Кен орынды игеру жүйесі

КІРІСПЕ

Қаражанбас түбегінде орналасқан, Қаражанбас кен орны 1974 жылы ашылды. Ол Қазақстандағы аз тереңдіктегі жатқан жоғары тұтқырлықты мұнай кен орындарының ең ірісі болып табылады. Игеру қабаттағы мұнайбергіштікті жылу әдістерін қолдану арқылы көбейту арқылы әдістерімен жүргізіледі.

1977 ж. кеніштің қоры есептелді, ал 1978 ж. тәжірибелік аймақтардағы термиялық әдістерді қолдана, игерудің технологиялық схемасы құралған. Бұл технологиялық схемаға сай, Қаражанбас кен орындағы мұнайбергіштікті көбейту үшін қолданатын жылу әдістерінің жүргізілуі негізінен сол кездегі КСРО-дағы қолданатын игеру жүйелерімен және олардың Оха, Катангли, Баланы-Сабунчи-Романы кен орындарындағы көп жақтық сынау тәжірибесінде және өндірістік қолдануында негізделген. Кеніште екі тәжірибелік аймақ жасалды: біріншісі ВВГ қолдану арқылы, екіншісі БЖӘ-мен

Берілген жұмыста жоғары тұтқырлы мұнайды БЖӘ-ны қолданып, мұнай алу процессін зерттеу жобасы көрсетіледі. Қаражанбас кен орнын игеруінен бастап, технологиялық игерілуінің көрсеткіштері зерттеледі.

1 Геологиялық бөлім

1. 1 Кен орын туралы жалпы мағлұматтар

Қаражанбас кен орны Қазақстан Республикасы Маңғыстау облысы территориясындағы Бозашы түбегінің солтүстік-батыс бөлігінде орналасқан.

Облыстық орталығы Ақтау қаласы болып саналатын жерден 210 км қашықтықта орналасып, қаламен асфальтті жолмен байланыста тұр. 150 км қашықта орналасқан темір жол станциясы бар ең жақын мекенді қоныс Шетпе ауылы болып саналады. Бозашы түбегінің солтүстік-батыс бөлігі абсолюттік белгісі минус 19-дан плюс 28 м шектелген жазықтық жер болып келеді. Жергілікті ландшафттың аса танымал белгісі, автотранспорттың өтіп жүруне кедергі жасайтын көптеген сорлардың болуы. Рельеф пішіндері бархан және байырғы жыныстардан тұрады. Аудан климаты күрт континентальлды. Ауа температурасы қыста минус 30°-дан жазда плюс 45°-қа дейін жетеді. Атмосфералық жауын-шашындар күз және қыс мерзімдеріне сай келеді.

Кен орын Бозашы түбегінің солтүстік-батысында орналасып, ауданы , 48 га алқапты алып жатыр. Бұл адам қоныстарынан қашық орналасқан теңіз деңгейінен 22-27 м төмен орналасқан шөл дала. Жұмысшылардың мекенді қонысы кен орынның игеріліп жатқан орталық аймағынан жобалап 15 км қашықтықта орналасқан. Жұмысшылардың тұратын жерінде тұрғын үйлер, әлеуметтік-мәдени комплекстер, қоймалар, жылыту кұрылғылары, т. б. көмекші кұрылыстар. Санитарлы қорғау бақылауы бар зоналар аймағында тұрғылықты мекенді қоныстар, одан басқа да арнайы табиғи қорғау жағдайларын талап ететін түрлі объектілер де кездеспейді. Негізгі өндіріс объектілерінің орналасуы негізінен өндірістің оңтүстік-шығыс бөлігіне келеді. Аудан климаты күрт қоңыржайлы, жауынсыз, өте құрғақ, ыстық, ұзақ жазымен және салқын, қысқа қары аз қысымен.

Кен орнынының геологиялық құрылымының сипаттамасы

Қаражанбас кен орны Қазақстан Республикасының Маңғыстау облысының Бұзашы түбегінің солтүстік - батысында орналасқан. Бұл кен орын 1974 жылы ашылды. Қаражанбас кен орны бұрынғы кеңес одағының аймағындағы терең шоғырланбаған жоғары тұтқырлықты игеру барысында, мұнай бергіштікті жоғарлатуда жылулық әдісті қолданатын ең ірі кен орны болып табылады. 1977 жылы кен орынның қоры есептелді, ал 1988 жылы игерудің термиялық әдістерді қолданатын сынақтық аймақтарының технологиялық сұлбасы құрастырылды. Осы технологиялық сұлбаға сәйкес Қаражанбас кен орнында мұнай бергіштікті жоғарлататын жылулық әдістерді қолдану, отандық игеру жүйелердің көп жылдық сынақтарына және олардың Оха, Катангали, Балаханы-Сабунчи-Романы кен орындарында кәсіпшілік қолданысына негізделген.

