5) XVII және XVIII горизонттарының жүйесін дәлелдеп одан әрі өңдеу, өңдеу тиімділігі туралы мәліметтер алынғаннан кейінгі ішкі ыстық және салқын суды айдау;
6) I объектте әр блок шекарасында - 5, II объектте - 7 қатар орналасқан; ұңғымалар ара қашықтығы I объект үшін - 500, II объект үшін - 250м;
7) барлық горизонттың пайдалану мәліметтері негізінде кен орынның өңдеу жүйесін жетілдіру және технологиялық көрсеткіштерін дәл білу;
Кен орынның өнімдік горизонттарына суды айдау үшін, сәйкес физико - химиялық құрамы бар, тұздары бар су қолданылады, бірақ бұл судың минералдану дәрежесі бір бірлікке төмен. 1977ж С. Нұржанов кен орнының мұнай горизонттарын өңдеудің комплексті жобасы құрылған, мұнда технологиялық тапсырмалардан басқа техникалық сұрақтар қойылды. Кен орын пайдалануын жақсарту мақсатымен ұйымдық - техникалық шаралар және ғылыми - техникалық проблемаларды шешу бойынша зерттеу бағдарламалары өңделген.
Мұнай өндірісі министрлігімен кен орынды өңдеудің комплексті жобасы бекітілген. 1979ж. XIII - XIV горизонттарын өңдеудің технологтяылық сызбанұсқасы 3,3а,4 блоктарда сатылы термальды сулану (СТС) құрастырылған. 1982 ж. Парсумурун, Солтүстік- Батыс Хумурун атты С. Нұржанов кен орны күмбездерінің мұнай кеніштерін өңдеу жобасы қарастырылды. 1983 ж. төменөнімдік (ТӨА) және жоғарыөнімдік аймақтардың (ЖӨА) өңдеудің жаңа технологиясы ұсынылды. ТӨА және ЖӨА бөлек өңдеу қарастырылды. Аймақтық су басу қарқынды жүйесін қолданумен жоғары қысымда ыстық су айдау жолымен төменөнімдік аймақтарға әсер етудің жаңа әдістері ұсынылды, мұнда қысым 15 МПа-ға дейін және қабаттардың бірігу аймақтарында қысымды реттеу үшін салқын су айдалады. ТӨА және ЖӨА өңдеу бойынша жүйе қабаттарды жаулап алуды ығыстыру процесімен өсіріп, мұнай өндіруді және мұнайды қайта сақтауды жоғарылатады. 1984 ж. С. Нұржанов кен орнының ХІІІ горизонтындағы 5а блогын өндірістік өңдеудің технологиялық сызбанұсқасы қарастырылған.
Келесі сатыларда кен орнын өңдеудің негізгі құжаты "С. Нұржанов кен орын өңдеу жобасы" болды, бұл құжат МНП СССР өңдеу бойынша орталық комиссиямен бекітілген. Берілген жобалық құжатта оның реализациясы 1988 жылы басталды, мұнда кен орынды өңдеу жүйесін жетілдірудің негізгі бағыттарын дамыту үшін нұсқаулар : жобалық ұңғыларды орналастыру дәл бөлшектік қабаттар карталарын қолданумен жүзеге асады, төменөнімдік аймақтарда су басудың қарқынды жүйесін қолдану кеңейтілуі альтернативті ретінде БӘЗ қолданумен өңдеу нұсқаулары қарастырылады. Одан әрі жоба қайта қаралып кен орындағы жағдайға сәйкес реттелді. Қазіргі уақытта негізгі құжат ретінде "С. Нұржанов кен орын өңдеу жобасы" (ВНИИ) қолданылады, бұл құжат 1988ж өңдеу бойынша Орталық комиссиямен бекітіліп, мұнай алуды жоғарлату бойынша жаңа технологияларды енгізуді қарастырады. Жобаға сәйкес кен орынды өңдеуде экономикалық тиімді нұсқа қабаттардан мұнай алуды жоғарылатудың гидродинамикалық әдістері қарастырылады.
С. Нұржанов кен орнын өңдеу уақытында жобалық шешім анализі қабат мұнай параметрлерінің өзгерісін айқындап, олар өз алдына жобалық мәнінен мұнайды өндіру көлемінен ауытқуға әсер етті.
"НИПИНефтегаз" анализі нәтижелерінен 2а, 3 блоктық жобасы бекітілді. Қазіргі уақытта берілген жобаны іске асыру бойынша жұмыстар жүргізілуде. 5а, 6 блоктарын өңдеу жобасы келісу сатысында.
Одан әрі 2002ж 1, 1а, 2 блоктарын өңдеу жобасы қарастырылды, олар қазіргі уақытта келісу сатысында. Жалпы С. Нұржанов кен орнының барлық блоктарын жобалау бойынша жұмыстардың аяқталуы 2006 жылға біткен.
1.01.2008 ж. жағдай бойынша С. Нұржанов кен орнында - барлығы 6089 ұңғы, соның ішінде пайдалану қоры - 3466 (60,5%) оның ішінде қозғалыстағы қор - 2932 ұңғы, айдайтын ұңғы қоры - 1330 (21,2%) оның ішінде қозғалыстағы - 959 ұңғы бар.
Қозғалыссыз қордағы өндіру ұңғыларының құрылымы төмендегідей:
- жер асты жабдығының апаты -95
- суланғаны -37
- пайдалану колоннасындағы ақау -155
- басқа қабатқа аударуды күту -36
- күрделі жөндеуден кейін қалдырғаны және физикалық жоюды күтіп тұрғаны -175
1.01.2008 ж. жағдайы бойынша пайдалану айдайтын ұңғы қоры - 1330 ұңғы, оның ішінде 959 - қозғалыстағы, ал 371 - қозғалыссыздағы қор.
Су айдайтын ұңғылардың негізі қозғалыссыз қордағы тұрған себебі төмендегідей:
2.1-cурет. Игеру көрсеткіштерінің графигі.
- жерасты жабдығының апаты - 33
- пайдалану колоннасының ақауы - 112
- сыймдылықтың жоқтығы - 10
- күрд. жөндеуден кейін тасталғаны және физикалық жоюды күту - 201
- ату интервалының жабығы - 15
Қозғалыстағы ұңғы қорының пайдалану тәсілі - терең сорапты 99,3%. 1.01.2008 ж. қозғалыссыз қорда 533 өндіретін ұңғы болды (15,4% пайдалану қорынан) және 371 - су айдайтын ұңғылар (27,9% пайдалану қорынан).
С. Нұржанов кен орнында бастапқы игеру кезеңінен бері 1.01.2002 ж. бұрғыланған ұңғылардың саны - 6089, оның ішінде 955 ұңғы жойылған, ал 12 ұңғы, су өндіретін қорға жатады. Бақылау қорына 326 ұңғы өткізілген. Мұнай өндіретін ұңғылар қоры - 3466 ұңғы, су айдайтын - 1330 ұңғы. Қозғалыстағы қорда 2932 мұнай ұңғысы және 959 су ұңғысы құрайды.
1.01.2007 жылды 1.01.2008 жылмен салыстырғанда, қозғалыстағы өндіру, су айдайтын қорлар 2,4% және 33,2% сәйкес өскен, ал өндіретін ұңғылар бойынша қозғалыссыз қор 15,5%, су айдайтын ұңғылар 31,9% қысқарған.
С. Нұржанов кен орнындағы ұңғылардың түбіндегі бос газ, парафин мен тұздың түзілуі, мұнайдың шлейфтерде коюланып, қатуы штангілі тереңдік сораптарының жұмыс жасауына қиын жағдай туғызып отыр. Сонымен қатар жөндеу аралық кезең және пайдалану коэффициенті өте төмен. Штангілік терең сорапты ұңғылардың 70%, 10 ттәу дебитпен жұмыс жасайды. С. Нұржанов кен орнында терең сораптық ұңғылар негізінен диаметрі 44, 56, 68 мм, алмалы - салмалы сораптармен жабдықталған, олар 73 мм сораптық компрессорлық құбырларда орнатылған. Жобада штангалы терең сорапты ұңғыларды тербелмелі қондырғыларда, яғни көтеру күші 8, 12 тонналық 7СК - 8, 7СК - 12 орнатылу қарастырылған.
Негізгі парк көтеру күші 6, 8, 12 тонналық тербелмелі қондырғылармен қамтылған, яғни 6СК6 - 302 ұңғы (14,7%) 7СК8 - 1566 ұңғы (76,2%) 7СК12 - 34 ұңғы (1,7%) ИР - 12 - 129 ұңғы (5,9%).
Тербелмелі қондырғылардан басқа, кен орында 30 тербелмелі (АГН) орнатылған. Осы АГН-ды пайдалану кезінде кейбір кемшіліктер анықталды: Динамометрге түсірілмейді, сондықтан жерасты жабдығының жұмыс жасауын анықтау мүмкін емес, гидро жүйесінде май ағады, осының әсерінен ұңғылар жиі тұрып қалады.
Штангілі терең сорапты ұңғыларды пайдаланғанда, олардың негізгі кемшіліктері, қабат жұмысының ақпараты жоқтығынан, осыдан кен орынның игерілуін бақылау қиын. Талдау көрсеткендей қозғалыстағы штанілі тереңдік сорапты ұңғылардың 34,5% төмен дебитті, тәулігіне дебиті 5 тонна, жылдың салқын мерзімдерінде және қату температурасының жоғарлығынан, дебиті төмен ұңғыларды, жылумен, химиялық қорғаныспен ықпал етсе де жұмыс жасамай тұрып қалады. Ұңғыларды қайтадан жұмысқа қосу үшін көп арнайы техникаларды қажет етеді. Дебиті төмен ұңғыларды бірқалыпты жұмыс жасауын қамтамассыз ету өте қиын.
