Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау
АҢДАТПА
Осы дипломдық жобада кен орынның геологиялық құрылымының және өнімді
горизонттарының сипаттамасы көрсетілген. Және қоры, газ бен конденсаттың
қасиеттері, кен орынды игеру жүйесі, газ бен конденсатты игеруінің
техникасы мен технологиясы көрсетілген. Қабаттың газбергіштігін көтеру
әдісіндегі қазіргі игерудің анализі ұсынылған. Және де өнімнің
энергетикалық күйіне баға берілген.
Дипломдық жобаның мақсаты – кен орынды игеру кезіндегі күрделі
жағдайларға қарсы шараларды пайдалану. Ерекше көңіл, гидрат түзілуімен
күресу шараларына бөлінген. Белгілі шаралардың экономикалық тиімділігі
есептелген. Және де Жаңажол кен орнындағы өнімді сақтау және тасымалдау
кезіндегі еңбекті қорғау және қоршаған ортаны қорғау мәселелері қаралған.
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік факторларды
талдау және қышқыл ерітінділермен жұмыс жасау кезіндегі қауіпсіздік
көрсетілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны қорғау
туралы шаралар және ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістер
көрсетілген.
АННОТАЦИЯ
В настоящей дипломной работе приведены сведения о геологическом
строении и характеристике продуктивных горизонтов месторождения. Даны
сведения о запасах, свойствах газа и конденсата, системе разработки
месторождения, технике и технологии добычи газа и конденсата. Проведен
анализ текущего состояния разработки, применяемых методов повышения
газоотдачи пластов. Оценка энергетического состояния залежи.
Цель дипломного проекта – разработка мероприятий по борьбе с ослож-
нениями при эксплуатаций месторождения. Особое внимание уделено борьбе с
гидратообразованием при добыче и транспорте природного газа. Приведен рас-
чет экономической эффективности при проведении предлагаемых мероприя-тий.
Также учтены вопросы охраны труда и охраны окружающей среды при добыче,
хранений и транспорте продукции месторождения Жанажол.
В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных производственных
факторов и опасность использования кислоты при кислотном гидроразрыве
пласта.
В части охраны окружающей среды рассмотрены технологические процессы,
которые являются источниками загрязнения атмосферы и гидросферы, и
мероприятия по их защите.
ANNOTATION
The present diploma project gives information about the geo-logical
structure and characteristics of the productive horizons of the deposit.
Are given information about stocks, properties of gas and condensate, the
system of exploitation, engineering and technology, producing gas and
condensate. The analysis of the cur-rent state of development of methods to
increase gas recovery. Assessing the state of energy deposits.
The purpose of a diploma project - development of measures to combat
the complications in the operation field. Particular attention is given to
combating hydrate formation in the extraction and transportation of natural
gas. A calculation of the cost-effectiveness in carrying out the proposed
activities. Also take into account issues of safety and environmental
protection, production, storage and transport products Zhanazhol field.
Dangerous and harmful industrial factors and danger of gauze – slit
using of slits are shown in the labour protection section.
Environment protection section includes sources that pollute
atmosphere and hydrosphere.
МАЗМҰНЫ
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...9
1 Геологиялық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ..10
1.1 Кен орын бойынша жалпы
мәлімет ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.2 Кен орынның геологиялық зерттелу және игеру
тарихы ... ... ... ... ... ... ... . 11
1.3
Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... 12
1.4 Кен орнының
құрылысы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... .14
1.5
Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ...15
1.6 Мұнай мен газдың
қорлары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...16
2 Технологиялық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ..18
2.1 Кен орынды игеру
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .18
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... 18
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің,
игерудің технологиялық көрсеткіштерін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...19
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ..21
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру
режимдері ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .22
2.1.5 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы
мұнай бергіштігін арттыру
әдістері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
.23
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен
технологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ..25
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...25
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу
шаралары және олармен
күрес ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ..29
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің
талаптары мен оларға
ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... .29
2.3 Арнайы
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... 32
2.3.1 Гидраттармен күресу шаралары бойынша қысқаша
шолу ... ... ... ... ... ...32
2.3.2 Гидрат түзілуімен күресуге қолданылатын ингибитор
шығынын анықтау бойынша технологиялық
есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..37
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы
есептеу ... ... ... ... ... ... 43
3 Экономикалық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...45
3.1 "Октябрьмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының
ұйымдастыру
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ..45
3.2 Экономикалық тиімділік
есебі ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
47
4 Еңбекті қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...54
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды
факторлар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... 54
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ..54
4.3 Жаңажол кен орында гидрат түзілуімен күрес кезінде
қорғану
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... 58
5 Қоршаған ортаны қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
. 60
5.1 Атмосфералық ауаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... 60
5.2 Су ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ..63
5.3 Жер ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... 65
Қорытынды ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...68
Пайдаланылған әдебиеттер
тізімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
...69
КІРІСПЕ
Мың жылдар аралығында мұнай адамзатқа жарық, жағар май, денсаулықты
сақтауда да өзінің қызметін көрсетіп отырды. Ал, қазіргі таңда мұнайдан
алынатын өнімдер халық шаруашылығында тұтынатын бірден-бір өнім. Көптеген
авто көліктер, ұшақтар, двигательдердің күші осы мұнай өнімінен алынады.
Сондықтан да, мұнай қымбат, құнсыз өнім болып табылады.
Мұнай мен газды ысырапсыз қолдану арқылы ғана оны болашақ ұрпаққа
қалдыруға болады. Осы орайда жаңа технология қолданудың мұнай мен газ қорын
жер астында қалдырмай алуға келтірер себебі зор.
Жаңажол кен орнында мұнай қорының 40,7%-ын өндіру көп қиыншылық
әкеледі, оның себебі олар газ қорының астында орналасқан.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Қазір Жаңажол кен орнында 100 – ден астам мұнай ұңғымалары газ бен
судың көбейіп кетуінен тоқтап тұр.
Бұл ұңғыларды қазуға миллиондаған қаражат жұмсалды, алайда олар
шыққан шығынды әлі өтеген жоқ.
1 Геологиялық бөлім
1. Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орыны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке
қарай 240 шақырым жерде, Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданында, Мұғалжар
таулары мен Ембі өзенінің дала аймақтарының арасында орналасқан.Жақын
қоныстанған бекеттер болып ,кен орыннан солтүстік – шығысқа қарай 15
шақырым жердегі Жаңажол совхозының аумағы және солтүстік-батысқа қарай 35
шақырым жердегі жұмыс істеп тұрған Кеңқияқ мұнай кәсіпшілігі саналады.
Жақын маңындағы теміржол станциясы болып, кен орынның ауданынан 100 шақырым
жердегі Мәскеу – Орталық Азия теміржол торабында орналасқан Ембі станциясы
болып табылады. Жаңажол кен орынынан солтүстікке қарай 130 шақырым жерде,
Октябрь қаласында МГӨБ АҚ “Ақтөбемұнайгаз” өндірістік кәсіпорыны
орналасқан. Кен орынды игеру 1983 жылдан басталды.
Жер бедері әлсіз жоталы жазықтан тұрады. Жер бедерінің абсолютті
белгілері +125 – 270 м аралығында болса,ал минималды белгілері кен орынды
оңтүстік – батыстан шектейтін Ембі өзенінің маңында кездеседі.
Ауданның гидрографиялық бөлігі Ембі өзенімен байланысты сипатталады.
Ол кен орынның оңтүстік – батысында 2 – 14 шақырымға созылған.Суы
минералданған,техникалық мақсаттарда пайдаланады.Ал тұрмыстық мақсаттарда
құдықтардан алынатын су пайдаланады. Ембі өзенінің және құдықтарда судың
деңгейі 2 м немесе оданда көп құрайды. Ембінің сол саласы – Атжақсыда
тұрақты су ағынының болмауынан,суға тек қана көктем мезгіліндегі су
тасқындарының арқасында толады.
Ауданның ауа-райы құрғақ,жоғары континентальды және жылдық пен
тәуліктік температуралардың болуымен, аса төмен ылғалдықпен сипатталады.
Қожай метеостанциясының мәліметтеріне сүйенсек,қыстағы температура минимумы
–40 градусқа жетсе, ал жаздағы температура максимумы +40 градусқа жетеді.Ең
суық қаңтар мен ақпан айлары болса,ал ең ыстық шілде айы болып табылады.
Қатты желдер мен борандардың соғуы, қаңтар мен ақпан айлары үшін тән.
Топырақтың қату тереңдігі 1,5-1,8 м-ді құрайды. Ортажылдық,
атмосфералық жауын – шашын мөлшері үлкен емес және жылына 140 – 200 мм-ге
жетеді. Жаңажол кен орынның І-І сызығы бойынша геологиялық қимасы (КТ -ІІ)
қосымша А көрсетілген.
2. Кен орынның геологиялық зерттелу және игеру тарихы
Барлаулық бұрғылаудың мәліметтері бойынша, төменгі тас көмір
кезеңінен, төрттік кезеңіне дейін зерттеу жүргізіліп,соның негізінде
стратегиялық – аймақтық бірізділік жасалды. Осы аудандағы ең кәрі қабаттар
болып,барлау ұңғыларымен ашылған төменгі карбондағы визей ярусы саналады.
Гжел ярусының,касимов ярусының және жоғарғы мәскеу ярустық бөліміндегі
қалың қабаттарды (қалыңдығы 386-717 м), кәдімгідей жоғарғы карбонаттың
қабаттарын – КТ-1 қабаттары деп атауға болады. Визей ярусының, серпухов
ярусының және төменгі мәскеу ярустық бөліміндегі,төменгі волихир ярустық
бөліміндегі аса қалың қабаттарды (қалыңдығы 509 – 930 м), кәдімгідей
төменгі карбонаттың қабаттарын – КТ – 2 қабаттары деп атауға болады.
Берілген аудандағы мұнай газ белгілері негізінен осы карбонатты
қалыңдықтарда (КТ – 1 мен КТ – 2) шоғырланған.
Стратиграфиялық жағынан А жиынтығы гжель ярусының төменгі бөлігіне, Б
жиынтығы Касимов ярусына, В және В1 Мәскеу ярусындағы подоль горизонтының
жоғарғы бөлігіне негізделген. Олардың көмірсутектерімен қанығу
сипаттамалары әр түрлі:А жиынтығында газды шоғыр төменде мұнаймен
байланысқан, сәйкесінше биіктіктері 203 және 90 м-лерді құрайды,Б жиынтығы
биіктігі 90 м болатын мұнай газды шоғырдан және биіктігі 110 м болатын
газды бөлігінің қабатынан құралады. В жиынтығы газды телпегінен (газды
бөлігінің биіктігі 30 – 50 м) тұратын мұнайлы шоғырға (мұнайлы қабатының
биіктігі 83 – 91 м) негізделген. В1 жиынтығы биіктігі 87 м – ге жететін
үлкен емес екі мұнайлы шоғырлардан тұрады.
Барлық анықталған өнімді жиынтықтар өзара гидродинамикалық жүйемен
біріктірілген, практикалық жүзінде –2560 м абсолютті белгіде, ортақ газ
мұнайлы байланысы бар, бір қабатты – массивті газ мұнайлы шоғырды
келтіреді және СМЖ ауданы бойынша –2630-2650 м абсолютті белгілерде
өзгереді.