Кен орында екі сынақтық аймақ құрылды: бірі ылғалды қабат ішінен жану (ВВГ), екіншісі бу жылулық әсер ету (ПТВ) .

Ылғалды қабат ішінен жану әдісі, қабатта мұнайдың айдалатын қышқылдың (ауаның) көмегімен жылуды генерациялауға негізделген. Ылғалды жанудың мәні белгіленген қатынаста ауамен қатар айдалатын су, жану шекарасындағы жынысқа жеткен кезде буланып, газ ағынымен ілесіп, жану шекарасының алдыңғы аймағына ауысып, онда негізінен бу мен жылытылған су аймақтарымен түрленген кең аймақты құратындығында болып табылады.

Бу жылулық әсер ету әдісі қабатта болатын мұнай мен судың қасиеттерінің температураның жоғарлауының нәтижесінен өзгеруіне негізделген. Бұл кезде қарқынды түрде мұнай тұтқырлығы төмендейді, оның термиялық ұлғаюы жүреді, ол өз кезегінде қабаттардың қалыңдығы, шоғырдың ауданына әсер етуімен қабатты ығыстыру мен қамту коэффициенттің жоғарлауына себебін тигізеді.

1979 жылы орналастыру басталды, ал 1980 жылы ВВГ әдісін қолданып, сынақтық аймақты бұрғылау жүргізілді. 1982 жылы бу жылулық әдісі (ПТВ) сынақтық аймақта қолданыла басталды.

1984 жылы “ Қаражанбас кен орнында термиялық әдістерді қолданатын игерудің технологиялық сұлбасы ” қабатқа бу жылулық әсер ету және қабат ішіндегі жану техникасы мен технологиясын өндірісте игеру үшін құрылып, бекітілді.

ВВГ және ПТВ технологияларына басқа Қаражанбас кен орнында басқа да әсер ету технологиялары қолданылады: қабат ішіндегі құрғақ жану, көбіктену үрдісін реттейтін құрғақ және ылғалды жану, мұнайды полимер және бу ерітіндісімен, сонымен қатар сумен ығыстыру.

1996 жылдан бастап ВВГ әдісін қолдануды тоқтатып, 1996 жылдан бастап ауаны айдауды тоқтатты. Қазіргі уақытта кен орнында жылулық әсер ету және су айдау технологиясы іске асуда.

1. 3 Стратиграфиясы

Қаражанбас кен орнында іздеу, зерттеу және пайдалану ұңғымалары көмегімен төменгі триас, орта юра және төменгі мел шөгінділері бар тілімдері алынған. Шөгінділер комплексі арасындағы шекаралар шөгін жинаудағы үлкен үзілістермен және үлкен бұрыштық келіспеушіліктермен сипатталған.

Төменгі триас шөгінділері көп ұңғымамен толық қалыңдықта алынбаған. Шөгін жастары оленектік деп алынған. Төменгі, триас тілігінің анағұрлым құмды бөлігі, шартты түрде инд ярусына жатқызылды. Кен орынның күмбезді бөлігінде триас шөгінділері тікелей төменгі мел шөгінділері астында орналасқан.

Орта юралық шөгінділер бұрғылау кезінде тек переклинальдарда және 390 м-ден 500 м-ге дейінгі тереңдіктегі структура қанаттарының терең учаскілерінде кездескен, ал күмбез көтерілуінің көп бөлігінде олар дұрыс көрінбеген. Ашылған шөгінділер байос және бат ярустарына жатады. Олардың максималды қалыңдығы 125 м-ге дейін.

Төменгі мел шөгінділері стратиграфиялық және бұрыш келісімсіздіктерімен жергілікті таралады. Олар томенгі триас және юра әр түрлі горизонттарының бұзылған бттерінді жатыр. Жату тереңдігі 20 м-ден 480м-ге дейін орналасқан. Ұңғылар көмегімен алынған тілім құрамында 170-190 м қалыңдықтағы неоком жасының(берриас-валанжин, готерив, баррем) шөгінділері, сонымен қатар апта(қалыңдығы 75-90) және альба(қалыңдығы 140) шөгінділері кездеседі.