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
01.01.2002 жылында №10, №13, №25, №35 барлау ұңғылары жөндеу қалпына келтіру жұмыстары жүргізгеннен кейін, пайдалануға берілді. №19 ұңғыма бұрғыланды олардың орнауы бойынша 11 пайдалану ұңғысы № 14, 101, 103, 104, 108, 110, 111, 116, 117 st , 122 және төрт айдау ұңғымалары № 102, 105, 109, 121; төрт сулану ұңғымасы №1, 2, 3, 4; №111,116 және №117 ұңғымалары геологиялық себептерге байланысты жойылды. Ұңғыларды бұрғылау 1995-97 жылы және 1998 жылда асырылды, 1996 жылы және 1999 жылдары жаңа ұңғымалар енгізілген жоқ, іс жүзінде бар ұңғымалар торын жобалықпен салыстыру төмендегіні көрсетеді:
o бірінші қатардағы ұңғыманың арақашықтығы 489 м құрады, бұл жобалықтан 22 %-ға жоғары (400м);
o технологиялық сұлба бойынша қабылданған ұңғымаларды бұрғыланған кері қайтарымды (№6, №10, №11, №14, №16, №18, №19, №22, №25, №31, №44, №37, №38, №39, №45) ұңғымалары Ю-ХII және Ю-ХIII горизонттары бойынша су мұнай шекарасының сыртында болып шықты. Бұл ұңғымалар Ю-VII горизонтын өндіру үшін қолданылатын алыс ұңғымалар ретінде қолданылуы қажет болды. Ю-VII горизонтында жеке ұңғымалар торы жоспарланды, жобалықтан (№15, №34, №26, №35, №40, №202, №204, №206, №208). Бұл ұңғылардың қоры туралы жалпы мәліметтер 2.2 - кестеде көрсетілген.
2.2-кесте
С. Нұржанов кен орнындағы ұңғылар қоры
Тәсіл
Ұңғы нөмірі
Барлығы
Фонтан
ШТС
ОТЭС
Кен орын бойынша қорытындысы
23
Пайдалану қоры
14
10, 13, 14,25,35, 101, 102, 103, 104, 108; 110, 117st, 121,122
14
14
Жұмыс істеші қор 10, 13, 14, 25, 35, 101, 102, 103, 104, 108, 110, 117st, 121, 122;
Өнім беруші 10, 13, 14, 25, 35, 101, 102, 103; 104, 108, 110, 117st, 121, 122
10, 35, 104;
13, 14,25, 101, 102, 103, 108, 110, 117st, 121, 122;
3
11
Айдау қоры
2
Негізгі жарылыстың бұзылу құрылымындағы жағдайдың өзгеруіне байланысты шоғыр күмбезінде орналасқан ұңғымалардың бірінші қатарының орналасуы оның бағытына қарсы, себебі ұңғымалар ұңғымен жарылыстың бұзылу арасындағы мұнай бөліктерінің қалмауы үшін, түсірілімнен 200 м-ден көп арақашықтықта ұңғымаларды орналастыру керек.
Блоктарда орналасқан мұнай қорын игеруге енгізу үшін, саны блоктардағы қор мөлшерінен тәуелді болатын жеке ұңғымаларды бұрғылау қажет. Жобалық ұңғы торы әр қашан блоктарды жауып тұмайды және айтарлықтай тиімді орынды табу үшін, блоктағы жобалық ұңғымалардың орналасу орны, сонымен қатар ұңғымалар арасындағы жобалық арақашықта өзгертуі қажет.
Бұрғылау және әр жаңа бұрғыланған негізгі объетілер бойынша ақпараттардың пайда болу үрдісі кезенде ұңғымадағы алғашқы мұнай шығымымен ұңғыға келетін, алынатын мұнайдың меншікті қоры өзгеріп отырған. Енгізілетін ұңғымалар бойынша орташа бастапқы мұнай шығымы бұрғылауға жаңа ұңғыларды енгізу салдарынан төмендеп отырды. Ол жылдар бойынша 1995 жылы 230 ттәу-тен 214 ттәу-ке дейін, 1997 жылы 156 ттәу-ке дейін немесе 1998 жылы 135 ттәу-ке дейін, айтарлықтай төмендеген. Бір өндіру ұңғысына келетін нақты меншікті қор бұрғылау барысында және және 1997 жылы жоспардағы 204 мың тн. деңгейден төмен болды, 111 мың тн, ал 1998 жылы 143,7 мың тн.
Өндіру қорына 14 ұңғымасы бар. Олардың екеуі орнауы бойынша №102, №121 айдау ұңғымалары өндіруге ауыстырылды. Кен орнындағы барлық ұңғымалар мұнай өндірудің механикаланған тәсілімен пайдаланылуда.
2.3-кесте С. Нұржанов кен орнының өндіру көрсеткіштері
жылдар
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
Сұйық өндіру тонна
жоба
53,6
173,1
316
380,7
315,4
767,1
842,6
874,3
775,2
968
1040,5
нақты
57,1
174,2
316
384,9
599,4
757,4
811
828,5
753,7
741,8
730,7
Мұнай өндіру тонна
жоба
57,1
173,1
322
380,7
615
760,4
833
853,9
742,8
858,8
900,3
нақты
53,632
173,995
314,454
382,799
594,606
748,458
803,077
809,979
723,383
707,811
689,193
Сулану %
жоба
0,06
0,9
1,1
2,3
4,1
11
13,7
нақты
0,06
0,05
0,3
0,8
1,2
1
2,2
4
4,6
5,7
ұңғы саны
жоба
нақты
6
21
30
46
59
65
62
66
68
72
73
жылдар
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
Сұйық өндіру тонна
жоба
1111,7
1160,4
1160,1
1158,8
1156,7
919,4
782
659,3
554,9
489,6
476,7
нақты
787,9
887,1
994,5
1061,9
1166,6
899,4
752,8
632,4
518
534,3
577,5
Мұнай өндіру тонна
жоба
914,6
920,6
880,3
836,8
787,6
750
635
526,1
434,5
377
334,7
нақты
723,346
811,093
858,254
931,614
986,122
749,97
627,285
491,802
419,505
381,706
413,306
Сулану %
жоба
17,7
20,6
24,2
29
32
18,4
18,8
20,2
21,7
23
29,8
нақты
8,2
8,6
13,7
12,3
15,5
16,6
16,7
22,2
19
28,5
28,4
Ұңғы саны
жоба
77
70
67
65
61
63
нақты
74
71
69
82
87
91
84
74
25
31
31
2.3-кестенің жалғасы
жылдар
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
Сұйық өндіру тонна
жоба
550,5
605,5
611,3
427,8
507,1
640,2
753
814,5
903
1013,3
1069,1
нақты
587,8
604,3
600,2
713,3
652,7
608,3
686,5
756,9
634,8
682,5
605,1
Мұнай өндіру тонна
жоба
334,5
338,2
349,4
288,5
290,4
320,9
344,9
333,2
350,5
350,1
390,3
нақты
378,023
342,31
327,858
302,34
260,938
251,005
333,34
376,13
370,779
396,795
386,008
Сулану %
жоба
39,2
44
42,8
36,2
42,7
49,9
54,2
59,1
61,2
65,4
63,5
нақты
36,2
43,5
45,4
57,6
60
58,7
51,4
50,3
41,6
41,9
36,2
Ұңғы саны
жоба
72
79
86
37
56
75
89
93
97
103
109
нақты
25
36
39
43
55
65
65
71
76
81
82
жылдар
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Сұйық өндіру тонна
жоба
1108,7
1169,5
1212,3
1219,9
1226,6
1467,6
1576,5
1668,3
1575,3
1575,3
1108,7
нақты
636,3
745,9
678,1
658,1
708,5
735,5
754,5
806,276
804,549
842,955
636,3
Мұнай өндіру тонна
жоба
408,7
420,5
435,3
404
365,9
339,7
315,5
293,5
268,4
243,3
408,7
нақты
394,36
383,97
323,06
275,751
292,865
319,785
346,32
344,7
348,892
376,8
394,36
Сулану %
жоба
63,1
64
64,1
66,8
75
78
79
80
63,1
нақты
38
48,5
52,4
58,1
52
49
47
50
49
48
38
Ұңғы саны
жоба
114
121
121
121
121
121
121
147
145
144
114
нақты
82
84
87
87
90
103
101
106
111
129
82
2.3-кестенің жалғасы
жылдар
2007
2008
2009
2011 жоспар бойынша
Сұйық өндіру тонна
жоба
1575,3
1560,3
896,8
1141,6
нақты
904,478
930,204
895,4
Мұнай өндіру тонна
жоба
218
196,7
390,2
394
нақты
377,71
386,16
389,69
Сулану %
жоба
82
84
56,5
65,5
нақты
51
51
49
Ұңғы саны
жоба
144
143
143
нақты
141
146
154
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
Бүгінгі таңда С. Нұржанов кен орнында фонтанды ұңғының оптималды технологиялық режимін анықтау және оның негізгі көрсеткіштерін есептеу сияқты көкейкесті мәселелер кен орынның алдынғы қатарлы сұрақтары болып отыр. Технологиялық режим ұңғы жұмысының тиімділігін анықтай отыра, қабат энергиясының аз шығынымен және пайдалану кезінде әртүрлі күрделі жағдайға соқтыратын мәселелерге қарамастан, өнімді қабаттан мүмкін максимал дебитті алуды қамтамасыз етуі қажет. Сонымен қатар, ол пайдалану ұңғыларының жұмысының мүмкіндігін тиімді қолданып, ұңғыманы және ұңғыма жабдықтарын өрескел мәселелерден сақтап ,қоршаған және еңбек қауіпсіздік ережелерін ұстана отырып жалпылай кен орынның продуктивті жұмыс істеуін қамтамасыз етуі тиіс.