СМЖ-ның жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклиналда (-
2630–2640 м – де ), ал төменгі жағдайы шығыс қанатта және солтүстік
периклиналда (-2640 – 2650 м – де) байқалады.Бірақ 182,154,383 ұңғымалары
жататын Б, В мен В1 жиынтықтардың қабаттарында тығыз бөліп тұратын
қабатшалар болмағандықтан, олар ортақ қалың қабатты құрайды.Бұл тағы да
анықталған жиынтықтардың тұтастығын дәлелдей түседі. Газ мұнайлы жапсар
4,5,10,16,17,18,19,22 мен 26 ұңғымаларды сынау кезінде қабылданды, сонымен
қатар –2560 м тереңдіктен газ, ал одан төменгі тереңдіктен мұнай алынды.
Г стратиграфиялық жиынтығы өзінің негізгі қима бөлігінде, мәскеу
ярусындағы кашир горизонтының жыныстарынан құралады, ал Д жиынтығында
мәскеу ярусындағы верестік горизонтының сонымен қатар башкир, серпухов
(протвинский, стешевский, тарусский горизонттары) пен визей (веневский,
окский горизонттары) ярустарының жыныстары шөгеді.Алдында атап өткендей,
КТ – 2 қалыңдығы тектоникалық бұзылыстары бар блоктарға бөлінеді. В1,2
және 3 блоктарда мұнайдың бөлінуі анықталды.
3 блоктағы ГМЖ-ның газ мұнайлы шоғырында, 36-шы ұңғыманы сынағаннан
кейін алынған нәтижелері мен газды каротаж мәліметтері бойынша, -3385 метр
абсолютті белгісінде жүргізілген перфорацияның нәтижесінде мұнай мен газдың
ағыны алынды. 14-ші ұңғымада, -3399 метр тереңдікте мұнай алынды,ал 36-шы
мен 45-ші ұңғымаларда, -3371 метр тереңдікте құрамында конденсаты бар газ
алынды.
Су мұнайлы жапсар –3603 метр абсолютті белгісінен (шоғырдың батыс
бөлігіндегі 43 – ші ұңғыма бойынша), –3573 метр абсолютті белгісіне дейінгі
(блоктың оңтүстік – шығысындағы В6 ұңғымасынан осы белгіге дейін сусыз
мұнай алынды) аралықты қамтиды. 72 ұңғыманың тұщы сулы бөлігінде, қабаттың
мұнайлы бөлігі –3589 м белгіге дейін орныққан, ал солтүстік периклиналдағы
73-ші ұңғымадан, –3597 м белгісінен су алынды.
6 – шы және 14 – ші ұңғымалардың, –2637 м мен –2631м абсолютті
белгілерінде қабат суы алынды, бұл алынған геофизикалық мәліметтердің дұрыс
екенін көрсетеді. Шығыс периклинал ауданында және солтүстік күмбездің
оңтүстіктегі 11 – ші мен 5 – ші ұңғымаларының,- 2645 м мен –2644 м
абсолютты белгілері сусыз мұнай берді. ПГИС – тің мәліметтері бойынша
мұнайға қанығушылық бөлігінің табаны –2651 м абсолютті белгісінде
байқалады.
1.3 Стратиграфия
Кен орнының ашылған және зерттелген шөгінді жыныстар қимасының
қабаттары таскөмір жүйесінен (төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөлім), пермь
(төменгі, жоғарғы бөлім), триас, юра, бор және де төрттік қабаттың (антропо-
гендік) жүйелерінен құралған.
Тас көмір жүйесі С
Төменгі бөлім-С 1. Жаңажол ауданында ашылған ең көне шөгінді 1-С
скважинадағы орта визейлік жастағы, терригенді жыныстар болып саналады.
Олар 4190-4200 м интервал аралығында кездеседі. Көрші Қожасай, шығыс
Түгіскен, шығыс Төрткөл аудандарында орта және төменгі визе және турне
ярусында анықталған терригендік шөгінділер қалыңдығы 1000 м-ден асады.
Орта бөлім С2
Орта бөлім башқұрт және москва ярустарының шөгінді қабаттарынан
тұрады.
Башқұрт ярусының шөгінді қабаты тек қана (-синельников скважинасында
толық өтілді. Толық қалыңдығы 224 м-ге жетеді. Олар сұрғылт ізбестастардан
және ашық-сұр оргоногенді түйірлі доломиттенген массивті, сирек қабықты
аргилиттерден құралған.
Москва ярусының (С((( құрамында екі ярус бөліктері айрықша білінеді,
төменгі және жоғарғы москвалық. Төменгі москвалық ярус бөлігінің шөгінді
қабаты 3668-3560 м аралығында 23-ші ұңғымада ашылған вере және кашир
горизонттарынан тұрады. Ашылған ярус бөлігінің қалыңдығы 108-156 м
аралығында. Ол бірлі-жарым қабықты жұқа аргилитті карбонат жыныстарынан
құралған. Карбонат шөгінді қабаттың кешенде жоғарғы визе және төменгі
москва ярус бөліктерінің ашылған қалыңдығы 630 м-ге жетеді де, төменгі
карбонат қалыңдығын құрайды. КТ-(( индексі арқылы көрсетілген жыныстарда
ярус бөлігі жынысында мұнайдың өндірістік қоры белгіленген.
Жоғарғы москва ярус бөлігі подольск және мячиковскі горизонттарынан
тұрады. Подольск горизонтының төменгі бөлігі көбіне 266-366 м қалыңдықтағы
сирек ізбестастардан, қабықталған аргилиттерден, құмдардан,
аллевролиттерден, гравелиттерден тұратын терриген жынысының қалыңдығынан
тұрады. Жоғарғы бөлім С3. Жоғарғы карбонның ортаңғымен шекарасы қисық ГК
жазбасы сипатының өзгеруі бойынша жеткілікті айқын бөлшектенеді.
Касимов ярусы (С3 К) шөгінділердің жасы фораминефер кешені бойынша
номері5-ші скважинада (2832-2824; 2824-2819) 1-ші скважинада (2900-2898) 6-
шы скважинада (2909-2906, 2899-2897; 2894-2888; 2884-2879) 12-шы скважинада
(3113-3001) және коноданттар 5-ші скважинада (2832-2824; 2819-2816) 8-ші
скважиналарда болып анықталады. Гжель ярусы (С3д). Екі бөліктен құралады.
Төменгі бөлігінің қалыңдығы 53-136м, шөгіндіде сульфатты және карбонатты
жыныстардың таралуы төмендегі келесі ярустарға келесі ярустарға ұқсас
құрылымды болып табылады. Гжель ярусы оңтүстікте және оңтүстік-батыста 65-
68( фауна мен су өсімдіктерінің сынықтарынан тұратын аргоногенді
ізбестастардан тұрады. Солтүстік- шығыс бөлікте қиманың ангидриттері толық
ангидритке айналғанша күшейеді.
Пермь жүйесі(Р)
Пермь шөгіндісі төменгі және жоғарғы бөліктерден тұрады. Төменгі
бөлім (Р1). Төменгі бөлім ассель, сакмар, кунгур ярустарының шөгінді
қабаттарынан тұрады.
Ассель + сакмар ярусы (Р1а+С)
Ассель-сакмар (терригенді қабаты) жыныстарының терригенді қабаты
гжель терригенді пачкасымен бірге, кен орнында гегиональды аймақтың сұйық
тірегін түзеді. Құрамының едәуір дәрежесі газды болып келетін бұл
қаптаманың жеткілікті кең мөлшерде 16м-ден(24-скважина) 598м-ге дейін (8-
скважина) солтүстіктен оңтүстікке қарай азаю тенденциасымен өзгереді.
Кунгур ярусы (Р1к). Кунгур ярусының гидрохимиялық шөгіндісі жоғарғы
карбонат үсті терригенді қабатымен бірге, кунгур қимасына дейінгі мұнай газ
қаныққандылық бөлігі үшін, күшті сұйық тіректі қаптаманы түзеді. Кунгур
ярусы шөгіндісінің төменгі бөлігінің қалыңдығы 10м-ден 60м-ге дейін жететін
сульфатты-терригенді жыныстардан құралады (ангидрит, аргилит тектес қою
саз).
Мезозой тобы (М(). Бұл қабат Жаңажол ауданында көлемді түрде триас,
юра және бор жүйелерінен құралған.
Триас жүйесі (Т)
Триас шөгіндісі тек қана төменгі бөлігіне (Т2) бөлінеді және
литологиялық жағынан шұбар тасты саздан, құмдақтардан, аллевролиттерден
құралған және де баяу цементтелген құмдардан түзілген қатпарларда
кездеседі. Шөгінді қабаттың қалыңдығы 65м-ден 371м-ге дейінгі аралықта.
Юра жүйесі (J)
Юра шөгіндісі төменгі және орта бөлімдерге бөлінеді. Олардың жиынтық
қалыңдығы 60 метрден 246 метрге дейін. Олар саздардан, сұр құмдақтардан,
тығыз алевролиттерден және сұр, жасыл-сұр полимиктопты әртүрлі қиыршықтопты
құмдардан құралады.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесі жоғарғы және төменгі бөліктерден тұрады.
Төменгі бөлім(К1). Төменгі бөлік құрамында гатеривтік, алпьтік және
альбтік ярустардың жиынтық қалыңдығы 298 м-ден 437 м-ге дейін жететін
құмдақты саздақты шөгінділерден тұрады.
Жоғарғы бөлім (К2). Жоғарғы бор басым көпшілігінде жасыл-сұр
саздардан, мергельді қатпарлы конгломераттардан тұрады. Жоғарғы бөлімнің
қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта.
Антропогендік жүйе (Q). Қалыңдығы аз 2-3 метрлік төрттік шөгінді
барлық жерде жоғарғы бор шөгіндісін жауып жатыр. Ол саздақты және құмдақты
болып келеді.
4. Кен орнының құрылысы
Тектоникалық жағынан аудан Каспий маңы ойпатының борт алдындағы
ватолы бөлігінде орналасқан. Ол өз кезегінде Орал геосинклиналь аймағындағы
Ащысай мен Сакмар – Көкпекті бұзылымдарымен бөлінген. Жаңажол кен
орынның Д пачкасының құрылымдық картасы қосымша Б көрсетілген.
Геологиялық дамуының ерекшеліктерінің бірі болып, аумақтың жедел
түсуі және мықты шөгінді түзілімнің қалыптасуы болып табылады. Оның негізгі
бөлігін тұзасты кешені құрайды (7 – 10 км). Тұзасты қалыңдығының жапсарлары
батысқа қарай еңкейген кезде, бір қатар жекелеген баспалдақтармен
қиындатылады (жату тереңдігіне байланысты). Оларға: Жаңажолдық (5,5 – 6
км), Кеңқияқтық, Қоздысайлық және Шұбарқұдықтық (7 – 7,5) баспалдақтары
жатады, олар өз кезегінде түзу емес ақауларымен сипатталады. Шектерінде
қарастырылып отырған кен орын орналасады, яғни Жаңажол баспалдағындағы
ерекшеліктерінің бірі болып, брахиантиклиналды түріндегі ірі ашылымдарымен
қиындатылған мықты карбонатты массивтердің дамуы табылады.
Жаңажол кенорыны Гжель – Подоль (КТ – 1) және Кашир – Венев (КТ – 2)
жастағы жыныстардан құралатын карбонатты массивінің жоғарғы бөлігіне
бейімделген. Құрылым үлкен емес тоқымымен бөлінген, иррационалды созылған
солтүстік пен оңтүстік күмбездері бар, ірі брахиантиклинальмен сипатталған.