1. 4 Тектоника

Қаражанбас кен орны, тектоникалық тұрғыдан қарағанда Бозашы көтерілімінің күмбезді бөлігінде орналасқан және суб ендік жатыста тұрған антиклинальдық қатпарына жатқызылады. Тұйық изогипса контурындағы құрылым көлемі минус 330м көтерілу амплитудасы 90 м кезінде 23 _* 4. 2 км құрайды. Қатпардың оңтүстік қанаты солтүстіктігіне қарағанда жазықтау және қанаттарындағы жыныстардың құлау бұрышы сәйкесінше 2 ^ο - 4 ^ο құрайды.

Қатпар екі күмбезбен : батыс және шығыс, және түрлі ориентирдегі дизъюнктивті бұзылыс қатарымен: ендіктен меридиандыққа дейін.

1977 жылғы мұнай қорларн есептеу жұмысында көтеру әр түрлі қанығу сипаттамасымен толықтырылған өнімді қабат тілімі бар жеті тектоникалық блокқа бөлінген тектоникалық бұзылулармен көрсетілген. Көп жағдайларда шартты болып саналатын, бұзылулардың негізіне мұнай су жапсарысыныың байланссыздығы болады. 1993 жылы мұнай көтерудің анағұрлым қарапайым түрі қабылданды, ал көршілес ұңғылардағы бір гипсометрлік деңгейдегі аттас қабаттар қанығу сипаттамасының келісімсіздігі, мұнай су жапсарысының еңістігімен тусуіндіріледуі. Бұл екі вариантта да мұнаймен қанығу бағасы бірдей болады деп санағанда, 1997 ж қорлар есебінде ең қарапайым екінші вариант қабылданды.

Қаражанбастағы мұнай көтеруіне қабылданған варианттың құрылымы бойынша, структура тектоникалық жарылыыстармен жеті емес, төрт блокқа бөлінген. I Блок I I, II, III, V блоктарын біріктіреді, 1977 ж. схемасы, блок II IV-қа сәйкес келеді, блок III - VII блогына және блок IV - VI блогына.

Мел комплексінің көтеру құрылыстар блоктарн қарапайымдатумен қатар, юра дәуірінің шөгінділер құрылымына да көзқарас өзгерді, себебі 1977ж әр түрлі шөгінділер комплекстер арасындағы бұрыштық келісімсіздіктер есепке алынбайтын және орта юралық шөгінділер планы төменгі мел шөгінділер планымен сай келді.

Жаңа ұңғылар 5019 және 3175 (шығыс периклиналь) бұрғылау көмегімен алынған коллекторлардың қанығу сипаттамасы туралы ақпараттар, және 120 м жететін өнімді қабат горизонттар тереңдігінің күрт өзгеруі, Қаражанбас кен орнының IV блогын Солтүстік Бозашы кен орнынан бөліп тұрған жарылыс бұзылуының орнын өзгертуге ықпалын тигізді. Одан басқа 5109 скважинасындағы А, Б, В, Г, горизонттарының барлық коллекторлары су қаныққан болып шықты, және тәжірибеде де су алынып шықты. ГИС берген ақпараттар бойынша 3175 ұңғымада өнімді болып А(2, 2 м), қабаттың тек үстінгі жағы еді, қалған горизонттар су қаныққан.

Кесте1. 1- Қаражанбас кен орнының гео-физикалық сипаттамасы

1. 5 Мұнайгаздылығы

Каражанбас кен орнының ерекшелігі, олар құрамы үлкен парафиндер мен асфальттардан, смолалы заттардан тұрады. Бұл болжаудың ерекшелігі мұнай кен орнының шығу жері негізгі өнімділік қабаты парафинмен қаныққан. Бастапқы мерзімде өңдеу негізінде көп мөлшерде қабат температураларын зерттеу бойынша эксперименттік мәліметтері қабаттың парафинге қаныққандылығы және мұнайдың парафинге қанығу шегі бастапқы қабат жағдайында мұнайдың газдалуы дәлелденді.