Mен қарастырайын деп жатқан I обьект бойынша ұңғы жұмыстары мен өнімді шоғырдан газ алу периодты түрде өзгерістерге ұшырап отырғаннан кейін, ұңғымалардың сипаттамаларына байланысты оптималды режимдер және максималды мүмкін дебиттер 3 айдан 6 айға дейінгі мерзімге жоспарланады. Егер де ұңғы жұмысы тұрақты деп бағаланса, онда бұл мерзім бір жылдан немесе одан да ұзақ уақытқа ұзаруы әбден мүмкін. Әр пайдаланушы ұңғыға технологиялық режимге сай негізгі параметрлер келесі айға қойылады. Технологиялық режимде барлық ұңғыма реті беріледі және өндірудің кеуектілігі және өндірудің жоспарланған деңгейі көрсетіледі.
Фонтанды ұңғының оптималды жұмысын анықтау мақсатында оны периодты түрде бақылап отыру қажет. Технологиялық режим бірнеше периодтардан құрастырылған. Периодтар саны және олардың ұзақтығы технико - технологиялық шарттарымен анықталады. Жалпы фонтанды ұңғыларды ұңғының дебиті және оған сәйкес қысымдар негізінде қалыптасқан сынама сорумен тексереді.
Технологиялық режимде барлық ұңғымалар келесі категорияларға бөлінеді:
1) Ұңғыманың эксперементалды бағдарламалары (Рқаб қысымы Рнк төмен болғанда КГФ динамикасы қадағаланады). Бұл ұңғымалар әрқашан өндіру жұмыстарын жүргізеді және зерттеу бағдарламасынан тартылады.
2) Өндіру ұңғымаларының бірінші приоритеті. Басты кезекте бұлар мұнай ұңғымалары, тек III объекттен өндіретін және II+III объекттен 9 ұңғыма, көмірсутектер ағымы негізінен III объекттен жүзеге асады.
3) Өндіру ұңғымаларының екінші приоритеті. Бұлар негізінен жоғары КГФ бар II және II+III объектілер ұңғымалары.
4) Өндіру ұңғымаларының үшінші приоритеті. Бұл негізінен төменгі КГФ I және II объекттер ұңғымалары.
5) Әртүрлі техникалық және технологиялық себептерімен тоқтатылған ұңғымалар.
Ұғыманың келесі айдағы өндіруін технологиялық режимге қарап таңдайды, өнімнің құрамы мен көлеміне және ОГПЗ контракты бойынша және КТК көмірсутектеріді жеткізу бойынша қарайды.
Игерудің технологиялық схемасына сай, өндіруші ұңғымаларға техникалық режимді құру барысында келесідей шарттарды қолданып негізгі параметрлер қондырылады:
* ұңғымалардағы максималды депрессия 10 МПа
* ГКДҚ - 3 қосылған минималды динамикалық сағалық қысым 15 МПа төмен болмауы керек.
* минималды динамикасы сағалық қысым, ГКДҚ - 2,КПК, EOPS - қа қосылған, 8 МПа төмен болмауы керек.
* вертикалды ұңғымаларда сұйық ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе материалдық - техникалық базаны жасаудан маңызды роль ауыр индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде - бір саласы мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Дипломдық жобамның тақырыбы ШТСҚ жабдықталған ұңғылардың тиімді технологиялық жұмыс режимін орнату және негізгі көрсеткіштерін анықтау.
C. Нұржанов кен орны жаңадан игеруге беріліп жатқандықтан көпшілігі фонтанды пайдалану тәсілімен игерілуде, яғни табиғи энергия есебінен, алайда табиғи энергияның азаюына байланысты механикалық тәсілмен ШТСҚ жабдықтарын пайдалану арқылы өнімді алуда.
Дипломдық жобада C. Нұржанов кен орнындағы осы және басқа да проблемалар шешімдерін табу көзделген.
1. Геологиялық бөлім
1.1. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
1.1.1. Кен орнының жалпы мағлұматтары
Батыс С. Нұржанов мұнай-газдыконденсатты кен орны. Атырау облысы Ембі ауданында, Атырау қаласынан оңтүстік - шығысқа қарай 170 км жерде орналасқан. Құрылымы 1958 жылы терең бұрғыланған сейсмобарлау арқылы дайындалған. Іздеу бұрғылауы 1963 жылдан басталды. Кен орын 1964 жылы ашылды. Барлау жұмыстары 1964 - 1978 жылдары өткізілді.
Шығыс және Орталық С. Нұржанов мұнайлы-газдыконденсатты кен орны. Атырау облысы Ембі ауданында, Батыс С. Нұржанов кен орнына өте жақын жерде орналасқан. Құрылымы 1960 - 1962 жж сейсмикалық және гравибарлау жұмыстарының нәтижесінде дайындалған. Іздеу бұрғылау 1960 ж басталған. Дәл осы жылы кен орын ашылады. Барлау жұмыстары 1960 - 1982 жж өткізілді.
Орталық-Шығыс С. Нұржанов кен орнына ат 30.05.2003жылы Қазақстан Республикасының орнатқан ережелеріне сәйкес атақты мұнайшы Сағидолла Нұржановтың есіміне сай берілді.
1.1-сурет. С.Нұржанов кен орнының шолу картасы
Құрылымы 1954-1955жылдары МОВ-тың гравиметриялық сейсмикалық жұмыстары нәтижелерінде жасалды.
1-нұсқа - кенорынның торларын сақтау
2-нұсқа - 27 ұңғыманы бұрғылаумен; олардың 22-сі 2-ші келловейлік горизонтқа және 5-уі 3,4-горизонттарға жатады. Ал жұмыс жасауға 2-нұсқа таңдалған.
2000 жылы ЦНИЛ ОАО Казахойл-Эмба ННК Казахойл бойынша С.Нұржанов кенорнының батыс бөлігін өңдеудің технологиялық схемасы құрылған.
2002 жылы бұл кенорында, ОАО КазахстанКаспийШельф-тің көмегімен үш өлшемді сейсмикалық зерттеулер жүргізілді. Интерпретациялық кешендерді, каротажды және кәсіпшілік мәліметтерді тек қана негізгі өнімдік горизонттардың геологиялық түзетулерін іске асыруға ғана емес, сонымен қатар жалпы кенорын бойынша қандай да бір қатасы бар горизонттарға ғана жасалды. Соған ұқсас 2003жылы ОАО ККШ-тің басшылығымен (қабаттың мұнайбергіштігін арттыру мақсатымен С.Нұржанов кенорнында аз меңгерілген Ю - I, Ю - II, Ю - III, Т - I шоғырларын меңгеру нәтижесі бойынша есеп берілді. Бұлардың нәтижелері бойынша жаңа 30 ұңғыманы бұрғылау ұсынылды. 3 - Д нәтижелері бойынша 2003-2008жылдары жойылған қордан эксплуатацияға 52 ұңғыма енгізілді, олар ұңғыма сағасын тереңдеті әдісімен жасалды.
2003 жылы ТОО Каспиан Энерджи Ресерч бойынша С.Нұржанов кен орнындағы триас горизонттарын барлауға дейінгі жоба құрылды. ЗД сейсмикалық зерттеулер нәтижелері, зерттеу және эксплуатациялық ұңғымаларды терең зерттеулердің мәліметтері талданды. Жасалған зерттеулердің негіздерінде Жобалық зеттеу ұңғымаларының орналасқан орындары анықталды, оның мақсаты триастық өнімдік кешендерді барлау және геологиялық құрылымдарын нақтылау мен С2 дәрежесінен С1 дәрежесіне дейін жобаны ауыстыру:
10 барлау ұңғымаларындағы бұрғылау №№ 500, 501, 502, 503, 504, 505, 506, 507, 508, 509, соның ішінде 6 (№№500, 502, 503, 505, 506, 509) - тәуелсіз, 4 (№№501, 504, 507, 508) - тәуелді.
Кен орын 1963 жылдан бастап конрутлы сулардың белсенді қарқынмен табиғи режимде, газ шапкаларының кеңеюі есебінен жеке блогтарда игеріліп келеді.
Барлық өндіру ұңғымалары өңдеуге фонтанды әрекеттермен кірісті. Фонтанды ұңғымаларының бастапқы дебиттері орташа есеппен 35-40тн болды. Фонтандауды тоқтату бойынша 1983 жылдан бастап өндіруді механикаландырылған тәсілге көшірді. Эксплуатацияның негізгі объектісі Ю-2 келловейлік өнімді горизонт болып табылады.
Бастапқы қабаттық қысым 25,4, ал ағымдағы қабаттық қысым 19,0-21,0 МПа болды.
0.1.2 Стратиграфия
І объект - жоғары келловей горизонты
Жоғары келловей горизонты 1967 жылдан бері игерілуде. Жоба бойынша 5 өндіруші ұңғыларды тұрғызу керек. 7 ұңғы іс жүзінде игерілуде. Жоба бойынша бұрғылау жұмысы 1995 жылы бітіру керек. Тек бір ұңғы №264 бұрғыланбады.