Барлау ұңғыларымен ауданды бұрғылаған кезде, карбонатты қалыңдығының
төменгі қимасында тектоникалық ақаулар бар екендігі анықталды, олардың
ішінде аса созылғандары 100 – 150 м ығысу амплитудасымен батыс қанаты
бойынша өтеді, қалған екеуі 40 – 50 м амплитудасымен ығысып орталық
бөлігін қиындатады (61 – шы ұңғыманың ауданында). Осы ақаулардың арқасында
жалпы құрылым 3 блокқа бөлінеді: 1 (оңтүстік бөлік), 2 (61 – шы ұңғыманың
ауданында), 3 (солтүстік бөлік). Сұйықтардың қорлары негізінен 1 мен 3
блоктарда шоғырланған.
Кенорынның өндірістік мұнайгаздылығы екі карбонатты қалыңдықпен
байланысады: бірінші және екінші, олар өз кезегінде қалыңдығы 206 – 417 м
болатын терригенді жыныстардың жиынтығымен бөлінеді.
1.5 Мұнайгаздылығы
Өнімді жиынтықтардың коллекторлық қасиеттері сынама мен кәсіпшілік –
геофизикалық зерттеулер кешені бойынша қарастырылды. Есептелетін кеуектілік
параметрін негіздеу үшін, геофизикалық зерттеулердің мәліметтері және қара
құжаттың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері пайдаланды. А, Б мен В
жиынтықтардағы, мұнайғақанықтылық бөлігіндегі кеуектіліктің сынама бойынша
орташа арифметикалық шамасы сәйкесінше: 11.5 %, 13,7 %, 10,2 % - ды
құрады.
А, Б және В жиынтықтардағы газды телпектердің газғақанығушылығы
сәйкесінше: 79%,82%,81% - ды құрады. ГЗС нәтижелері бойынша кеуектіліктің
орташа шамасы А жиынтығында 12 %, Б жиынтығында 13,8 %, ал В жиынтығында
11,5 % құрады. А мен Б жиынтықтары бойынша жоғарыда қарастырылған
мәліметтерге қарасақ, ГЗС пен сынама бойынша кеуектіліктің шамасы
бастапқыда бір – біріне жақын, сондықтан кеуектіліктің шамасын А
жиынтығында 12%, Б жиынтығында 14 % деп қабылдауға толық негіздеме бар. Б
жиынтығында тек 7 ұңғыма ғана сынамаға зерттелсе, ал 12 ұңғымада
кеуектіліктің, геофизикалық жағынан анықталуы жүргізілгенін ескерсек, онда
кеуектілікті НГК бойынша 11 % деп қабылдау қажет. А, Б, В өнімді
жиынтықтардағы өткізгіштің сүзілу сипаттамасын негіздеу үшін, тек қана
бастапқы мәліметтер пайдаланды. А, Б, В жиынтықтардағы өткізгіштің орташа
мәні сәйкесінше: 0,008 мкм. м, 0,171 мкм. м, 0,114 мкм. м
құрады. А мен Б жиынтықтарындағы жүргізілген кәсіпшіліктік – геофизикалық
зерттеулердің нәтижелері бойынша бастапқы мұнайғақанығушылық сәйкесінше: 80
% және 88 % - ды құрады, ал В – В1 жиынтықтары бойынша мәліметтер сынама
мен ГЗС арқылы белгілі болды. Шоғыр ауданы бойынша сынама мәліметтерінің
жетіспеушілігінен, В1 жиынтығында ГЗС – тен алынған бастапқы
мұнайғақанығушылықты 86 % деп қабылдаймыз, ал сынама жағынан жиынтық
әлсіз сипатталған. Бұл жиынтық бойынша алынған барлық параметрлер, В
жиынтығында алынған параметрлер сияқты қабылданады. В жиынтығы, Б жиынтығы
сияқты қалыңдықтарының үлкен айырмашылықтарымен сипатталады. В жиынтығының
жалпы қалыңдығы 10 м – ден, 108 м – ге дейін өзгерсе, ал тиімді қалыңдығы 6
м – ден, 40 м – ге дейін немесе одан жоғары өзгереді. Мұнайға қаныққан
қалыңдығының максимал шамасы 55 м – ге дейін жетеді.
Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 13 м құраса, ал
солтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 20,9 м құрады.
В1 жиынтығының қалыңдығы 28,2 м – ден, 73 м – ге дейін өзгерсе, ал
мұнайға қаныққан қалыңдығы 30,8 м – ден, 88,6 м-ге дейін өзгереді.
1 Мұнай мен газдың қорлары
Жаңажол кен орнының сатысында (Алибекмола, Жаңажол, Ұрыхтау, Қоңғыр,
Шығыс Төрткөл) 4411 м аралықтағы тереңдікте.Кеңкияқ кенорнының сатысында
(Арайсай, Кеңкияқ, Көкпенде, Оңтүстік Мартук, Жантай және т.б) олар 5182 м
тереңдікте – будалардың оңға жуық коллекторлары бөліп тұр ( 20 – 84 м
қалыңдықта, мұнай қабаттарымен негізделген, газ және конденсатта
кездеседі), оның құрамына: окс горизонтындағы – бір; серпухов ярусында –
үш; башкир ярусында – үш; коллекторлы будаларды өз – ара аргелитті
қабаттармен немесе тығыздығы жоғары карбонаттар болып бөлінеді.Әр будаларда
екі – жеті қабат болады,олардың қалыңдығы 3 – 38м аралығында және буланған
коллекторлармен бірге, ыдыраған және сирек булармен, булы қабаттармен,
ыдыраған қабаттар түрінде. КТ-1 сатысының, физикалық және мұнай өнімінің
сапалы мінездемесі жақын.Олар жеңіл (833 – 836 кгм3). Күкіртті (0,4 –
0,9%), парафинді (3,95%), шайырдың және асфальтеннің мөлшері 4,6 –
5,6%.Фракцияның шығу температурасы 200С, 32%- дейін жетеді, ал 300С 55%
шамасында. Мұнайдың топтық құрамы: метанды – нафтенді.
Қабаттың мұнай және газконденсатты бөлігінде, еріген газ, құрамы
бойынша ауыр және жеңіл болып келеді, құрамында этан бар бөлігі;
көмірсутектері 8,5-тен 19,6%-ке дейін өзгереді, метан 68,2 – ден 87,3% -
ке өзгереді.Құрамында күкіртсутегі 2,04 – 3,49%, азот 1,02 – 2,19%,
көмірқышқыл газы 0,57 – 1,08% , құрамында гелийдің 0,01 – 0,014% мөлшері
бар.
Қалыпты конденсат мөлшері газда 283 гм3.Оның тығыздығы 711 – 746
кгм3, күкірт мөлшері 0,64%.Топтық құрамда: метан 70%, нафтен 20%, ароматты
10% .Конденсат дебиті 34 – 162 м³тәу.
Жаңажол кен орнының қорлары есептеліп, мұнай 399922 мың.т, мұнайдың
алынған қоры 118140 мың.т, еріген газдың баланстық қоры 109831 млн.м3, газ
бүркемесінің газ қоры 100481 млн.м3, конденсат қоры 40709 млн.т құрады.
2. Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында 2007 жылдың Жаңажол мұнай-
газдыконденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасы жүзеге
асырылуда. Бұл жоба бойынша КТ–І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау
қарастырылмады, өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту,
қосымша перфорация және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар
көмегімен жүргізіледі. Жобаны жүзеге асыру процесінде, мұнайдың қалдық
қоры көп аймақтарда ұңғымалар торын тығыздау үшін және кейінгі мұнай өндіру
қарқынын жоғарылату үшін ұңғымадан мұнай өндіруді оңайлату мақсатында
мұнайдың қалдық қорларының таралуын ескеру қажет. КТ-ІІ горизонтында мұнай
қабатының қалыңдығы 16м және өткізгіштігі жоғары аймақтарда кен орнының
игерілу жағдайын жақсарту және өнім алу қарқынын жоғарылату үшін ұңғымалар
торын тығыздау қажет.
Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың
ішінде: 92 ұңғыма өндіру, 24 ұңғыма айдау, 70 ұңғыма резервтегі, 16 ұңғыма
айдауға ауыстырылатын, 49 ұңғыма өндіру ұңғымаларын қосымша перфорациялау
үшін, 36 ұңғыма айдау ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 136
газлифтілі және сорапты ұңғымалар, 193 ұңғыма өндіру ұңғыларында ТҚӨ
жүргізу үшін, 65 ұңғыма айдау ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін. Игерудің
негізгі көрсеткіштері 13-кестеде көрсетілген. Жобамен жалпы кен орны
бойынша барлығы 572 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, оның ішінде 431 өндіру
және 141 айдау ұңғылары. Максималды жылдық мұнай өндіру 4,0844 млн.м3 (2004
жыл), мұнай алудың максималды қарқыны-1,02%. 2017 жыл соңына мұнай
өндірудің жалпы қосындысы 82,2525 млн.т. құрайды, КИН (мұнай алу
коэффициенті) - 20,57%, алынатын қордың алыну дәрежесі - 69,62%.
2007 жылғы игерудің технологиялық схемасы кесте 2.1 көрсетілгендей
жалпы кен орны (негізінен КТ-І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты
жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ, қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды
шектеу және сұйықпен жару сияқты шаралар кеңінен қолданылды. Ал КТ – ІІ
горизонтында 2007 жылдың соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және
жетілдіру мақсатында негізінен жаңа ұңғымалар бұрғыланды. Жалпы кен орын
бойынша жаңа 80 ұңғыма бұрғыланды, 76 ұңғыма пайдаланылуға еңгізілді. Гсолт
бумасында 59 ұңғыма, Дсолт – 12, Доңт – 4, Гсолт және Дсолт бумаларында бір
ұңғыма.
2007 жылғы технологиялық схемаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003
жылдың соңында барлық жұмыстар көлемі аяқталды: өндіру ұңғымаларының өнімін
жоғарылату шараларымен 378 ұңғыма, айдау көлемін жоғарылату шараларымен
117 ұңғыма, бұрғылауы аяқталған 160 ұңғыма.
Кесте 2.1
Бекітілген негізгі технологиялық көрсеткіштер
Жылдар Өндіру Айдау ұңғыла рының қоры ЖылдықЖылдыЖылдыЖылды
ұңғыла мұнай қ қ су қ газ
рының қоры өндірусұйықайдауөндір
, тық көлему, 10
10мың.өндірі, млн.м
т у, 10мың3
10мың.м3
.т
2.Өнді3.Айда4.Мұна5.Сұйы6.Су, 7.Газ
ру у й, қтық, мың.т ,
мың.т мың.т млн.м
3
2007 25,3 25,3 26,0 25,6 28,4 29,4 29,4
2006 24,8 24,8 24,1 25,4 27,4 27,9 27,8
2005 24,6 24,5 23,6 24,6 27,5 27,2 27,0
2004 24,3 24,2 23,8 24,9 27,4 27,3 27,0
2003 24,1 24,0 23,6 24,7 27,2 27,1 26,8
2007 ж бастапқы қабат 83,3 82,8 81,7 85,3 71,3 71,6 71,2
қысы- мынан қолдау
пайызы, %
2.1.5 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері
Судың сапа нормасын құрастыру үшін екі мәселені есте сақтау керек,
яғни жүйенің коррозиясы, бітелген жүйелерді және су айдау ұңғымаларын
басқару боп келеді. Су сапасын жоғарлату керек. Қазіргі кезде ҚҚҰ үшін
қолданылатын су керекті тазартудан өтпейді. Су тазарту , ҚҚҰ үшін
қолданылатын тек тұрып қалу ретінде негізделген. Құрамында еріген газдың
өте жоғары (құрамында H2S-106мгл, CO2-74 мгл, оттегі-6 мгл) болғандықтан
жүйенің коррозиясының және бітеп қалуына әкеп соғады. Жүйе химиялық өңдеуге
керекті қондырғысымен жабдықталмаған, айдалатын судың қорғаныс қабілеті
(коррозиядан, бактериядан) жетілмеген.