Солтустiк Бозашы мұнай газ обласының жалпы өнімді қабаттарының геологиялық жасы юра жүйесінің ортанғы бөлігі болып келеді. Осы заңдылықты ескере отырып Каражанбас кен орнының мұнай газдылы қабаттары көп горизинтты, өнімділігі мол екенін байқаймыз. Солтустiк Бозашы мұнай газдылы обласының, соның ішінде Каражанбас кен орнының өнімдік қабаттарының 80 - 90 % пайызы, осы юра жүйесінің ортанғы бөлімінде шоғырланған болып келеді. Қазіргі кездегі өндіріліп жатқан өнімдердің дерлік 90 % пайызға жуығы осы горизонттардан игеріліп отыр.

Жалпы, осы мұнайгазды обласының өнімді қабаттары сонымен бірге жоғарғы палеозой жасты, олар таскөмір және перм жүйелері болып келеді.

Сонымен қатар өнімді қабаттарының негізгі тараған жері болып, ол мезазой жасты жүйелермен байланысты келген. Бұл жүйелер негізінен триас, юра және бор болып келеді. Ал кайназой түзілімдеріне келсек, онда олар негізінен палеоген, неоген және төрттік жүйелері, қарастырылып отырған областа түгелімен дерлік горизонталды шөге орналасқан болып келеді.

Жоғарыда айтылып өткендей Солтустiк Бозашы обласының, соның ішінде Каражанбас кен орнының мұнайгаздылы горизонттарының геологиялық жастары, негізінен мезазой эрасында шоғырланғандары келтірілген. Бұлар негізінен триас жүйесінің төменгі және ортанғы бөлімдерінен тұрады, олардағы мұнай газ қабаттары өзіндік қасиеттерімен ерекшеленіп келген. Мұндағы мұнай түзілімдері терригенді - карбонатты шөгінділерден қалыптасқан болып келеді.

Юра жүйесінің төменгі, ортанғы және жоғарғы бөлімдері, қарастырылып отырған мұнай газдылы областың, негізгі өнімді қабаттарының бірі болып есептеледі. Мұндағы юра жүйесінің шөгінді тысының құрастырушылары болып, карбонатты - терригенді түзілімдері болып есептеледі. Бұл қабаттардағы мұнай шоғырларының ерекшеліктерінің бірі, ол өнімді қабаттарының қалыңдықтарының молдығында болып келеді.

Газдың құрамының динамикасы Каражанбас кен орнының этапты өңдеуінің даму тарихын көрсетеді. Каражанбас кен орны 1977 жылы геологиялық - геофизикалық зерттеулер барысында ашылған. Жоғарғы және төменгі бор, олар сеноман, альб, апт және неоком ярустарында өндірістік өнімді түзілімдері байқалады . Өнімді қабаттының биіктігі 1500 м-ге жетеді . Бор комплексті түзілімдерінде 12 газдылы горизонттары белгіленсе, ал юра түзілімдерінде 13 мұнайлы және мұнайгаздылы горизонттары белгіленген. Тұтқыш түрі негізінен қабатты шоғыр болып келеді. Юра түзілімдерінде қабатты, тектоникалық экрандалған өнімді шоғырлары кездеседі.

Коллекторлары кеуекті, құмтастар және алевролиттерден түзілген болып келеді. Газды қабаттарының ашық кеуектілігі 26, 8 - 30, 6 % болса, өткізгіштігі шамамен 0, 2 - 0, 4 мкм құрайды. Юра түзілімдерінде кеуектілігі 26, 5% және өткізгіштігі 0, 523 мкм келловей ярусының 13 - ші горизонтында белгіленген. Бұл қабаттардың тұтқыштары ретінде, қалыңдығы 2 - 60 м жететін саздар болып есептеледі. Мұнай қаныққандық коэффициенті 0, 53- 0, 73, ал газ қаныққандық коэффициенті 0, 5 - 0, 6 шамасында. Бастапқы қабат қысымы 11, 2 - 19, 35 МПа жетсе, қабат температурасы 57 - 84 ^º С. Мұнай қабаттарының алғашқы өнімділігі шамамен 1 - 81 м3/сут., аралығында өзгерсе, газ қабаттының өнімділігі 47 - 275м3/т.

Мұнай тығыздығы 884 - 874кг/м3 шамасында, ол негізінен күкірт 0, 16-0, 2%, парафин 16-22, 6%, шайыр 8-20% құрамдас болып келеді. Бос газдар этан құрамдас, ауыр көмірсутектерден тұрады.