III объект - III төменгікелловей горизонты
1987 жылдан бері № 269 бір ғана ұңғымамен игеріліп жатыр. Бірінші жылдан бері ұңғыма судың көп мөлшерімен жұмыс істейді. Жоба бойынша горизонтты 6 ұңғымамен пайдалану жоспарланған. Сәйкесінше, өндіру, жылдан жылға көбейіп, НИЗ-74 мың.тн болғнда, 2000 жылы 189,5 мың.тн мұнайды құрайтын еді.
IV объект - IV ортаңғыюра горизонты.
Горизонт 1987 жылдан бері игеріліп келеді. Жоба бойынша бұл объектті пайдалануда 6 ұңғымамен игеру жоспарланған. Пайдалануға 2 ұңғыма берілді. Бұрғыланбай, жобамен белгіленген 3 ұңғыма. №444 ұіңыма 2252-2274 м тереңдіктегі өнімді қабаттан газ алынғандықтан консервацияда тұр. Жоба бойынша, 6 ұңғыма жұмыс істегенде, ең көп 47,5 мың. тн. өнім беру 1998 жылы күтілген.
V объект - V- ортаңғыюра горизонты.
V- ортаңғыюра горизонтындағы мұнайгаздылық кенорын шегінде солтүстік қанаттың батыс пен шығыс бөлігінде және оңтүстік қанаттың шығыс көтерілімінде дәлелденген. Қазіргі уақытта Батыс бөлігінің мұнай және газ қорлары бөлек есептелген және Батыс бөлігін игерудің технологиялық сұлбасы құрылған, сондықтан Батыс бөлігін игерудің ағымдағы жағдайын бөлек келтіреміз. Оңтүстік бөліктің Шығыс көтеріліміндегі V-ортаңғыюра горизонты игерілуде.
Пермотриас горизонттары.
Пермотриас объектісі 1973 жылдан бері игерілуде. 3Д сейсмика нәтижесінде құрастырылған, соңғы құрылымлық карта бойынша кенорынның барлық үш блоктарындағы триас өнімді горизонттарын жеткілікті зерттелмегенін көруге болады. 2006 - 2008 жылдары триас өнімді кешенін толық барлау және оңтүстік - шығыс бөлігінднгі геологиялық құрылымды анықтау мақсатында №500, №501, №502, №503 4 барлау ұңғымалары бұрғыланған, өнеркәсіптік ағын алынған және пайдалануңа берілген. Жоба бойынша пермотриас горизонттары екі объектіге бөлінген: VI-объектіге Т- I горизонты, VII-объектіге өнімді горизонттың Т-ІІІ, Т-IV, Т-V мұнайлы кеніштері кіреді. Барлық триас горизонттарының өнім беруін есептеу бірге жүргізілуде. Жобаға сәйкес барлық пермотриас горизонттарын 27 ұңғымамен игеру ұсынылған.
Пайдалануда 22 ұңғыма болды. 2005 жылға дейін ұңғымалардың өнімсіздігінен және қабат қысымының төмендігінен горизонтты игеру нашар болды. Пайдалану процессі кезінде қабаттың мұнайбергіштігін арттыру мақсатында: сазқышқылды өңдеу, акустикалық ендіру, реперфорация, газодинамикалық жарылыс жұмыстары жүргізілген, бірақ оң нәтиже алынған жоқ. Пермотриас горизонты С.Нұржанов кен орындары горизонттарының ішіндегі ең перспективтісі болып саалады. Триас горизонтының алынатын қоры барлық алынатын қордың 20 % құрайды, қазір КИН - 0,19, жобаға қарсылық - 0,4. Жобаланған көрсеткішке жету үшін интенсификацияны (ГГРП) қолданбау мүмкін емес.
VI объект - Т-II триас горизонты.
VI объект 1977 жылдан бері игеріліп жатыр. Жобаға сәйкес VI-объектіні 7 ұңғымамен игеру жоспарланған, соның ішінде 5-і бұрғылау. Барлық ұңғымалар жоба бойынша бұрғыланған. Пайдалануға 7 ұңғыма берілді.
VII объект - T-III, T-IV, T-V триас горизонттары.
VII объект 1973 жылдан бері игерілуде. Жоба бойынша объектті 20 ұңғымамен игеру ұсынылған, олардың 16-сы бұрғыланған. Т-IV, Т-III горизонттарында 4 ұңғыма бұрғыланбай қалды. Пайдалануға 17 ұңғыма берілді.
Батыс бөлігі
Батыс бөлігі 2000 жылы ЦНИЛ ОАО Казахойл-Эмба құрастырған Игерудің технологиялық сұлбасына сәйкес игерілуде. ЦНИЛ Казахойл-Эмба құрастырған Батыс бөлігін игерудің технологиялық сұлбасы бойынша 13 ұңғыма бұрғыланбай қалды:
Ортаңғыюра горизонтының №651, №658 екі ұңғымасы, триас горизонтының №356, №353, №363, №357, №352, №362, №367, №360, №361, №364, №366 11 ұңғымасы. Өнімді горизонттары екі пайдалану объектісіне бөлінген:
I объект - V ортаңғыюра горизонты.
II объект - Т-IТII+ ТIII +ТIV - триас горизонттары.
V-ортаңғыюра горизонты 1992 жылдан бастап игеріле бастады. 2000 жылғы соңғы Игерудің технологиялық схемасына сәйкес V-горизонтты 19 ұңғымамен игеру ұсынылған, ондағы 12-сі брғылау ұңғымалары. 1999- 2001 жылдар аралығында 12 ұңғыма бұрғыланды. 2007 жылы бұрғыланған № 371, №373, №358 ұңғымалардан V - триас горизонты белгіленген, сынау кезінде мұнай дебиті бар фонтанды ағын алынған. 15 - 20 тнтәу, қорларға қолма-қол қайта есептеу жүргізу керек.
II объект - I+II+ III +IV - триас горизонттары.
Горизонт 2001 жылдан бері игерілуде. Жоба бойынша объектті 22 ұңғымамен игеру жоспарланған. Тек 9 ғана ұңғыма бұрғыланған. Есеп беру жылында бұрғылаудан №356, №360 2 ұңғыма қабылданған. 2009 жылға № 353, №361, №364, №366, №367 5 ұңғыманы бұрғылау жоспарланған.
1.1.3. Тектоника
С. Нұржанов кен орны Атырау қаласының оңтүстік шығысынан 170 км және Каратон 70 км қашықтықта орналасқан. Мұнай 3000м тереңдіктен өндіріледі және юра, бор және палеогенді жасқа жатады. Оңтүстік Ембінің синклиналды аймағында жатыр. Иілу бұрышы Тұран ойпатынан 1º және Келловей ойпатынан 3º- та ажыратылған. Кен орын мынадай аймақтарға бөлінеді: Шығыс С. Нұржановлық, Орталық С. Нұржановлық, Батыс С. Нұржановлық және Теңіз С. Нұржановлық аймақ. Бұл аймақтардың ішінен ең жоғары иілімі бар қабатқа Шығыс С. Нұржановлық және Батыс С. Нұржановлық аймақтар жатады. Орталық көтеріңкі, еңкіштік үлкен емес. Мұнайгаздылығы келловейлік ярустың жоғарғы юралы шөгінді және алевролитті тау жынысына жатады. Үш негізгі өнімді горизонт бөлінеді: I жоғарғы келловейлік (еркін газ), II - ортаңғы келловейлік (газ шапкасы), ІІІ - төменгі келловейлік (газ шапкасы). Жоғары келловейлік горизонт Батыс С. Нұржановлық және Орталық С. Нұржановлық көтерілімде орналасқан. Қазіргі уақытта оның мінездемесі үшін мәліметтер жеткіліксіз. ІІ келловейлік горизонтының өнімділігі Орталық С. Нұржановлық және Батыс С. Нұржановлық еңкіштерде орналасқан. ІІІ төменгі келловейлік горизонты Орталық С. Нұржановта орналасқан.
Горизонттарда саздар, алевролиттер, құмтастар кездеседі. ІІ келловейлік горизонтында 2 қабат: жоғары І және төменгі ІІ болып орналасып қалыңдығы 1-10,6 метрлік тау жынысы арқылы ажыратылады.
С. Нұржанов кен орнында қақпандар да кездеседі. Жоғары триасқа жататын қақпандар жасы жоғары триасты юралық, ал юралыққа жоғары юралық және орта бордың жасы жатады.
Егер мұнай ұстағыштарды мұнай кенішінен бұрын құрылды десек, бұның жасын анықтау қиын болар еді.
Ол үшін біздер қысымның қанығуы жайлы негізгі әдісті қолданамыз. Мәліметтер бойынша Қаражанбас және Солтүстік Бозашы кен орындарда құрылған юралық және төменгі борлық мұнай кен орындары ерте борлық кезеңдерге жату керек. Ал Қаламқастағы юра кезеңі төменгі бордың соңы мен жоғарғы бордың басына жатуы керек. Қаражанбас және Солтүстік кен орындары үшін үлкен емес тереңдікте газдың жоғалуы және қысымның төмендеуі жиі болып тұрады. Сондай-ақ бұл екі мұнай кен орындарының құрылуы төменгі бордың соңғы кезеңіне жатады. С. Нұржанов кен орыны тұздық қиылысы бойынша таскөмір кезеңіне жатады.
Жоғары триастық құрылым бойынша алғашқы кеніш орта юралық кезеңінің соңына жатады. 600 м тереңдікте орналасқан мұнай ұстағышында қабат қысымы 6 МПа-дан жоғары болмайды, сондай-ақ кен орнында газ болатын юралық кезеңінің соңында өнімді горизонт шамамен 1,1 км-де болатын. Егер Рқаб= 13МПа және Рқан =22 МПа болса, онда газ мұнайлы горизонт болады. Төменгі барлық кезең бойынша кен орын 2,2 км тереңдікте болар еді және газ толығымен мұнайда еруі тиіс (Рқаб 28 МПа-ға дейін өскен жағдайда). Қазіргі уақытта мұнай кен орыны Қазіргі уақытта мұнай кен орыны 3,1 км тереңдікте (Рқаб=32МПа) орналасқан.