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін ағынды сулар қайта айдау үшін
қолдану қорек көзі ретінде пайдаланылады. Жоба басқаруына сәйкес кен
орнында су айдау қабілетін 30x103 м 3 тәу - 41x103 м3тәу дейін
жоғарлату керек. Су қорек көзі сенімді, қазіргі кезде 20 су алатын ұңғыма
салынған. Ортақ сумен қамтамасыздандыру 18x103 м3 тәу қамтылған. Судың
ортақ шығыны қанағаттанарлық болу үшін тағы да оңтүстік бөлігінде қорек
көзі бар 20 су алу ұңғымаларын бұрғылау керек, жаңа сумен қамтамасыз ететін
43 км желіні және су көтеру сорап станциясын салу керек.
Су айдау қысымын зерттеп, айдаудың қысымын әр бумаларға төмен етіп
салынады: оңтүстік бөлігінде КТ-1 үшін ұңғыма сағасында қысым 13 МПа; КТ-2
үшін ұңғыма сағасында қысым 15 МПа, солтүстік бөлігіндегі КТ-1 үшін ұңғыма
сағасында қысым 13,5 МПа, КТ-2 үшін ұңғыма сағасында қысым 16 МПа.
Айдау станциялардың айдау қабілеттілігі жоғарлау тиіс. Шоғырлама
сорап станциясы №3 солтүстік бөлігінде және блокты шоғырлама сорап
станциясы №3 қайта қарау керек, негізінен 4 айдау қысым талаптарын
қанағаттандыру және жек сорап литражын жоғарлату үшін. Шоғырлама сорап
станциясын және блокты шоғырлама сорап станциясын қайта құрастырып және
олардың су айдаудың ортақ қуаты оңтүстік бөлігінде 6,3x103 м3 тәу -
12,96x103 м3 тәу дейін және су айдаудың ортақ қуаты солтүстік бөлігінде
23,7x103 м3 тәу - 28x103 м3 тәу дейін болу керек.
Айдалатын судың сапасы жоғары болу үшін шоғырлама сорап станциясында
және блокты шоғырлама сорап станциясында қосымша оттегі изоляциялық
комплекс қондырғысымен су сақтау үшін және диаэроцион реагенттерін қосу
үшін комплекс қондырғылармен жабдықталады, өте жұқа фильтрмен жабдықталып,
коллекторлардың айдалатын судан ластануы мен әсерлесуі азаяды.
Айдаудың қысымы мен көлеміне қойылатын талаптарын қанағаттандыру үшін
магистраль жүйесіндегі 15 айдау желілерін ортақ ұзындығы 45 км қайта
қарастыру керек. Жаңа айдау ұңғымалары және айдауға ауыстырылған ұңғымалар
жақын орналасқан сумен қамтамасыздандыру пунктерімен қосуға болады, су
айдау үшін 2 сумен қамтамасыздандыру пунктері, 40 айдау ұңғымалары мен
айдау ұңғымалардың сағасынан 66 км лақтыру желілері салынып жатыр.
Қыс кезінде айдау жүйесі кен орында дұрыс жұмыс жасау үшін айдау
ұңғымалардың сағасында керекті шаралар істелініп жатыр.
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін, ағынды сулар қайта айдау
үшін,екінші қорек көзі ретінде, тек қана дайындаудан кейін қолдану керек.
Кен орынды игеру қарқыны бойынша ағынды судың көлемі жыл сайын
көбейеді.Сондықтан ағынды суды дайындау құрылысын келесі түрде : бірінші
құрылыс көлемі 2000-2010 жж, қуаты 3500 м3тәу жобаланған, екінші құрылыс
көлемі 2010-2028 жж, қуаты 5800м3тәу жобаланған. Жобада дайындаудың
минимал керек мөлшері көлемі қарастырылған.
Десульфация кезінде қондырғы арасынан көрсеткіштерінің жетіспеушілігі
байқалған кезде ,қажетті таблица ішінде, онда қазіргі көрсеткіштер алынады
(200мгл кіші).
Дайындалған мұнайлы судың қабат суына сәйкестігін ескере отырып ,
құбыр желілерінде коррозияны болдырмау үшін және қабатта бірігіп су айдауда
әркелкі су айдау блокты шоғырлама сорап станциясы №1,3 бойынша
жүргізіледі. Қыс кезінде айдау жүйесі кен орында дұрыс жұмыс жасау үшін
айдау ұңғымалардың сағасында керекті шаралар істелініп жатыр.
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес
қабат қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде.
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 ұңғы бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді. Олардағы
ұңғылар:
В (солтүстік) бөлігінде 76 ұңғы
В (оңтүстік) бөлігінде 50 ұңғы
Б бөлігінде 91 ұңғы
А бөлігінде 13 ұңғы
Дасты бөлігінде 24 ұңғы
Дүсті бөлігінде 36 ұңғы
Д (Ш) бөлігінде 19 ұңғы
Г (Ш) бөлігінде 65 ұңғы
Жалпы өндіру қорында 374 ұңғы бар.
Жаңажол кен орынның Г –ІІІ бумасының игеру графигі қосымша Д
көрсетілген.
Жұмыс істеп тұрған қорда 359 ұңғы мұнай өндірумен
тұрғызылғаны 10 ұңғы, бұрғылаудан кейін 3 ұңғы қосылуға
дайындалуда.
Бақылау қорында 10 ұңғы, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
бойынша 8 ұңғы конверциялауда.
Су айдау қорында 62 ұңғы, оның 54 ұңғысы ғана су айдауда.
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 ұңғыда жүргізілу керек.
Осы қордың 8 ұңғысының алтауы геологиялық, ал 2 ұңғысы техникалық
себептермен істен шығарылады.
Өндіру ұңғыларының істемей тұрған себептері мына жағдайларға
байланысты:
• -көтеру құбырларында парафин тығындарының пайда болуынан;
• -күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан ұңғы жер асты
жабдықтарының коррозияға ұшырауына, штуцер және жер асты
құбырларының коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты
жөндеу жұмыстарына кетуге байланысты болуда.
2007 жылы 2345,941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кен
орын бойынша мұнайдың орташа шығымы 18,95мтәу. Ұңғылардағы мұнай
шығымы 0,2-1мтәу-тен 170 мтәу-ке дейін өзгереді, 5 мтәу-тен төмен
шығыммен 9 скважина жұмыс істейді. Саға қысымына 62 ұңғы ие.
Барлық ұңғы таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ
су құрайды.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін
қабатқа су айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекеті сақиналы
кедергі жүйесі бойынша жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа
3351,788 мың м3 су айдалды.
Кедергілі қатарда 14 айдау ұңғысы, солтүстік кеңістікте 1
ұңғы ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда.
Дегенмен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне
байланысты, су айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 2001 жылы 3 су айдайтын
ұңғы бұрғылау, 16 су айдау ұңғы енгізу жоспарланып отыр. Осы
бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды
механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.
2000 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің
штангілі терең сораппен игеру әдісі бойынша, ұңғыға штангілі
терең сорап орнатылды. Әзірге осы әдіс бойынша 2 ұңғы жұмыс
істеуде. Кезекті жабдықталғаннан кейін 2 ұңғы қосылуға дайындалуда.
Осы екі ұңғымен жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.
2001 жылдың 4-тоқсаннан бастап газлифт әдісімен мұнайды
өндіруде. Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал-жабдықтарды,
ұңғыларға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылдың қаңтарындағы көрсеткіштермен
салыстыра келіп ұңғы қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа өнімді
қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген ұңғылар есебінен
болады, ал ұңғылар шығарылуы басқа пайдаланудан.
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын 2.4 кестеде
көрсетілгендей талдай келе мұнай өндіру көлемі азайып келе жатқанын
көруге болады.
Дегенмен 2007 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын
көруге болады. Газ өндіру жоспарының орындалуы 37,8% жетті.
Кесте 2.4
Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициентінің қозғалысы
Жылдар 2004 2005 2006 2007
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты Жоспар нақты
Пайдалану
Коэффциенті 0,859 0,895 0,873 0,873 0,883 0,883 0,891 0,891
(мыңдық
дәлдік)
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды ұңғылар қорының сипаттамасы.
Мұнай өндіру ұңғылары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
әдісімен өндіруде. Сұйықты жер бетіне көтеру сорапты компрессорлы
құбырлар (СКҚ) арқылы жүргізілуде. Олар С – 75 маркалы болаттан
дайындалған.
Қазіргі таңда осы сорапты компрессор құбырларды жапондық
Лифтис фирмасынан алуда. Себебі бұл ресейлік сорапты компрессорлы
құбырларға қарағанда арзандау. Дегенмен Жаңажол кен орнында отандық
сорапты компрессорлы құбырлар әлі күнге дейін қолданылады.
Ұңғы өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады:
Сорапты компрессорлы құбырлар (СКҚ) шығым: 40 м3тәу. Аз болса,
Ф 48 мм; 40 м3тәу - 80 м3тәу. Арасында Ф 60 мм; және 80 м3тәу жоғары
болса, Ф 73 мм, сонымен қатар жапондық Ф 73х7,1-С-75, және Ф 88,9 х
6,45-С-75 құбырларынан жинақталады.
Мұнай ұңғыларындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан
СКҚ-дың 5 кестеден көріп отырғандай жөндеу аралық кезең уақыты
ұлғайып, соның есебінен фонтанды ұңғы қорын тиімді пайдалануды
көрсететін, пайдалану коэффициентінің өзгеруіне жақсы жағдай
туғызады.
Ұңғыны фонтанды пайдалану.
Жаңажол кен орыны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан
қазіргі кезде штангілі терең сораппен игеруге газ факторы аз
ұңғыларды көшірді. Сонымен қатар болашақта газ факторы жоғары,
дегенмен қабат қысымы төмен ұңғыларды газлифт әдісімен игеру
жүргізілмек.
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының Г - Д бөліктерін ашу және
әлі де фонтандау аяқталмағандықтан игеру фонтанды әдісімен
жүргізілуде.
Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер асты және жер үсті
қондырғыларына бөлінеді.
Жер асты қондырғыларында фонтанды көтергіш ретінде, ингибитор
алынатын болса, ингибитордың меншікті жұмсалуын 200 гт көлемінде
жұмсайтын, ұңғының сорапты компрессорлы құбырындағы (СКҚ) ингибиторлаушы-
қақпағы арқылы жүргізетін КОКУ-8973-136-36 кг тәріздес камерасы
қондырғысын жатқызады.
Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және
сұйықты көтеру қызметін атқарады. Құрамында күкіртті сутек және су
кездесетін мұнайды өндіру кезінде шеген құбырларының коррозияға және
эрозияға ұшырауынан сақтау үшін, сұйықты айдау арқылы ұңғыны
өшіреміз.
Қабаттың туы маңының аймағын өңдеу және ұңғыны жуу үшін
(әртүрлі әдістермен, мысалға: ұңғыны өңдеу кезінде пайда болатын
жоғары қысымнан шеген құбырларды сақтау үшін) қажет.
Фонтанды ұңғы қондырғыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және
144 мм; қабырғалар қалыңдығы 4-тен 7 метр, ұзындығы 5,5-10 метр
болатын СКҚ қолданылады.