Газ негізінен метанды 90%, азот 8% және көмірқышқыл газ 2 % болып келген . Газ шоғырларының қабаттық қысымы 4, 3 - 8 МПа, ал температурасы шамамен 30- 50 ^º С құрайды. Юра шоғырларының тәртібі суарынды және газарынды.

Жалпы алғанда Солтустiк Бозашы мұнайгаздылы обласы қазіргі кезде жақсы зерттеліп, толығымен анықталған бір үлкен географиялық аймақ болып есептеледі. Ал осы областың құрамына жататын экономикалық, әлеуметтік маңызы зор, алып кен орындары Каражанбас, Каламкас және т . б ., қазіргі кезде өндіріліп игеріліп отырған кешендер болып саналады . Бұл областың мұнайгаздылы түзілімдерін құрастырушы жыныстар, литологиялық тұрғыдан келгенде, негізінен терригенді жыныстар болып есептеледі.

Мұнай мен газ қоры

Қаражанбас кен орнының мұнай қоры бір рет қана бағаланбаған еді. 1977 ж қорды есептеу жүргізілген іздеу-барлау жұмыстарының материалдары бойынша жүргізілген. 1993 және 1997 жылдары қор 1500 ұңғыманы эксплуатациялық бұрғылау нәтижелерінен алынған.

Шығыс бөлігі үшін 1997 ж-мен салыстырғанда 25 жаңа ұңғыма бұрғылау материалдары бойынша геологиялық құрылымын нақтылау нәтижесінде өзгерістер пайда болды. Мұнай қоры қайта есептеліп 01. 01. 2001 ж жағдайы бойынша жалпы кен орынның қоры өзгерген. Кен орынның игеріліп жатқан бөлігі бойынша мұнай қоры В категориясы бойынша бағаланады, ал барлау ұңғыларының алып жатқан аймағында С ₁ және С ₂ категориялары бойынша бағаланады. Сонымен қатар, Б және В қабаттарында бұрғыланбаған бөлігі үшін структураның переклиналінда, қабаттардың өндірістік өнімділігі бекітілмеген жерде, ГКЗ СССР есептеулерінің варианты сақталған, мұнайдың өндірістік ағындары алынатын аймақтарда С ₁ категориясы бойынша бағаланады, басқа аудандарда - С ₂ категориясы бойынша.

2 Технологиялық бөлiм

2. 1 Кен орынды игеру жүйесі

2. 1. 1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау

Ағымдағы игерудің жағдайына әсер ететін, негізгі факторлар мұнай мен газдың бастапқы және қазіргі қасиеттері коллектордың сүзушілік-көлемдік қасиеттері, тор қалыңдығы және игеру қасиеттері. Қаражанбас кен орнының шарты үшін анықтаушы болып келетін мұнай тұтқырлығы және әсер етудің жылулық әсерін қолданудың қажетті шарттылығы.

Кен орнында игерудің басынан-ақ қабатқа әсер етудің әртүрлі әдістері қолданды, негізгі мақсаты өнімділік коэффициентін өсіру және қабатты өңдеумен қамту. Әсер етудің термикалық әдістерін қолдану (ҚЫЖ, БЖӘ), сонымен қатар әртүрлі ығыстырушы агенттер (су, бу, мұнай, полимер) мұнай қорының күрделі бейнесін қима бойынша және кен орнының ауданы бойынша шарттады.

Негізгі параметр ретінде кен орнындағы мұнай қорын өңдеу деңгейін сипаттайтын, қамту коэффициенті қабылданды (К _қам ), нәтижелі жұмысшы қабатының арақатынасына тең. Пайдаланушы объектінің мұнайлы қанығу қабатының нәтижесінде, соның өзінде бағалауда негізгі және алғаш мәселелердің бірі болатын қабат интервалын бөлу мәселесі сол агенттің күшейту әсерінде қамтылған. 2. 1 кестеде объектілер бойынша, бөлек өндіруші және күшейткіш ұңғылар бойынша және олардың саны бойынша (К _қам ) анықтау нәтижелері берілген.