Қазіргі кезде кен орынның тереңдігі 2,2 км, Рқаб=23 МПа, ал Рқан =22 МПа.
1.1.4 Мұнайгаздылығы
Бастапқы баланстық қорлар 68197,2 мың т., шығарылып жатқан қорлар 30913,8 мың т., 01.01.09 сәйкес келетін қалдық қор 9234,201 мың т.
Игерілу басталғаннан бері кен орын бойынша 21679,3004 мың т. мұнай, 5176,8895 млн м3 газ, 10517,956 мың т. су өндірілді. Оның ішінде 1382 т. мұнай, 1083 т. су және 0,197626 млн м3 газ валанжин горизонтын сынау кезінде алынды. Шығарылып жатқан қорлардың орындалуы 70,1 % құрайды. Ағымдағы мұнайбергіштік коэффициенті - 0,318, жобалық - 0,453. мұнай бойынша бір ұңғының орташа дебиті 9,1 ттәу құрайды, сұйық бойынша - 20,7 ттәу. Жылдық орташа газ факторы - 202 м3т.
2008 ж. кен орын бойынша 389,69 мың т. мұнай, 505,711 мың т. су және 78,6278 млн. м3 газ. Жылдық шығару қарқыны бастапқы шығару қарқынының 1,3 % құрайды. Кен орын бойынша сулану - 49 %. Кен орын бойынша 51 ұңғы фонтанды, 91 ұңғы механикалық тәсілмен, оның ішінде терең сорапты әдіспен 76 ұңғы, ЭОТС- 24 ұңғы.
2008 ж. мұнайдың 84 % фонтанды әдіспен, 16 % механикалық әдіспен алынған. Мұнайдың орташа тәуліктік дебиті фонтанды ұңғыларда 21,9 ттәу, 32,7 м3тәу сұйық. Терең сорапты ұңғыларда мұнайдың орташа дебиті 2,0 ттәу, сұйықтық бойынша 12,6 м3тәу. Электрортадан тепкіш сораптарда мұнай дебиті 2,9 ттәу, сұйық бойынша 18,4 м3тәу.
Айта кететін бір жайт, ол жобалық көрсеткіштердің ескіруі, соңғы жоба 15 жыл бұрын құрылған, толықтырылған жоба құрылуда. Сондықтан жобалық және нақты көрсеткіштерді салыстырғанда барлық көрсеткіштер бойынша айырмашылықтар көп.
Биылғы жылы "C. Нұржанов кен орнындағы ілеспе суларды утилизациялаудың неокомдық шөгінділерде гидрогеологиялық жұмыстар бағдарламасымен ілеспе суды утилизациялау полигонында "Қабат жағдайының мониторингін қоса алғандағы жобасы" жасалды. Кен орнында жеті игеру объектісі бар.
Коллекторлардың ашық кеуектілігі 14 - 19%, өткізгіштігі 0,015 - 0,603 мкм2, мұнайқанығу коэффициенті 0,51 - 0,67, газқанығу коэффициенті 0,44 - 0,64. 7 мм - лік штуцер кезіндегі мұнайдың бастапқы дебиті 11 - 144,4 м3тәу, газдың дебиті 18,1 мың - 85 мың м3тәу. Бастапқы газ факторы 105,6 - 261 м3т. Бастапқы қабат қысымы 23,6 - 34,9 МПа, температура 73 - 96[○]C.
Мұнайдың тығыздығы 823 - 899 кгм[3]. Мұнайдың құрамында, %: күкірт 0,33 - 1,46 ; парафин 2,05 - 4,22; смола 15,66; асфальтендер 1,12.
Газдың құрамы, %: метан 90,3 - 90,93, этан 3,34 - 4,13, пропан 1,36 - 1,64, изобутан 0,83 - 1,05, пентан және жоғарғылар 0,42 - 0,46, азот және сирек газдар 1,74 - 1,79, гелий 0,01 - 0,016, күкіртсутегі 0,01, көмірқышқыл газы 0,26 - 1,72. Газдағы бірқалыпты конденсаттың бастапқы құрамы 79 - 93 гм3. Оның тығыздығы 755 - 758 кгм3. Конденсат құрамындағы күкірт 0,11%. Шоғырдың режимдері суарынды және серпімді газарынды. Қабат сулары хлоридті - кальцийлі типті, тығыздығы 1,132 - 1,209 гсм3 және миенералдылығы 198,57 - 307,61 гл.
Шығыс және Орталық С. Нұржанов мұнайлы-газдыконденсатты кен орындары.
Коллекторлардың ашық кеуектілігі 16 - 21,2%, өткізгіштігі 0,016 - 0,340 мкм2, мұнайқанығу коэффициенті 0,48 - 0,77, газқанығу коэффициенті 0,55 - 0,77. 5 мм - лік штуцер кезіндегі мұнайдың бастапқы дебиті 20,7 - 77,5 м3тәу, газдың дебиті 18,1 мың - 85 мың м3тәу. Бастапқы газ факторы 28,1 - 181 м3т. Бастапқы қабат қысымы 23,3 - 28,8 МПа, температура 73,5 - 97[○]C.
Мұнайдың тығыздығы 865 - 895 кгм[3]. Мұнайдың құрамында, %: күкірт 0,31 - 1,47; парафин 0,97 - 2,9; смола 1,38 - 3,95; асфальтендер 2,7 - 1,96.
Газдың құрамы, %: метан 88,18 - 88,38, этан 3,51 - 3,72, пропан 2,84 - 3,25, изобутан 1,58 - 4,42, н - бутан 0,97 - 1,09, пентан және жоғарғылар 0,59 - 0,61, азот және сирек газдар 0,78 - 1,3, гелий 0,01 - 0,016, күкіртсутегі 0,01, көмірқышқыл газы 1,3 - 1,74. Газдағы бірқалыпты конденсаттың бастапқы құрамы 98 - 103 гм3. Оның тығыздығы 752 - 755 кгм3. Конденсат құрамындағы күкірт 0,028 - 0,46%.
Шоғыр режимдері суарынды және серпімді газарынды. Қабат сулары хлоридті - кальцийлі типті, тығыздығы 1,153 - 1,174 гсм3 және миенералдылығы 220,3 - 252,6 гл.
Каспий маңы ойпатының оңт-шығыс бортмаңы зонасының мұнайы (Тортай, С. Нұржанов, Шолькара, Вийкжал) негізінен күкіртті (0,6-1,5%), азсмолалы (8% дейін) және азпарафинді(4%). Асфальтені 14 %. Мұнай қабатының жату тереңдігі 2-5 км және одан да көп. Топтық құрамы бойынша мұнайы метан-нафтен типті, құрамында алканды топ цикландыға қарағанда көбірек.
Дизъюнктивті бұзылыстардың жоқ болуы С. Нұржанов кен орнында мұнайдың жиналуы мен сақталуы үшін жақсы жағдай жасады. С. Нұржановның юра горизонтының үстінде мықты сазды жабын бар. Ол Каспиймаңы ойпаты жағдайында алғашқы химиялық құрамының тұрақтылығына әсер етті. Сондықтан, С. Нұржанов мұнайы басқа әсерлерге ұшырамады (қабат суларының әсерінен қышқылдану, гидрохимиялық жағдайлар).
Оңтүстік - шығыс борт маңы зона мұнайының парафиндері ванадийлік (Бийкжал 0,38 мг; С. Нұржанов 2,04 мг), никельдік комплекстерімен ерекшеленеді (Тортай - 1,5-3,0 мг), Шолькара кен орнының мұнайында ванадиймен (6 мг) бірге никельді комплекс (0,75мг) кездеседі.
Кеңқияқ пермьтриас мұнайында 0,40% күкірт, кеңқияқтың юра, С. Нұржановлық, тажигалин 0,6-1,3% және қара-арна мұнайында күкірт 2,6-3%.
С. Нұржанов және тажигалин кен орындарындағы мұнайда силикагельді смола 3,95 -- 4,77%, кеңқияқ пермтриасында 6,22%, қара-арна 14,95%. 200° С дейін қайнайтын фракциялар: қара-арна мұнайында табылмаған, тажигалиндік мұнайда 11 -- 16%, С. Нұржановмен кеңқияқ пермьтриас 25 және 19%.
Тажигалиндік мұнай бензинінің октанды сандары басқа қарастырылып отырған басқа мұнайдікінен жоғарырақ. 85° С 3,7% көлемінде алынған фракциялардың саны 94,7 1 кг ТЭС- тен 2,7 г; 28 -- 200° С қайнайтын фракциялардың октанды саны 69,3. тажигалиндік мұнайда нафтенді көмірсутектер көп (61-76%), сондықтан олар каталитикалық риформингке жақсы жағдай жасайды. С. Нұржанов кен орнындағы мұнайдың құрамында нафтенді көмірсутектің құрамы азырақ (19-41%), бірақ 62 -- 85° С фракциялар 38 -- 39%, алтымүшелі 30-32%.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
Күрделі термобарлық жағдай, парафиннің көп мөлшері, қабат коллекторының өтімділігінің әртүрлігі, обьектілерде қабат өнімінің көптігі кенорында игерудің ерекше тәсілін табуды қажет етті. Мұнай өндіруді көбейту үшін әр жылдары жаңа технологиялар ұсынылды, олар соңғы игеру жобасында қаралған. Жаңа технологияда кең көлемінде мұнай кеніштерінде гидродинамикалық тәсілдерді пайдалану, қабаттардың мұнай бергіштігін арттыру, төмен өткізгіштік коллекторлық қабаттарды игеріп, енгізу қаралған.