Құбырлардың сапасы Д, К, Е, Л, М топтарынан болатын жоғары
механикаландырылған құрамда болаттан дайындайды.
Фонтанды ұңғылар қондырғылары сақиналы кеңістігін сығымдау
үшін, ұңғы аузынан шығып тұрған шеген құбырлардың байланыстырмалы
жоғарғы шектерін байланыстыру үшін және олардың арасындағы қысымды
бақылау үшін фонтанды және газлифтті ұңғылардың аузын сығымдау
үшін, скважина жұмысы кезеңін бақылау және қалыптандыру үшін
фонтанды арматурасының шығару желілерінде ұңғы өнімдерінің ағынын
тоқтату немесе бірінен - екіншісіне ауыстыру үшін, құбыр желісін
жалғау ұңғы қысымын, температурасын өлшеу үшін және түптік
орналастыру, сонымен қатар скважинаға қажетті технологиялық шараларды
жүргізу үшін қажет.
Ұңғыны механикалық пайдалану.
1990 жылы маусымда N724 ұңғы штангілі –терең сораппен пайдалануға
ауыстырылды.
Сол жылдың желтоқсан айында N332 тағы бір ұңғы ШТС-қа ауысты.
1996 жылы желтоқсанда Дт текшесінде екі ұңғы N2024 және N2043
механикаландыру тәсіліне көшті. Оларда АҚШ-та өндірілген “Лафкин”
фирмасының тербелмелі станогы орнатылды.
1997 жылы маусымда В текшесімен N16 ұңғы және Дж текшесімен екі ұңғы
N2028;2yt N2124 ШТС-қа ауыстырылды.
Оларға Қытайда өндірілген “ROTAFLEX” тербелмелі станогы орнатылды.
2000 жылы ақпанда ШТСқа Б текшесінен Т352 ұңғы ауыстырылды. ОЛ ұңғыда
8СК12-3,5-8000 тербелмелі станогы орнатылған.
Қазіргі уақытта кен орнындағы 19 ұңғы пайдаланудың тереңдік сорапты
тәсілімен жұмыс істеуде.
Штангілі сорап мұнай өндірісінде ең көп таралған қондырғы.
Қондырғы плунжерлі сораптан, теңселме станоктан, плунжерлі теңселме
станокпен байланыстырып тұратын штангілер тізбегінен және скважина ішіне
құйылған сұйықты жер бетіне шығаратын сорапты компрессорлы құбырлар
тізбегінен тұрады. Электроқозғалтқыш редуктор осіне орнатылған кривошиптің
айналуына қызмет етеді және одан әрі балансир шатунның көмегімен арқанды
алқа арқылы балансирдің басына ілінген штангілер тізбегінің тік бағытта
жоғарылы-төмен жүріс қозғалысын тудырады. Плунжердің жоғары қарай жүрісі
кезінде айдау клапаны жабылады да плунжер үстіндегі сұйық оның жүріс
ұзындығы бойымен жоғары көтеріліп үш жақты құбыр арқылы жинау торабына
түседі. Сораптың сорғыш клапаны ашылады да, скважинадағы сұйық сораптың
цилиндріне құйылады.
Плунжер мен штангінің төмен қарай жүрісі кезінде сорғыш клапаны
жабылады да, сұйық бағанасының әсері құбырларға беріледі. Бұл кезде айдау
клапаны ашылады да скважинадағы өнім плунжер үстіндегі кеңістікке қарай.
2.2.2 Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары
және олармен күрес
Жаңажол кен орнында басты назарды парафин және гидрат түзуге
қарсы күресуге бөледі.
Көтергіш құбырларда шөккен парафин кен тазарту үшін
механикаландырылған, жылулық және химиялық күрес әдістері
қолданылады.
Механикаландырылған әдіс: ырғақ, ұшпалы ырғақ және плунжер
тәріздес ырғақпен жүргізіледі.
Жылулық әдісте көтергіш құбырларды парафинмен тазарту үшін,
құбыр аралық кеңістікке ыстық су немесе буды үздіксіз айдау,
сонымен қатар ысытылған мұнай айдалады.
Химиялық әдістің негізі болып парафин шөгіндісінен тазарту
үшін сорап өлшемдегіш көмегімен құбыраралық кеңістікке ұңғының жұмыс
істеу кезеңдерінде жеңіл көмірсутек сұйығын немесе БАЗ айдайды.
Мұнай ағынына БАЗ қосу парафиннің қатты түйіршіктерімен
абсорбцияланып оларды тоқтатады. Осының есебінен парафин: мұнай
ағынынан бөлініп қатты түйіршіктерге айналады.
Жаңажол кен орнында парафиннің түзелуінен сақтану үшін
ұңғыларға көбіне Север-1, СНПХ-1212 композицияларын айдап
отырады. Яғни, 1:1 құрамында өндіру есебінен 150грт.
Ұңғыны депарафиндеуге қажет еріткіш заттар көлемін есептеу,
шөгінділердің ерігіштігін ескере отырып, 1988-2006 жылдар аралығында
126 ұңғы өңдеу жұмысы 80%-тік жеткізгіштерге жуық тиімділікпен
жүргізіледі.
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар
Мұнай газды жинау және дайындау жер үсті жүйесінде кері қысымы көп
болады. Соның нәтижесінде мұнайды өндірудің қиыншылығы туындайды. Игеру
проектісі бойынша көп сатылы (блокты және шоғырланған) станциялар және
технологиялық құбырлар схемасының қайта жөндеу жұмыстары жүргізіліп жатыр.
9 мұнай жинау құбырлары 82,5 км қашықтықпен, оңтүстігінде мұнай айдау
станцияларының қайта жинау жұмыстары жүргізіледі және де ГПЗ-ның
оңтүстігіндегі газдың өз қысымымен тасымалдану (сығусыз), мұнайды сығу
арқылы тасымалдануы үшін кен орынның солтүстігінде жаңа мұнай айдау
станциясы салынды.
Қайта жөндеу жұмыстарынан кейін осы мәліметтер алынған: АТӨҚ
соңындағы қысымы 1,3 МПа төмен болады. Көпшілік АТӨҚ үшін 0,9-1,2 МПа
арасында болады.
Соңғы жағында орналасқан, өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,5 МПа-
дан артық болмауы керек.
Кәдімгі өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,0-1,3 МПа маңында болу
керек.
Берілген кен орында мынадай технологиялық схема қолданылады:
солтүстігінде орналасқан екі сатылы станция, оңтүстігінде орналасқан үш
сатылы станциялар арқылы мұнай газды бір құбырмен тасымалдау. Мұнай және
газды тасымалдаудың қазіргі жағдайы 2.5 кестесінде көрсетілген.
Кесте 2.5
Мұнай мен газды жинау және тасымалдау
№ Заттың аты Бірлік Оңтүстік Солтүстік Барлығы ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Осы дипломдық жобада кен орынның геологиялық құрылымының және өнімді
горизонттарының сипаттамасы көрсетілген. Және қоры, газ бен конденсаттың
қасиеттері, кен орынды игеру жүйесі, газ бен конденсатты игеруінің
техникасы мен технологиясы көрсетілген. Қабаттың газбергіштігін көтеру
әдісіндегі қазіргі игерудің анализі ұсынылған. Және де өнімнің
энергетикалық күйіне баға берілген.
Дипломдық жобаның мақсаты – кен орынды игеру кезіндегі күрделі
жағдайларға қарсы шараларды пайдалану. Ерекше көңіл, гидрат түзілуімен
күресу шараларына бөлінген. Белгілі шаралардың экономикалық тиімділігі
есептелген. Және де Жаңажол кен орнындағы өнімді сақтау және тасымалдау
кезіндегі еңбекті қорғау және қоршаған ортаны қорғау мәселелері қаралған.
Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік факторларды
талдау және қышқыл ерітінділермен жұмыс жасау кезіндегі қауіпсіздік
көрсетілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде атмосфераны, гидросфераны қорғау
туралы шаралар және ластайтын көздер ретінде технологиялық үрдістер
көрсетілген.
АННОТАЦИЯ
В настоящей дипломной работе приведены сведения о геологическом
строении и характеристике продуктивных горизонтов месторождения. Даны
сведения о запасах, свойствах газа и конденсата, системе разработки
месторождения, технике и технологии добычи газа и конденсата. Проведен
анализ текущего состояния разработки, применяемых методов повышения
газоотдачи пластов. Оценка энергетического состояния залежи.
Цель дипломного проекта – разработка мероприятий по борьбе с ослож-
нениями при эксплуатаций месторождения. Особое внимание уделено борьбе с
гидратообразованием при добыче и транспорте природного газа. Приведен рас-
чет экономической эффективности при проведении предлагаемых мероприя-тий.
Также учтены вопросы охраны труда и охраны окружающей среды при добыче,
хранений и транспорте продукции месторождения Жанажол.
В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных производственных
факторов и опасность использования кислоты при кислотном гидроразрыве
пласта.
В части охраны окружающей среды рассмотрены технологические процессы,
которые являются источниками загрязнения атмосферы и гидросферы, и
мероприятия по их защите.
ANNOTATION
The present diploma project gives information about the geo-logical
structure and characteristics of the productive horizons of the deposit.
Are given information about stocks, properties of gas and condensate, the
system of exploitation, engineering and technology, producing gas and
condensate. The analysis of the cur-rent state of development of methods to
increase gas recovery. Assessing the state of energy deposits.
The purpose of a diploma project - development of measures to combat
the complications in the operation field. Particular attention is given to
combating hydrate formation in the extraction and transportation of natural
gas. A calculation of the cost-effectiveness in carrying out the proposed
activities. Also take into account issues of safety and environmental
protection, production, storage and transport products Zhanazhol field.
Dangerous and harmful industrial factors and danger of gauze – slit
using of slits are shown in the labour protection section.
Environment protection section includes sources that pollute
atmosphere and hydrosphere.
МАЗМҰНЫ
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...9
1 Геологиялық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ..10
1.1 Кен орын бойынша жалпы
мәлімет ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.2 Кен орынның геологиялық зерттелу және игеру
тарихы ... ... ... ... ... ... ... . 11
1.3
Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... 12
1.4 Кен орнының
құрылысы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... .14
1.5
Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ...15
1.6 Мұнай мен газдың
қорлары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ...16
2 Технологиялық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ..18
2.1 Кен орынды игеру
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... .18
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... 18
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің,
игерудің технологиялық көрсеткіштерін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...19
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін
талдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ..21
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру
режимдері ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .22
2.1.5 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы
мұнай бергіштігін арттыру
әдістері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
.23
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен
технологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ..25
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...25
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу
шаралары және олармен
күрес ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ..29
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің
талаптары мен оларға
ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... .29
2.3 Арнайы
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... 32
2.3.1 Гидраттармен күресу шаралары бойынша қысқаша
шолу ... ... ... ... ... ...32
2.3.2 Гидрат түзілуімен күресуге қолданылатын ингибитор
шығынын анықтау бойынша технологиялық
есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..37
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы
есептеу ... ... ... ... ... ... 43
3 Экономикалық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...45
3.1 "Октябрьмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының
ұйымдастыру
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ..45
3.2 Экономикалық тиімділік
есебі ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
47
4 Еңбекті қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ...54
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды
факторлар ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... 54
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ..54
4.3 Жаңажол кен орында гидрат түзілуімен күрес кезінде
қорғану
шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... 58
5 Қоршаған ортаны қорғау
бөлімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
. 60
5.1 Атмосфералық ауаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... 60
5.2 Су ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ..63
5.3 Жер ресурстарын
қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... 65
Қорытынды ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...68
Пайдаланылған әдебиеттер
тізімі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
...69
КІРІСПЕ
Мың жылдар аралығында мұнай адамзатқа жарық, жағар май, денсаулықты
сақтауда да өзінің қызметін көрсетіп отырды. Ал, қазіргі таңда мұнайдан
алынатын өнімдер халық шаруашылығында тұтынатын бірден-бір өнім. Көптеген
авто көліктер, ұшақтар, двигательдердің күші осы мұнай өнімінен алынады.