Кестеден көретініміз күшейткіш ұңғылардың (К _қам ), өндіруші ұңғылардың (Қ _қам ) көрсеткішінен көп. Бұл күшейткіштің жоғары қысымымен байланысты болуы мүмкін, сонымен қатар қиманың бірдейлігі мен өткізбеушілігінің нәтижесінде ығыстырушы агенттің ағынын бөлу әрекеті анықталады.

Кесте 2. 1-Игеру объектілері бойынша қамту коэффициентінің мәні.

Игеру нәтижелерін талдау екі және одан да көп қабаттың жұмысындағы перфорацияның бірігуінің нәтижесінде жақсы коллекторлық қасиеттерге ие болады. Талдау коллекторлық қасиеттің сандық анықтылығына байланысты, екі немесе одан да көп тың жерді пайдалануда, фонтанды ұңғыларда жүргізіледі. Нәтижесінде орнатылған коллектордың біріккен перфорациясы әр-түрлі игеру объектілердің иелігінде, нашар коллекторлық қасиеттерінің интервалдарымен мұнай қоры қамтылмаған. Соның өзінде, ең бірінші коллектордың мұнай беру қабілеті оның көлемдігімен емес, сүзушілік қасиеттеріне байланысты болады.

Сонымен, бізде жұмыс істеп тұрған және істемей тұрған коллектор кбаттарының кеуектілігі мен өткізгіштігінің тәуелділігі келтірілген: абсцисса - жұмыс істеп тұрған қабаттың кеуектілігі (өткізгіштігі), ал ордината - тоқтап тұрған қабаттың кеуектілігі (өткізгіштігі), жеке ұңғыма үшін. Бұдан көретініміз, төмен кеуекті қабаттар жоғары өткізгіштік қабат фонында жеке ұңғылар жұмыс істемеуі мүмкін және алғаш мұнай қоры өңделмейді. Осы уақытта перфорациямен қабаттардың бірдей төмен коллекторлық қасиеттер мен жоғары шекаралық ұңғылар жұмыс істейді.

Бұл соңғы зерттеулермен де расталған. Олар Baker Hughes компаниясымен 1904 және 3589 ұңғыларда кешенді құралмен екі фазалық ағынмен және колоннаның ішкі профилін қолданумен жүргізілген.

2. 1. 2 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы

шығымын, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау

01. 01. 2010 ж. жалпы кен орын бойынша 1741 ұңғымалар бұрғыланған. Соның ішінде: 941өндіру ұңғымалары, 443 айдайтын, 89 бақылаушы, 22 жұ-тушы, 42 ұңғыма жойылған және 3 ұңғыма консервацияда.

Ұңғымалар қоры 01. 01. 2010 ж. кен орын бойынша 2. 2 кестесінде келтірілген. Іссіз тұрған ұңғымалар- 549 бірлік немесе барлық қордан 31, 5 %. Өндіретін қорда іссіз тұрған ұңғымалар - 305 немесе 22, 4 %, ал айдау қорында - 244 немесе 55, 1 %.

Кесте 2. 2 - Ұңғымалар қорының 01. 01. 2010 ж. жағдайы

Өндіру ұңғымаларының іссіз тұруының негізгі себептері:

• Құм тығындарын жуу, жер асты жабдықтарын ауыстыру және

т. б. мақсаттарға байланысты толық жөндеуді күтіп жатқан - 293 ұңғыма 53, 4%, 96%

• Өнімнің жоғары сулануы - 47 ұңғымаларда (8, 6 %) .

Аудау ұңғымалардың іссіз тұруының негізгі себептері:

• Құм тығынын жуу, жер асты жабдығын ауыстыруға

байланысты толық жөндеуді күтуде - 70 ұңғыма (28, 7%) ;

• Ұңғымалардың саңылаусыздығының бұзылуы - 52 ұңғыма

(21, 3%) ;

• Технологиялы - 32 ұңғыма (13, 1%) ;
• 30 ұңғыма қабылдамайды (12, 3%) .

Игеру барысында өндіру ұңғымалардың пайдалану коэффициенті өзгеріп тұрған 0. 89 ( 1995 ж. ) 0. 73 (2007ж. ) дейін, 2010 жылы ол 0. 762 тең болды.

Істе тұрған ұңғымаларды мұнайдың және сұйықтың шығымы бойынша реттеу 01. 01. 2010ж. 2. 3 кестесінде келтірілген.

Кесте 2. 3-Ұңғымаларды мұнай шығымы бойынша реттеу

---

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.

• 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