Жаңа технология ішінде: ыссы су айдау, сатылы термалды, фигуралық су айдау, диференциалдық су айдау қысымы, сұрыптап салқын су айдау жоғары өнімді қабаттарға, төменгі өнімді зоналарды игеруге қатыстыру тәсілдері игеру жобасында қаралған, жаңа технология кенорында ендірілуде:
1) Сатылы термалды су айдау (42 жерде жүзеге асырылған, 15 жерден XІІІ - XІV қабаттарға, 6 жерде XV - XVІ қабаттарға)
2) фигуралық су айдау (7 жерден XІV қабатққа және 4 жерден XV қабатқа)
3) алаңда су айдау төмен өнімді зоналарға (7 жерге жүзеге асырылған).
Сатылы термалды су айдау.
Алғашқы кенорында қаралған блоктық су айдау жүйесі көп қабат жағдайында және литологиялық әртүрлі мұнай кеніштеріне тйімсіз болды. Оның қолдануы әсіресе салқын су айдағанда, яғни кенорынды игеру кезінде әр түрлі кемшіліктер әкелді. Оны жою үшін көп қабатты кеніштерге жаңа әсер беретін технология құрылып ендірілді, оның аты сатылы термалды су айдау. Мақсаты: Қабат қысымын ұстап тұру үшін, ыссы су айдаудың тйімділігін арттырып, пайдалану және қабаттық температураны сақтау. Игеру процесстерін жеделдету және мұнай бергіштігін арттыру. Технологияның негізі, алғашқы қабылданған блоктық су айдаумен бірге жаңа су айдаудың технологиясын құру, яғни ыссы суды пайдалану (сатылы термалды су айдауды, қандай су болсада айдауға болады). Жаңа су айдаитын скважиналар өнімді қабатқа тік кесілетін қатар бойынша орналастырылады. Олардың арасына 3.5 қатарлы мұнай өндіретін скважиналарды орнатады.
Фигуралық су айдау
Сатылы термалды су айдауға бөлінген мұнай алаңындағы қабаттардың геологиялық әр тектілігінен, айдалып отырған сулардың бағытын өзгертуге және қабат сұйығының қозғалысын тиімді пайдалануға мүмкіншілік жоқ. Егер мұнай алаңының ішінде линза және жарты линзалар болып және су айдау қатарларына кірмеитін болса, онда оларды игеру мұнай бергіштігі төмен табиғи режимде болмақ. Сатылы термалды су айдауға бөлінген орталық мұнай алаңын екпінді игеріп ендіру, өнімнің суын азайту, мұнай өндіруді арттыру, ығыстыру процессін, мұнай бергіштігін ұлғайту үшін жаңа технология яғни әр текті көп қабатты парафинді мұнай кеніштерін игеру үшін фигуралық су айдау ұсынылды.
2.1.1 Игерудің ағымды жағдайын талдау
Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан бастапқы кезде кенорында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды. Осының салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік қабаттарында 1.0-2.8мПа-дейін төмендеген, мұнай өндіретін ұңғымаларда түптік қысым 55-65% мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың күмбез кенішінде. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер қабылданып отырылды. олар өнімділік қабаттар жүйесінің жақсаруына бағытталған.
2.1-кесте
С. Нұржанов кен орны игерудің технологиялық көрсеткіштерінің негізгі динамикасы
Көрсеткіштер
Жылдар
1965
1969
1979
1984
1994
1997
2004
2005
Мұнай өндіру,
мың. тонна
1590
9006
9672
9028
3248
3461
3606
4137
Сұйық өндіру,
мың. тонна
1590
9075
2103
2394
8088
9263
14450
19570
Сулануы, %
0
0.8
54.0
62.2
59.9
62.6
75,0
78.9
Мұнай бергіштік
коэффициенті
0
0.016
0.130
0.167
0.223
0.271
0.255
0.26
Сонымен қатар қосымша су айдайтын скважиналардың қатарын тіліктеп, блоктардың енін 2км дейін азайту. І-ІІ обьектілерде мұнай өндіретін скважиналар қазу арқылы көбейту және әр қабатқа су айдайтын жүйені ұйымдастыру. ІІІ-ІV обьектілерді нұсқа ішімен су айдауға ауыстыру және қосымша блокты су айдауға көшіру.
Тез арада кенорынға ыссы су айдау қажеттілігі туралы шешім бірнеше рет қабылданды. Бірақ ыссы су айдаитын қондырғының кешігуіне байланысты қабатқа салқын су айдау жалғаса берді, 1976 жылы қабатқа ыссы су айдау, барлық су айдаудың 13%, 1978 жылы 27.7%, ал 1979 жылы 31.2% құрады.
Кенорынның өнімділік қабаттарына нұсқа ішімен 1980 жылы басынан барлығы 300 млн м³ салқын су айдалды немесе барлық айдалған судың 85% құрайды. Барлығы 300млн м³ өнімділік қабаттарының жыныстары салқындалды, температурасы 5-20°С төмендеді.
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау
С. Нұржанов кен орны 1961 ж. ашылып өндірістік өңдеуге 1964 ж-дан бастап кен орын өңдеудің негізгі сызбанұсқасына сәйкес ашылған.
Негізгі сызбанұсқаның негізгі талаптары талаптары келесідей :
1) пайдаланудің төрт объектісін бөлу :
I объект - XIII-XIV горизонттар;
II объект - XV-XVI горизонттар;
III объект - XVII горизонттар;
VI объект - XVIII горизонттар;
1) қабат қысымын және қабат температурасын кен орнын өңдеудің басталуынан орнында ұстау мүмкіндігі;
2) I және II объекттерді айдау ұңғымаларын ені 4 км блоктарға қатармен кесу жылымен өңдеуді жүзеге асыру;
3) XVII горизонтты өңдеу алғашқы уақытта контурлық су басу мен 8 айдау ұңғымаларынан кейін жүргізу;
4) XVIII горизонтын қабат қысымынсыз жүргізу;
5) XVII және XVIII горизонттарының жүйесін дәлелдеп одан әрі өңдеу, өңдеу тиімділігі туралы мәліметтер алынғаннан кейінгі ішкі ыстық және салқын суды айдау;
6) I объектте әр блок шекарасында - 5, II объектте - 7 қатар орналасқан; ұңғымалар ара қашықтығы I объект үшін - 500, II объект үшін - 250м;
7) барлық горизонттың пайдалану мәліметтері негізінде кен орынның өңдеу жүйесін жетілдіру және технологиялық көрсеткіштерін дәл білу;
Кен орынның өнімдік горизонттарына суды айдау үшін, сәйкес физико - химиялық құрамы бар, тұздары бар су қолданылады, бірақ бұл судың минералдану дәрежесі бір бірлікке төмен. 1977ж С. Нұржанов кен орнының мұнай горизонттарын өңдеудің комплексті жобасы құрылған, мұнда технологиялық тапсырмалардан басқа техникалық сұрақтар қойылды. Кен орын пайдалануын жақсарту мақсатымен ұйымдық - техникалық шаралар және ғылыми - техникалық проблемаларды шешу бойынша зерттеу бағдарламалары өңделген.
Мұнай өндірісі министрлігімен кен орынды өңдеудің комплексті жобасы бекітілген. 1979ж. XIII - XIV горизонттарын өңдеудің технологтяылық сызбанұсқасы 3,3а,4 блоктарда сатылы термальды сулану (СТС) құрастырылған. 1982 ж. Парсумурун, Солтүстік- Батыс Хумурун атты С. Нұржанов кен орны күмбездерінің мұнай кеніштерін өңдеу жобасы қарастырылды. 1983 ж. төменөнімдік (ТӨА) және жоғарыөнімдік аймақтардың (ЖӨА) өңдеудің жаңа технологиясы ұсынылды. ТӨА және ЖӨА бөлек өңдеу қарастырылды. Аймақтық су басу қарқынды жүйесін қолданумен жоғары қысымда ыстық су айдау жолымен төменөнімдік аймақтарға әсер етудің жаңа әдістері ұсынылды, мұнда қысым 15 МПа-ға дейін және қабаттардың бірігу аймақтарында қысымды реттеу үшін салқын су айдалады. ТӨА және ЖӨА өңдеу бойынша жүйе қабаттарды жаулап алуды ығыстыру процесімен өсіріп, мұнай өндіруді және мұнайды қайта сақтауды жоғарылатады. 1984 ж. С. Нұржанов кен орнының ХІІІ горизонтындағы 5а блогын өндірістік өңдеудің технологиялық сызбанұсқасы қарастырылған.
Келесі сатыларда кен орнын өңдеудің негізгі құжаты "С. Нұржанов кен орын өңдеу жобасы" болды, бұл құжат МНП СССР өңдеу бойынша орталық комиссиямен бекітілген. Берілген жобалық құжатта оның реализациясы 1988 жылы басталды, мұнда кен орынды өңдеу жүйесін жетілдірудің негізгі бағыттарын дамыту үшін нұсқаулар : жобалық ұңғыларды орналастыру дәл бөлшектік қабаттар карталарын қолданумен жүзеге асады, төменөнімдік аймақтарда су басудың қарқынды жүйесін қолдану кеңейтілуі альтернативті ретінде БӘЗ қолданумен өңдеу нұсқаулары қарастырылады. Одан әрі жоба қайта қаралып кен орындағы жағдайға сәйкес реттелді. Қазіргі уақытта негізгі құжат ретінде "С. Нұржанов кен орын өңдеу жобасы" (ВНИИ) қолданылады, бұл құжат 1988ж өңдеу бойынша Орталық комиссиямен бекітіліп, мұнай алуды жоғарлату бойынша жаңа технологияларды енгізуді қарастырады. Жобаға сәйкес кен орынды өңдеуде экономикалық тиімді нұсқа қабаттардан мұнай алуды жоғарылатудың гидродинамикалық әдістері қарастырылады.