Сондықтан да, мұнай қымбат, құнсыз өнім болып табылады.
Мұнай мен газды ысырапсыз қолдану арқылы ғана оны болашақ ұрпаққа
қалдыруға болады. Осы орайда жаңа технология қолданудың мұнай мен газ қорын
жер астында қалдырмай алуға келтірер себебі зор.
Жаңажол кен орнында мұнай қорының 40,7%-ын өндіру көп қиыншылық
әкеледі, оның себебі олар газ қорының астында орналасқан.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Қазір Жаңажол кен орнында 100 – ден астам мұнай ұңғымалары газ бен
судың көбейіп кетуінен тоқтап тұр.
Бұл ұңғыларды қазуға миллиондаған қаражат жұмсалды, алайда олар
шыққан шығынды әлі өтеген жоқ.
1 Геологиялық бөлім
1. Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орыны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке
қарай 240 шақырым жерде, Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданында, Мұғалжар
таулары мен Ембі өзенінің дала аймақтарының арасында орналасқан.Жақын
қоныстанған бекеттер болып ,кен орыннан солтүстік – шығысқа қарай 15
шақырым жердегі Жаңажол совхозының аумағы және солтүстік-батысқа қарай 35
шақырым жердегі жұмыс істеп тұрған Кеңқияқ мұнай кәсіпшілігі саналады.
Жақын маңындағы теміржол станциясы болып, кен орынның ауданынан 100 шақырым
жердегі Мәскеу – Орталық Азия теміржол торабында орналасқан Ембі станциясы
болып табылады. Жаңажол кен орынынан солтүстікке қарай 130 шақырым жерде,
Октябрь қаласында МГӨБ АҚ “Ақтөбемұнайгаз” өндірістік кәсіпорыны
орналасқан. Кен орынды игеру 1983 жылдан басталды.
Жер бедері әлсіз жоталы жазықтан тұрады. Жер бедерінің абсолютті
белгілері +125 – 270 м аралығында болса,ал минималды белгілері кен орынды
оңтүстік – батыстан шектейтін Ембі өзенінің маңында кездеседі.
Ауданның гидрографиялық бөлігі Ембі өзенімен байланысты сипатталады.
Ол кен орынның оңтүстік – батысында 2 – 14 шақырымға созылған.Суы
минералданған,техникалық мақсаттарда пайдаланады.Ал тұрмыстық мақсаттарда
құдықтардан алынатын су пайдаланады. Ембі өзенінің және құдықтарда судың
деңгейі 2 м немесе оданда көп құрайды. Ембінің сол саласы – Атжақсыда
тұрақты су ағынының болмауынан,суға тек қана көктем мезгіліндегі су
тасқындарының арқасында толады.
Ауданның ауа-райы құрғақ,жоғары континентальды және жылдық пен
тәуліктік температуралардың болуымен, аса төмен ылғалдықпен сипатталады.
Қожай метеостанциясының мәліметтеріне сүйенсек,қыстағы температура минимумы
–40 градусқа жетсе, ал жаздағы температура максимумы +40 градусқа жетеді.Ең
суық қаңтар мен ақпан айлары болса,ал ең ыстық шілде айы болып табылады.
Қатты желдер мен борандардың соғуы, қаңтар мен ақпан айлары үшін тән.
Топырақтың қату тереңдігі 1,5-1,8 м-ді құрайды. Ортажылдық,
атмосфералық жауын – шашын мөлшері үлкен емес және жылына 140 – 200 мм-ге
жетеді. Жаңажол кен орынның І-І сызығы бойынша геологиялық қимасы (КТ -ІІ)
қосымша А көрсетілген.
2. Кен орынның геологиялық зерттелу және игеру тарихы
Барлаулық бұрғылаудың мәліметтері бойынша, төменгі тас көмір
кезеңінен, төрттік кезеңіне дейін зерттеу жүргізіліп,соның негізінде
стратегиялық – аймақтық бірізділік жасалды. Осы аудандағы ең кәрі қабаттар
болып,барлау ұңғыларымен ашылған төменгі карбондағы визей ярусы саналады.
Гжел ярусының,касимов ярусының және жоғарғы мәскеу ярустық бөліміндегі
қалың қабаттарды (қалыңдығы 386-717 м), кәдімгідей жоғарғы карбонаттың
қабаттарын – КТ-1 қабаттары деп атауға болады. Визей ярусының, серпухов
ярусының және төменгі мәскеу ярустық бөліміндегі,төменгі волихир ярустық
бөліміндегі аса қалың қабаттарды (қалыңдығы 509 – 930 м), кәдімгідей
төменгі карбонаттың қабаттарын – КТ – 2 қабаттары деп атауға болады.
Берілген аудандағы мұнай газ белгілері негізінен осы карбонатты
қалыңдықтарда (КТ – 1 мен КТ – 2) шоғырланған.
Стратиграфиялық жағынан А жиынтығы гжель ярусының төменгі бөлігіне, Б
жиынтығы Касимов ярусына, В және В1 Мәскеу ярусындағы подоль горизонтының
жоғарғы бөлігіне негізделген. Олардың көмірсутектерімен қанығу
сипаттамалары әр түрлі:А жиынтығында газды шоғыр төменде мұнаймен
байланысқан, сәйкесінше биіктіктері 203 және 90 м-лерді құрайды,Б жиынтығы
биіктігі 90 м болатын мұнай газды шоғырдан және биіктігі 110 м болатын
газды бөлігінің қабатынан құралады. В жиынтығы газды телпегінен (газды
бөлігінің биіктігі 30 – 50 м) тұратын мұнайлы шоғырға (мұнайлы қабатының
биіктігі 83 – 91 м) негізделген. В1 жиынтығы биіктігі 87 м – ге жететін
үлкен емес екі мұнайлы шоғырлардан тұрады.
Барлық анықталған өнімді жиынтықтар өзара гидродинамикалық жүйемен
біріктірілген, практикалық жүзінде –2560 м абсолютті белгіде, ортақ газ
мұнайлы байланысы бар, бір қабатты – массивті газ мұнайлы шоғырды
келтіреді және СМЖ ауданы бойынша –2630-2650 м абсолютті белгілерде
өзгереді.
СМЖ-ның жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклиналда (-
2630–2640 м – де ), ал төменгі жағдайы шығыс қанатта және солтүстік
периклиналда (-2640 – 2650 м – де) байқалады.Бірақ 182,154,383 ұңғымалары
жататын Б, В мен В1 жиынтықтардың қабаттарында тығыз бөліп тұратын
қабатшалар болмағандықтан, олар ортақ қалың қабатты құрайды.Бұл тағы да
анықталған жиынтықтардың тұтастығын дәлелдей түседі. Газ мұнайлы жапсар
4,5,10,16,17,18,19,22 мен 26 ұңғымаларды сынау кезінде қабылданды, сонымен
қатар –2560 м тереңдіктен газ, ал одан төменгі тереңдіктен мұнай алынды.
Г стратиграфиялық жиынтығы өзінің негізгі қима бөлігінде, мәскеу
ярусындағы кашир горизонтының жыныстарынан құралады, ал Д жиынтығында
мәскеу ярусындағы верестік горизонтының сонымен қатар башкир, серпухов
(протвинский, стешевский, тарусский горизонттары) пен визей (веневский,
окский горизонттары) ярустарының жыныстары шөгеді.Алдында атап өткендей,
КТ – 2 қалыңдығы тектоникалық бұзылыстары бар блоктарға бөлінеді. В1,2
және 3 блоктарда мұнайдың бөлінуі анықталды.
3 блоктағы ГМЖ-ның газ мұнайлы шоғырында, 36-шы ұңғыманы сынағаннан
кейін алынған нәтижелері мен газды каротаж мәліметтері бойынша, -3385 метр
абсолютті белгісінде жүргізілген перфорацияның нәтижесінде мұнай мен газдың
ағыны алынды. 14-ші ұңғымада, -3399 метр тереңдікте мұнай алынды,ал 36-шы
мен 45-ші ұңғымаларда, -3371 метр тереңдікте құрамында конденсаты бар газ
алынды.
Су мұнайлы жапсар –3603 метр абсолютті белгісінен (шоғырдың батыс
бөлігіндегі 43 – ші ұңғыма бойынша), –3573 метр абсолютті белгісіне дейінгі
(блоктың оңтүстік – шығысындағы В6 ұңғымасынан осы белгіге дейін сусыз
мұнай алынды) аралықты қамтиды. 72 ұңғыманың тұщы сулы бөлігінде, қабаттың
мұнайлы бөлігі –3589 м белгіге дейін орныққан, ал солтүстік периклиналдағы
73-ші ұңғымадан, –3597 м белгісінен су алынды.
6 – шы және 14 – ші ұңғымалардың, –2637 м мен –2631м абсолютті
белгілерінде қабат суы алынды, бұл алынған геофизикалық мәліметтердің дұрыс
екенін көрсетеді. Шығыс периклинал ауданында және солтүстік күмбездің
оңтүстіктегі 11 – ші мен 5 – ші ұңғымаларының,- 2645 м мен –2644 м
абсолютты белгілері сусыз мұнай берді. ПГИС – тің мәліметтері бойынша
мұнайға қанығушылық бөлігінің табаны –2651 м абсолютті белгісінде
байқалады.
1.3 Стратиграфия
Кен орнының ашылған және зерттелген шөгінді жыныстар қимасының
қабаттары таскөмір жүйесінен (төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөлім), пермь
(төменгі, жоғарғы бөлім), триас, юра, бор және де төрттік қабаттың (антропо-
гендік) жүйелерінен құралған.
Тас көмір жүйесі С
Төменгі бөлім-С 1. Жаңажол ауданында ашылған ең көне шөгінді 1-С
скважинадағы орта визейлік жастағы, терригенді жыныстар болып саналады.
Олар 4190-4200 м интервал аралығында кездеседі. Көрші Қожасай, шығыс
Түгіскен, шығыс Төрткөл аудандарында орта және төменгі визе және турне
ярусында анықталған терригендік шөгінділер қалыңдығы 1000 м-ден асады.
Орта бөлім С2
Орта бөлім башқұрт және москва ярустарының шөгінді қабаттарынан
тұрады.
Башқұрт ярусының шөгінді қабаты тек қана (-синельников скважинасында
толық өтілді. Толық қалыңдығы 224 м-ге жетеді. Олар сұрғылт ізбестастардан
және ашық-сұр оргоногенді түйірлі доломиттенген массивті, сирек қабықты
аргилиттерден құралған.
Москва ярусының (С((( құрамында екі ярус бөліктері айрықша білінеді,
төменгі және жоғарғы москвалық. Төменгі москвалық ярус бөлігінің шөгінді
қабаты 3668-3560 м аралығында 23-ші ұңғымада ашылған вере және кашир
горизонттарынан тұрады. Ашылған ярус бөлігінің қалыңдығы 108-156 м
аралығында. Ол бірлі-жарым қабықты жұқа аргилитті карбонат жыныстарынан
құралған. Карбонат шөгінді қабаттың кешенде жоғарғы визе және төменгі
москва ярус бөліктерінің ашылған қалыңдығы 630 м-ге жетеді де, төменгі
карбонат қалыңдығын құрайды. КТ-(( индексі арқылы көрсетілген жыныстарда
ярус бөлігі жынысында мұнайдың өндірістік қоры белгіленген.
Жоғарғы москва ярус бөлігі подольск және мячиковскі горизонттарынан
тұрады. Подольск горизонтының төменгі бөлігі көбіне 266-366 м қалыңдықтағы
сирек ізбестастардан, қабықталған аргилиттерден, құмдардан,
аллевролиттерден, гравелиттерден тұратын терриген жынысының қалыңдығынан
тұрады. Жоғарғы бөлім С3. Жоғарғы карбонның ортаңғымен шекарасы қисық ГК
жазбасы сипатының өзгеруі бойынша жеткілікті айқын бөлшектенеді.
Касимов ярусы (С3 К) шөгінділердің жасы фораминефер кешені бойынша
номері5-ші скважинада (2832-2824; 2824-2819) 1-ші скважинада (2900-2898) 6-
шы скважинада (2909-2906, 2899-2897; 2894-2888; 2884-2879) 12-шы скважинада
(3113-3001) және коноданттар 5-ші скважинада (2832-2824; 2819-2816) 8-ші
скважиналарда болып анықталады. Гжель ярусы (С3д). Екі бөліктен құралады.
Төменгі бөлігінің қалыңдығы 53-136м, шөгіндіде сульфатты және карбонатты
жыныстардың таралуы төмендегі келесі ярустарға келесі ярустарға ұқсас
құрылымды болып табылады. Гжель ярусы оңтүстікте және оңтүстік-батыста 65-
68( фауна мен су өсімдіктерінің сынықтарынан тұратын аргоногенді
ізбестастардан тұрады. Солтүстік- шығыс бөлікте қиманың ангидриттері толық
ангидритке айналғанша күшейеді.
Пермь жүйесі(Р)
Пермь шөгіндісі төменгі және жоғарғы бөліктерден тұрады. Төменгі
бөлім (Р1). Төменгі бөлім ассель, сакмар, кунгур ярустарының шөгінді
қабаттарынан тұрады.
Ассель + сакмар ярусы (Р1а+С)
Ассель-сакмар (терригенді қабаты) жыныстарының терригенді қабаты
гжель терригенді пачкасымен бірге, кен орнында гегиональды аймақтың сұйық
тірегін түзеді. Құрамының едәуір дәрежесі газды болып келетін бұл
қаптаманың жеткілікті кең мөлшерде 16м-ден(24-скважина) 598м-ге дейін (8-
скважина) солтүстіктен оңтүстікке қарай азаю тенденциасымен өзгереді.
Кунгур ярусы (Р1к). Кунгур ярусының гидрохимиялық шөгіндісі жоғарғы
карбонат үсті терригенді қабатымен бірге, кунгур қимасына дейінгі мұнай газ
қаныққандылық бөлігі үшін, күшті сұйық тіректі қаптаманы түзеді. Кунгур
ярусы шөгіндісінің төменгі бөлігінің қалыңдығы 10м-ден 60м-ге дейін жететін
сульфатты-терригенді жыныстардан құралады (ангидрит, аргилит тектес қою
саз).
Мезозой тобы (М(). Бұл қабат Жаңажол ауданында көлемді түрде триас,
юра және бор жүйелерінен құралған.
Триас жүйесі (Т)
Триас шөгіндісі тек қана төменгі бөлігіне (Т2) бөлінеді және
литологиялық жағынан шұбар тасты саздан, құмдақтардан, аллевролиттерден
құралған және де баяу цементтелген құмдардан түзілген қатпарларда
кездеседі. Шөгінді қабаттың қалыңдығы 65м-ден 371м-ге дейінгі аралықта.
Юра жүйесі (J)
Юра шөгіндісі төменгі және орта бөлімдерге бөлінеді. Олардың жиынтық
қалыңдығы 60 метрден 246 метрге дейін. Олар саздардан, сұр құмдақтардан,
тығыз алевролиттерден және сұр, жасыл-сұр полимиктопты әртүрлі қиыршықтопты
құмдардан құралады.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесі жоғарғы және төменгі бөліктерден тұрады.
Төменгі бөлім(К1). Төменгі бөлік құрамында гатеривтік, алпьтік және
альбтік ярустардың жиынтық қалыңдығы 298 м-ден 437 м-ге дейін жететін
құмдақты саздақты шөгінділерден тұрады.
Жоғарғы бөлім (К2). Жоғарғы бор басым көпшілігінде жасыл-сұр
саздардан, мергельді қатпарлы конгломераттардан тұрады. Жоғарғы бөлімнің
қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта.
Антропогендік жүйе (Q). Қалыңдығы аз 2-3 метрлік төрттік шөгінді
барлық жерде жоғарғы бор шөгіндісін жауып жатыр. Ол саздақты және құмдақты
болып келеді.
4. Кен орнының құрылысы
Тектоникалық жағынан аудан Каспий маңы ойпатының борт алдындағы
ватолы бөлігінде орналасқан. Ол өз кезегінде Орал геосинклиналь аймағындағы
Ащысай мен Сакмар – Көкпекті бұзылымдарымен бөлінген. Жаңажол кен
орынның Д пачкасының құрылымдық картасы қосымша Б көрсетілген.
Геологиялық дамуының ерекшеліктерінің бірі болып, аумақтың жедел
түсуі және мықты шөгінді түзілімнің қалыптасуы болып табылады. Оның негізгі
бөлігін тұзасты кешені құрайды (7 – 10 км). Тұзасты қалыңдығының жапсарлары
батысқа қарай еңкейген кезде, бір қатар жекелеген баспалдақтармен
қиындатылады (жату тереңдігіне байланысты). Оларға: Жаңажолдық (5,5 – 6
км), Кеңқияқтық, Қоздысайлық және Шұбарқұдықтық (7 – 7,5) баспалдақтары
жатады, олар өз кезегінде түзу емес ақауларымен сипатталады. Шектерінде
қарастырылып отырған кен орын орналасады, яғни Жаңажол баспалдағындағы
ерекшеліктерінің бірі болып, брахиантиклиналды түріндегі ірі ашылымдарымен
қиындатылған мықты карбонатты массивтердің дамуы табылады.
Жаңажол кенорыны Гжель – Подоль (КТ – 1) және Кашир – Венев (КТ – 2)
жастағы жыныстардан құралатын карбонатты массивінің жоғарғы бөлігіне
бейімделген. Құрылым үлкен емес тоқымымен бөлінген, иррационалды созылған
солтүстік пен оңтүстік күмбездері бар, ірі брахиантиклинальмен сипатталған.
Барлау ұңғыларымен ауданды бұрғылаған кезде, карбонатты қалыңдығының
төменгі қимасында тектоникалық ақаулар бар екендігі анықталды, олардың
ішінде аса созылғандары 100 – 150 м ығысу амплитудасымен батыс қанаты
бойынша өтеді, қалған екеуі 40 – 50 м амплитудасымен ығысып орталық
бөлігін қиындатады (61 – шы ұңғыманың ауданында). Осы ақаулардың арқасында
жалпы құрылым 3 блокқа бөлінеді: 1 (оңтүстік бөлік), 2 (61 – шы ұңғыманың
ауданында), 3 (солтүстік бөлік). Сұйықтардың қорлары негізінен 1 мен 3
блоктарда шоғырланған.
Кенорынның өндірістік мұнайгаздылығы екі карбонатты қалыңдықпен
байланысады: бірінші және екінші, олар өз кезегінде қалыңдығы 206 – 417 м
болатын терригенді жыныстардың жиынтығымен бөлінеді.
1.5 Мұнайгаздылығы
Өнімді жиынтықтардың коллекторлық қасиеттері сынама мен кәсіпшілік –
геофизикалық зерттеулер кешені бойынша қарастырылды. Есептелетін кеуектілік
параметрін негіздеу үшін, геофизикалық зерттеулердің мәліметтері және қара
құжаттың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері пайдаланды. А, Б мен В
жиынтықтардағы, мұнайғақанықтылық бөлігіндегі кеуектіліктің сынама бойынша
орташа арифметикалық шамасы сәйкесінше: 11.5 %, 13,7 %, 10,2 % - ды
құрады.
А, Б және В жиынтықтардағы газды телпектердің газғақанығушылығы
сәйкесінше: 79%,82%,81% - ды құрады. ГЗС нәтижелері бойынша кеуектіліктің
орташа шамасы А жиынтығында 12 %, Б жиынтығында 13,8 %, ал В жиынтығында
11,5 % құрады. А мен Б жиынтықтары бойынша жоғарыда қарастырылған
мәліметтерге қарасақ, ГЗС пен сынама бойынша кеуектіліктің шамасы
бастапқыда бір – біріне жақын, сондықтан кеуектіліктің шамасын А
жиынтығында 12%, Б жиынтығында 14 % деп қабылдауға толық негіздеме бар. Б
жиынтығында тек 7 ұңғыма ғана сынамаға зерттелсе, ал 12 ұңғымада
кеуектіліктің, геофизикалық жағынан анықталуы жүргізілгенін ескерсек, онда
кеуектілікті НГК бойынша 11 % деп қабылдау қажет. А, Б, В өнімді
жиынтықтардағы өткізгіштің сүзілу сипаттамасын негіздеу үшін, тек қана
бастапқы мәліметтер пайдаланды. А, Б, В жиынтықтардағы өткізгіштің орташа
мәні сәйкесінше: 0,008 мкм. м, 0,171 мкм. м, 0,114 мкм. м
құрады. А мен Б жиынтықтарындағы жүргізілген кәсіпшіліктік – геофизикалық
зерттеулердің нәтижелері бойынша бастапқы мұнайғақанығушылық сәйкесінше: 80
% және 88 % - ды құрады, ал В – В1 жиынтықтары бойынша мәліметтер сынама
мен ГЗС арқылы белгілі болды. Шоғыр ауданы бойынша сынама мәліметтерінің
жетіспеушілігінен, В1 жиынтығында ГЗС – тен алынған бастапқы
мұнайғақанығушылықты 86 % деп қабылдаймыз, ал сынама жағынан жиынтық
әлсіз сипатталған. Бұл жиынтық бойынша алынған барлық параметрлер, В
жиынтығында алынған параметрлер сияқты қабылданады. В жиынтығы, Б жиынтығы
сияқты қалыңдықтарының үлкен айырмашылықтарымен сипатталады. В жиынтығының
жалпы қалыңдығы 10 м – ден, 108 м – ге дейін өзгерсе, ал тиімді қалыңдығы 6
м – ден, 40 м – ге дейін немесе одан жоғары өзгереді. Мұнайға қаныққан
қалыңдығының максимал шамасы 55 м – ге дейін жетеді.
Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 13 м құраса, ал
солтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 20,9 м құрады.
В1 жиынтығының қалыңдығы 28,2 м – ден, 73 м – ге дейін өзгерсе, ал
мұнайға қаныққан қалыңдығы 30,8 м – ден, 88,6 м-ге дейін өзгереді.