С. Нұржанов кен орнын өңдеу уақытында жобалық шешім анализі қабат мұнай параметрлерінің өзгерісін айқындап, олар өз алдына жобалық мәнінен мұнайды өндіру көлемінен ауытқуға әсер етті.
"НИПИНефтегаз" анализі нәтижелерінен 2а, 3 блоктық жобасы бекітілді. Қазіргі уақытта берілген жобаны іске асыру бойынша жұмыстар жүргізілуде. 5а, 6 блоктарын өңдеу жобасы келісу сатысында.
Одан әрі 2002ж 1, 1а, 2 блоктарын өңдеу жобасы қарастырылды, олар қазіргі уақытта келісу сатысында. Жалпы С. Нұржанов кен орнының барлық блоктарын жобалау бойынша жұмыстардың аяқталуы 2006 жылға біткен.
1.01.2008 ж. жағдай бойынша С. Нұржанов кен орнында - барлығы 6089 ұңғы, соның ішінде пайдалану қоры - 3466 (60,5%) оның ішінде қозғалыстағы қор - 2932 ұңғы, айдайтын ұңғы қоры - 1330 (21,2%) оның ішінде қозғалыстағы - 959 ұңғы бар.
Қозғалыссыз қордағы өндіру ұңғыларының құрылымы төмендегідей:
- жер асты жабдығының апаты -95
- суланғаны -37
- пайдалану колоннасындағы ақау -155
- басқа қабатқа аударуды күту -36
- күрделі жөндеуден кейін қалдырғаны және физикалық жоюды күтіп тұрғаны -175
1.01.2008 ж. жағдайы бойынша пайдалану айдайтын ұңғы қоры - 1330 ұңғы, оның ішінде 959 - қозғалыстағы, ал 371 - қозғалыссыздағы қор.
Су айдайтын ұңғылардың негізі қозғалыссыз қордағы тұрған себебі төмендегідей:
2.1-cурет. Игеру көрсеткіштерінің графигі.
- жерасты жабдығының апаты - 33
- пайдалану колоннасының ақауы - 112
- сыймдылықтың жоқтығы - 10
- күрд. жөндеуден кейін тасталғаны және физикалық жоюды күту - 201
- ату интервалының жабығы - 15
Қозғалыстағы ұңғы қорының пайдалану тәсілі - терең сорапты 99,3%. 1.01.2008 ж. қозғалыссыз қорда 533 өндіретін ұңғы болды (15,4% пайдалану қорынан) және 371 - су айдайтын ұңғылар (27,9% пайдалану қорынан).
С. Нұржанов кен орнында бастапқы игеру кезеңінен бері 1.01.2002 ж. бұрғыланған ұңғылардың саны - 6089, оның ішінде 955 ұңғы жойылған, ал 12 ұңғы, су өндіретін қорға жатады. Бақылау қорына 326 ұңғы өткізілген. Мұнай өндіретін ұңғылар қоры - 3466 ұңғы, су айдайтын - 1330 ұңғы. Қозғалыстағы қорда 2932 мұнай ұңғысы және 959 су ұңғысы құрайды.
1.01.2007 жылды 1.01.2008 жылмен салыстырғанда, қозғалыстағы өндіру, су айдайтын қорлар 2,4% және 33,2% сәйкес өскен, ал өндіретін ұңғылар бойынша қозғалыссыз қор 15,5%, су айдайтын ұңғылар 31,9% қысқарған.
С. Нұржанов кен орнындағы ұңғылардың түбіндегі бос газ, парафин мен тұздың түзілуі, мұнайдың шлейфтерде коюланып, қатуы штангілі тереңдік сораптарының жұмыс жасауына қиын жағдай туғызып отыр. Сонымен қатар жөндеу аралық кезең және пайдалану коэффициенті өте төмен. Штангілік терең сорапты ұңғылардың 70%, 10 ттәу дебитпен жұмыс жасайды. С. Нұржанов кен орнында терең сораптық ұңғылар негізінен диаметрі 44, 56, 68 мм, алмалы - салмалы сораптармен жабдықталған, олар 73 мм сораптық компрессорлық құбырларда орнатылған. Жобада штангалы терең сорапты ұңғыларды тербелмелі қондырғыларда, яғни көтеру күші 8, 12 тонналық 7СК - 8, 7СК - 12 орнатылу қарастырылған.
Негізгі парк көтеру күші 6, 8, 12 тонналық тербелмелі қондырғылармен қамтылған, яғни 6СК6 - 302 ұңғы (14,7%) 7СК8 - 1566 ұңғы (76,2%) 7СК12 - 34 ұңғы (1,7%) ИР - 12 - 129 ұңғы (5,9%).
Тербелмелі қондырғылардан басқа, кен орында 30 тербелмелі (АГН) орнатылған. Осы АГН-ды пайдалану кезінде кейбір кемшіліктер анықталды: Динамометрге түсірілмейді, сондықтан жерасты жабдығының жұмыс жасауын анықтау мүмкін емес, гидро жүйесінде май ағады, осының әсерінен ұңғылар жиі тұрып қалады.
Штангілі терең сорапты ұңғыларды пайдаланғанда, олардың негізгі кемшіліктері, қабат жұмысының ақпараты жоқтығынан, осыдан кен орынның игерілуін бақылау қиын. Талдау көрсеткендей қозғалыстағы штанілі тереңдік сорапты ұңғылардың 34,5% төмен дебитті, тәулігіне дебиті 5 тонна, жылдың салқын мерзімдерінде және қату температурасының жоғарлығынан, дебиті төмен ұңғыларды, жылумен, химиялық қорғаныспен ықпал етсе де жұмыс жасамай тұрып қалады. Ұңғыларды қайтадан жұмысқа қосу үшін көп арнайы техникаларды қажет етеді. Дебиті төмен ұңғыларды бірқалыпты жұмыс жасауын қамтамассыз ету өте қиын.
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
01.01.2002 жылында №10, №13, №25, №35 барлау ұңғылары жөндеу қалпына келтіру жұмыстары жүргізгеннен кейін, пайдалануға берілді. №19 ұңғыма бұрғыланды олардың орнауы бойынша 11 пайдалану ұңғысы № 14, 101, 103, 104, 108, 110, 111, 116, 117 st , 122 және төрт айдау ұңғымалары № 102, 105, 109, 121; төрт сулану ұңғымасы №1, 2, 3, 4; №111,116 және №117 ұңғымалары геологиялық себептерге байланысты жойылды. Ұңғыларды бұрғылау 1995-97 жылы және 1998 жылда асырылды, 1996 жылы және 1999 жылдары жаңа ұңғымалар енгізілген жоқ, іс жүзінде бар ұңғымалар торын жобалықпен салыстыру төмендегіні көрсетеді:
o бірінші қатардағы ұңғыманың арақашықтығы 489 м құрады, бұл жобалықтан 22 %-ға жоғары (400м);
o технологиялық сұлба бойынша қабылданған ұңғымаларды бұрғыланған кері қайтарымды (№6, №10, №11, №14, №16, №18, №19, №22, №25, №31, №44, №37, №38, №39, №45) ұңғымалары Ю-ХII және Ю-ХIII горизонттары бойынша су мұнай шекарасының сыртында болып шықты. Бұл ұңғымалар Ю-VII горизонтын өндіру үшін қолданылатын алыс ұңғымалар ретінде қолданылуы қажет болды. Ю-VII горизонтында жеке ұңғымалар торы жоспарланды, жобалықтан (№15, №34, №26, №35, №40, №202, №204, №206, №208). Бұл ұңғылардың қоры туралы жалпы мәліметтер 2.2 - кестеде көрсетілген.
2.2-кесте
С. Нұржанов кен орнындағы ұңғылар қоры
Тәсіл
Ұңғы нөмірі
Барлығы
Фонтан
ШТС
ОТЭС
Кен орын бойынша қорытындысы
23
Пайдалану қоры
14
10, 13, 14,25,35, 101, 102, 103, 104, 108; 110, 117st, 121,122
14
14
Жұмыс істеші қор 10, 13, 14, 25, 35, 101, 102, 103, 104, 108, 110, 117st, 121, 122;
Өнім беруші 10, 13, 14, 25, 35, 101, 102, 103; 104, 108, 110, 117st, 121, 122
10, 35, 104;
13, 14,25, 101, 102, 103, 108, 110, 117st, 121, 122;
3
11
Айдау қоры
2
Негізгі жарылыстың бұзылу құрылымындағы жағдайдың өзгеруіне байланысты шоғыр күмбезінде орналасқан ұңғымалардың бірінші қатарының орналасуы оның бағытына қарсы, себебі ұңғымалар ұңғымен жарылыстың бұзылу арасындағы мұнай бөліктерінің қалмауы үшін, түсірілімнен 200 м-ден көп арақашықтықта ұңғымаларды орналастыру керек.
Блоктарда орналасқан мұнай қорын игеруге енгізу үшін, саны блоктардағы қор мөлшерінен тәуелді болатын жеке ұңғымаларды бұрғылау қажет. Жобалық ұңғы торы әр қашан блоктарды жауып тұмайды және айтарлықтай тиімді орынды табу үшін, блоктағы жобалық ұңғымалардың орналасу орны, сонымен қатар ұңғымалар арасындағы жобалық арақашықта өзгертуі қажет.
Бұрғылау және әр жаңа бұрғыланған негізгі объетілер бойынша ақпараттардың пайда болу үрдісі кезенде ұңғымадағы алғашқы мұнай шығымымен ұңғыға келетін, алынатын мұнайдың меншікті қоры өзгеріп отырған. Енгізілетін ұңғымалар бойынша орташа бастапқы мұнай шығымы бұрғылауға жаңа ұңғыларды енгізу салдарынан төмендеп отырды. Ол жылдар бойынша 1995 жылы 230 ттәу-тен 214 ттәу-ке дейін, 1997 жылы 156 ттәу-ке дейін немесе 1998 жылы 135 ттәу-ке дейін, айтарлықтай төмендеген. Бір өндіру ұңғысына келетін нақты меншікті қор бұрғылау барысында және және 1997 жылы жоспардағы 204 мың тн. деңгейден төмен болды, 111 мың тн, ал 1998 жылы 143,7 мың тн.
Өндіру қорына 14 ұңғымасы бар. Олардың екеуі орнауы бойынша №102, №121 айдау ұңғымалары өндіруге ауыстырылды. Кен орнындағы барлық ұңғымалар мұнай өндірудің механикаланған тәсілімен пайдаланылуда.
2.3-кесте С. Нұржанов кен орнының өндіру көрсеткіштері
жылдар
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
Сұйық өндіру тонна
жоба
53,6
173,1
316
380,7
315,4
767,1
842,6
874,3
775,2
968
1040,5
нақты
57,1
174,2
316
384,9
599,4
757,4
811
828,5
753,7
741,8
730,7
Мұнай өндіру тонна
жоба
57,1
173,1
322
380,7
615
760,4
833
853,9
742,8
858,8
900,3
нақты
53,632
173,995
314,454
382,799
594,606
748,458
803,077
809,979
723,383
707,811
689,193
Сулану %
жоба
0,06
0,9
1,1
2,3
4,1
11
13,7
нақты
0,06
0,05
0,3
0,8
1,2
1
2,2
4
4,6
5,7
ұңғы саны
жоба
нақты
6
21
30
46
59
65
62
66
68
72
73
жылдар
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
Сұйық өндіру тонна
жоба
1111,7
1160,4
1160,1
1158,8
1156,7
919,4
782
659,3
554,9
489,6
476,7
нақты
787,9
887,1
994,5
1061,9
1166,6
899,4
752,8
632,4
518
534,3
577,5
Мұнай өндіру тонна
жоба
914,6
920,6
880,3
836,8
787,6
750
635
526,1
434,5
377
334,7
нақты
723,346
811,093
858,254
931,614
986,122
749,97
627,285
491,802
419,505
381,706
413,306
Сулану %
жоба
17,7
20,6
24,2
29
32
18,4
18,8
20,2
21,7
23
29,8
нақты
8,2
8,6
13,7
12,3
15,5
16,6
16,7
22,2
19
28,5
28,4
Ұңғы саны
жоба
77
70
67
65
61
63
нақты
74
71
69
82
87
91
84
74
25
31
31
2.3-кестенің жалғасы
жылдар
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
Сұйық өндіру тонна
жоба
550,5
605,5
611,3
427,8
507,1
640,2
753
814,5
903
1013,3
1069,1
нақты
587,8
604,3
600,2
713,3
652,7
608,3
686,5
756,9
634,8
682,5
605,1
Мұнай өндіру тонна
жоба
334,5
338,2
349,4
288,5
290,4
320,9
344,9
333,2
350,5
350,1
390,3
нақты
378,023
342,31
327,858
302,34
260,938
251,005
333,34
376,13
370,779
396,795
386,008
Сулану %
жоба
39,2
44
42,8
36,2
42,7
49,9
54,2
59,1
61,2
65,4
63,5
нақты
36,2
43,5
45,4
57,6
60
58,7
51,4
50,3
41,6
41,9
36,2
Ұңғы саны
жоба
72
79
86
37
56
75
89
93
97
103
109
нақты
25
36
39
43
55
65
65
71
76
81
82
жылдар
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Сұйық өндіру тонна
жоба
1108,7
1169,5
1212,3
1219,9
1226,6
1467,6
1576,5
1668,3
1575,3
1575,3
1108,7
нақты
636,3
745,9
678,1
658,1
708,5
735,5
754,5
806,276
804,549
842,955
636,3
Мұнай өндіру тонна
жоба
408,7
420,5
435,3
404
365,9
339,7
315,5
293,5
268,4
243,3
408,7
нақты
394,36
383,97
323,06
275,751
292,865
319,785
346,32
344,7
348,892
376,8
394,36
Сулану %
жоба
63,1
64
64,1
66,8
75
78
79
80
63,1
нақты
38
48,5
52,4
58,1
52
49
47
50
49
48
38
Ұңғы саны
жоба
114
121
121
121
121
121
121
147
145
144
114
нақты
82
84
87
87
90
103
101
106
111
129
82
2.3-кестенің жалғасы
жылдар
2007
2008
2009
2011 жоспар бойынша
Сұйық өндіру тонна
жоба
1575,3
1560,3
896,8
1141,6
нақты
904,478
930,204
895,4
Мұнай өндіру тонна
жоба
218
196,7
390,2
394
нақты
377,71
386,16
389,69
Сулану %
жоба
82
84
56,5
65,5
нақты
51
51
49
Ұңғы саны
жоба
144
143
143
нақты
141
146
154
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
Бүгінгі таңда С. Нұржанов кен орнында фонтанды ұңғының оптималды технологиялық режимін анықтау және оның негізгі көрсеткіштерін есептеу сияқты көкейкесті мәселелер кен орынның алдынғы қатарлы сұрақтары болып отыр. Технологиялық режим ұңғы жұмысының тиімділігін анықтай отыра, қабат энергиясының аз шығынымен және пайдалану кезінде әртүрлі күрделі жағдайға соқтыратын мәселелерге қарамастан, өнімді қабаттан мүмкін максимал дебитті алуды қамтамасыз етуі қажет. Сонымен қатар, ол пайдалану ұңғыларының жұмысының мүмкіндігін тиімді қолданып, ұңғыманы және ұңғыма жабдықтарын өрескел мәселелерден сақтап ,қоршаған және еңбек қауіпсіздік ережелерін ұстана отырып жалпылай кен орынның продуктивті жұмыс істеуін қамтамасыз етуі тиіс.
Mен қарастырайын деп жатқан I обьект бойынша ұңғы жұмыстары мен өнімді шоғырдан газ алу периодты түрде өзгерістерге ұшырап отырғаннан кейін, ұңғымалардың сипаттамаларына байланысты оптималды режимдер және максималды мүмкін дебиттер 3 айдан 6 айға дейінгі мерзімге жоспарланады. Егер де ұңғы жұмысы тұрақты деп бағаланса, онда бұл мерзім бір жылдан немесе одан да ұзақ уақытқа ұзаруы әбден мүмкін. Әр пайдаланушы ұңғыға технологиялық режимге сай негізгі параметрлер келесі айға қойылады. Технологиялық режимде барлық ұңғыма реті беріледі және өндірудің кеуектілігі және өндірудің жоспарланған деңгейі көрсетіледі.
Фонтанды ұңғының оптималды жұмысын анықтау мақсатында оны периодты түрде бақылап отыру қажет. Технологиялық режим бірнеше периодтардан құрастырылған. Периодтар саны және олардың ұзақтығы технико - технологиялық шарттарымен анықталады. Жалпы фонтанды ұңғыларды ұңғының дебиті және оған сәйкес қысымдар негізінде қалыптасқан сынама сорумен тексереді.
Технологиялық режимде барлық ұңғымалар келесі категорияларға бөлінеді:
1) Ұңғыманың эксперементалды бағдарламалары (Рқаб қысымы Рнк төмен болғанда КГФ динамикасы қадағаланады). Бұл ұңғымалар әрқашан өндіру жұмыстарын жүргізеді және зерттеу бағдарламасынан тартылады.
2) Өндіру ұңғымаларының бірінші приоритеті. Басты кезекте бұлар мұнай ұңғымалары, тек III объекттен өндіретін және II+III объекттен 9 ұңғыма, көмірсутектер ағымы негізінен III объекттен жүзеге асады.
3) Өндіру ұңғымаларының екінші приоритеті. Бұлар негізінен жоғары КГФ бар II және II+III объектілер ұңғымалары.
4) Өндіру ұңғымаларының үшінші приоритеті. Бұл негізінен төменгі КГФ I және II объекттер ұңғымалары.
5) Әртүрлі техникалық және технологиялық себептерімен тоқтатылған ұңғымалар.
Ұғыманың келесі айдағы өндіруін технологиялық режимге қарап таңдайды, өнімнің құрамы мен көлеміне және ОГПЗ контракты бойынша және КТК көмірсутектеріді жеткізу бойынша қарайды.
Игерудің технологиялық схемасына сай, өндіруші ұңғымаларға техникалық режимді құру барысында келесідей шарттарды қолданып негізгі параметрлер қондырылады:
* ұңғымалардағы максималды депрессия 10 МПа
* ГКДҚ - 3 қосылған минималды динамикалық сағалық қысым 15 МПа төмен болмауы керек.
* минималды динамикасы сағалық қысым, ГКДҚ - 2,КПК, EOPS - қа қосылған, 8 МПа төмен болмауы керек.
* вертикалды ұңғымаларда сұйық ... 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