1 Мұнай мен газдың қорлары
Жаңажол кен орнының сатысында (Алибекмола, Жаңажол, Ұрыхтау, Қоңғыр,
Шығыс Төрткөл) 4411 м аралықтағы тереңдікте.Кеңкияқ кенорнының сатысында
(Арайсай, Кеңкияқ, Көкпенде, Оңтүстік Мартук, Жантай және т.б) олар 5182 м
тереңдікте – будалардың оңға жуық коллекторлары бөліп тұр ( 20 – 84 м
қалыңдықта, мұнай қабаттарымен негізделген, газ және конденсатта
кездеседі), оның құрамына: окс горизонтындағы – бір; серпухов ярусында –
үш; башкир ярусында – үш; коллекторлы будаларды өз – ара аргелитті
қабаттармен немесе тығыздығы жоғары карбонаттар болып бөлінеді.Әр будаларда
екі – жеті қабат болады,олардың қалыңдығы 3 – 38м аралығында және буланған
коллекторлармен бірге, ыдыраған және сирек булармен, булы қабаттармен,
ыдыраған қабаттар түрінде. КТ-1 сатысының, физикалық және мұнай өнімінің
сапалы мінездемесі жақын.Олар жеңіл (833 – 836 кгм3). Күкіртті (0,4 –
0,9%), парафинді (3,95%), шайырдың және асфальтеннің мөлшері 4,6 –
5,6%.Фракцияның шығу температурасы 200С, 32%- дейін жетеді, ал 300С 55%
шамасында. Мұнайдың топтық құрамы: метанды – нафтенді.
Қабаттың мұнай және газконденсатты бөлігінде, еріген газ, құрамы
бойынша ауыр және жеңіл болып келеді, құрамында этан бар бөлігі;
көмірсутектері 8,5-тен 19,6%-ке дейін өзгереді, метан 68,2 – ден 87,3% -
ке өзгереді.Құрамында күкіртсутегі 2,04 – 3,49%, азот 1,02 – 2,19%,
көмірқышқыл газы 0,57 – 1,08% , құрамында гелийдің 0,01 – 0,014% мөлшері
бар.
Қалыпты конденсат мөлшері газда 283 гм3.Оның тығыздығы 711 – 746
кгм3, күкірт мөлшері 0,64%.Топтық құрамда: метан 70%, нафтен 20%, ароматты
10% .Конденсат дебиті 34 – 162 м³тәу.
Жаңажол кен орнының қорлары есептеліп, мұнай 399922 мың.т, мұнайдың
алынған қоры 118140 мың.т, еріген газдың баланстық қоры 109831 млн.м3, газ
бүркемесінің газ қоры 100481 млн.м3, конденсат қоры 40709 млн.т құрады.
2. Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында 2007 жылдың Жаңажол мұнай-
газдыконденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасы жүзеге
асырылуда. Бұл жоба бойынша КТ–І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау
қарастырылмады, өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту,
қосымша перфорация және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар
көмегімен жүргізіледі. Жобаны жүзеге асыру процесінде, мұнайдың қалдық
қоры көп аймақтарда ұңғымалар торын тығыздау үшін және кейінгі мұнай өндіру
қарқынын жоғарылату үшін ұңғымадан мұнай өндіруді оңайлату мақсатында
мұнайдың қалдық қорларының таралуын ескеру қажет. КТ-ІІ горизонтында мұнай
қабатының қалыңдығы 16м және өткізгіштігі жоғары аймақтарда кен орнының
игерілу жағдайын жақсарту және өнім алу қарқынын жоғарылату үшін ұңғымалар
торын тығыздау қажет.
Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың
ішінде: 92 ұңғыма өндіру, 24 ұңғыма айдау, 70 ұңғыма резервтегі, 16 ұңғыма
айдауға ауыстырылатын, 49 ұңғыма өндіру ұңғымаларын қосымша перфорациялау
үшін, 36 ұңғыма айдау ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 136
газлифтілі және сорапты ұңғымалар, 193 ұңғыма өндіру ұңғыларында ТҚӨ
жүргізу үшін, 65 ұңғыма айдау ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін. Игерудің
негізгі көрсеткіштері 13-кестеде көрсетілген. Жобамен жалпы кен орны
бойынша барлығы 572 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, оның ішінде 431 өндіру
және 141 айдау ұңғылары. Максималды жылдық мұнай өндіру 4,0844 млн.м3 (2004
жыл), мұнай алудың максималды қарқыны-1,02%. 2017 жыл соңына мұнай
өндірудің жалпы қосындысы 82,2525 млн.т. құрайды, КИН (мұнай алу
коэффициенті) - 20,57%, алынатын қордың алыну дәрежесі - 69,62%.
2007 жылғы игерудің технологиялық схемасы кесте 2.1 көрсетілгендей
жалпы кен орны (негізінен КТ-І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты
жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ, қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды
шектеу және сұйықпен жару сияқты шаралар кеңінен қолданылды. Ал КТ – ІІ
горизонтында 2007 жылдың соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және
жетілдіру мақсатында негізінен жаңа ұңғымалар бұрғыланды. Жалпы кен орын
бойынша жаңа 80 ұңғыма бұрғыланды, 76 ұңғыма пайдаланылуға еңгізілді. Гсолт
бумасында 59 ұңғыма, Дсолт – 12, Доңт – 4, Гсолт және Дсолт бумаларында бір
ұңғыма.
2007 жылғы технологиялық схемаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003
жылдың соңында барлық жұмыстар көлемі аяқталды: өндіру ұңғымаларының өнімін
жоғарылату шараларымен 378 ұңғыма, айдау көлемін жоғарылату шараларымен
117 ұңғыма, бұрғылауы аяқталған 160 ұңғыма.
Кесте 2.1
Бекітілген негізгі технологиялық көрсеткіштер
Жылдар Өндіру Айдау ұңғыла рының қоры ЖылдықЖылдыЖылдыЖылды
ұңғыла мұнай қ қ су қ газ
рының қоры өндірусұйықайдауөндір
, тық көлему, 10
10мың.өндірі, млн.м
т у, 10мың3
10мың.м3
.т
2.Өнді3.Айда4.Мұна5.Сұйы6.Су, 7.Газ
ру у й, қтық, мың.т ,
мың.т мың.т млн.м
3
2007 25,3 25,3 26,0 25,6 28,4 29,4 29,4
2006 24,8 24,8 24,1 25,4 27,4 27,9 27,8
2005 24,6 24,5 23,6 24,6 27,5 27,2 27,0
2004 24,3 24,2 23,8 24,9 27,4 27,3 27,0
2003 24,1 24,0 23,6 24,7 27,2 27,1 26,8
2007 ж бастапқы қабат 83,3 82,8 81,7 85,3 71,3 71,6 71,2
қысы- мынан қолдау
пайызы, %
2.1.5 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай
бергіштігін арттыру әдістері
Судың сапа нормасын құрастыру үшін екі мәселені есте сақтау керек,
яғни жүйенің коррозиясы, бітелген жүйелерді және су айдау ұңғымаларын
басқару боп келеді. Су сапасын жоғарлату керек. Қазіргі кезде ҚҚҰ үшін
қолданылатын су керекті тазартудан өтпейді. Су тазарту , ҚҚҰ үшін
қолданылатын тек тұрып қалу ретінде негізделген. Құрамында еріген газдың
өте жоғары (құрамында H2S-106мгл, CO2-74 мгл, оттегі-6 мгл) болғандықтан
жүйенің коррозиясының және бітеп қалуына әкеп соғады. Жүйе химиялық өңдеуге
керекті қондырғысымен жабдықталмаған, айдалатын судың қорғаныс қабілеті
(коррозиядан, бактериядан) жетілмеген.
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін ағынды сулар қайта айдау үшін
қолдану қорек көзі ретінде пайдаланылады. Жоба басқаруына сәйкес кен
орнында су айдау қабілетін 30x103 м 3 тәу - 41x103 м3тәу дейін
жоғарлату керек. Су қорек көзі сенімді, қазіргі кезде 20 су алатын ұңғыма
салынған. Ортақ сумен қамтамасыздандыру 18x103 м3 тәу қамтылған. Судың
ортақ шығыны қанағаттанарлық болу үшін тағы да оңтүстік бөлігінде қорек
көзі бар 20 су алу ұңғымаларын бұрғылау керек, жаңа сумен қамтамасыз ететін
43 км желіні және су көтеру сорап станциясын салу керек.
Су айдау қысымын зерттеп, айдаудың қысымын әр бумаларға төмен етіп
салынады: оңтүстік бөлігінде КТ-1 үшін ұңғыма сағасында қысым 13 МПа; КТ-2
үшін ұңғыма сағасында қысым 15 МПа, солтүстік бөлігіндегі КТ-1 үшін ұңғыма
сағасында қысым 13,5 МПа, КТ-2 үшін ұңғыма сағасында қысым 16 МПа.
Айдау станциялардың айдау қабілеттілігі жоғарлау тиіс. Шоғырлама
сорап станциясы №3 солтүстік бөлігінде және блокты шоғырлама сорап
станциясы №3 қайта қарау керек, негізінен 4 айдау қысым талаптарын
қанағаттандыру және жек сорап литражын жоғарлату үшін. Шоғырлама сорап
станциясын және блокты шоғырлама сорап станциясын қайта құрастырып және
олардың су айдаудың ортақ қуаты оңтүстік бөлігінде 6,3x103 м3 тәу -
12,96x103 м3 тәу дейін және су айдаудың ортақ қуаты солтүстік бөлігінде
23,7x103 м3 тәу - 28x103 м3 тәу дейін болу керек.
Айдалатын судың сапасы жоғары болу үшін шоғырлама сорап станциясында
және блокты шоғырлама сорап станциясында қосымша оттегі изоляциялық
комплекс қондырғысымен су сақтау үшін және диаэроцион реагенттерін қосу
үшін комплекс қондырғылармен жабдықталады, өте жұқа фильтрмен жабдықталып,
коллекторлардың айдалатын судан ластануы мен әсерлесуі азаяды.
Айдаудың қысымы мен көлеміне қойылатын талаптарын қанағаттандыру үшін
магистраль жүйесіндегі 15 айдау желілерін ортақ ұзындығы 45 км қайта
қарастыру керек. Жаңа айдау ұңғымалары және айдауға ауыстырылған ұңғымалар
жақын орналасқан сумен қамтамасыздандыру пунктерімен қосуға болады, су
айдау үшін 2 сумен қамтамасыздандыру пунктері, 40 айдау ұңғымалары мен
айдау ұңғымалардың сағасынан 66 км лақтыру желілері салынып жатыр.
Қыс кезінде айдау жүйесі кен орында дұрыс жұмыс жасау үшін айдау
ұңғымалардың сағасында керекті шаралар істелініп жатыр.
Қоршаған ортаны ластауды азайту үшін, ағынды сулар қайта айдау
үшін,екінші қорек көзі ретінде, тек қана дайындаудан кейін қолдану керек.
Кен орынды игеру қарқыны бойынша ағынды судың көлемі жыл сайын
көбейеді.Сондықтан ағынды суды дайындау құрылысын келесі түрде : бірінші
құрылыс көлемі 2000-2010 жж, қуаты 3500 м3тәу жобаланған, екінші құрылыс
көлемі 2010-2028 жж, қуаты 5800м3тәу жобаланған. Жобада дайындаудың
минимал керек мөлшері көлемі қарастырылған.
Десульфация кезінде қондырғы арасынан көрсеткіштерінің жетіспеушілігі
байқалған кезде ,қажетті таблица ішінде, онда қазіргі көрсеткіштер алынады
(200мгл кіші).
Дайындалған мұнайлы судың қабат суына сәйкестігін ескере отырып ,
құбыр желілерінде коррозияны болдырмау үшін және қабатта бірігіп су айдауда
әркелкі су айдау блокты шоғырлама сорап станциясы №1,3 бойынша
жүргізіледі. Қыс кезінде айдау жүйесі кен орында дұрыс жұмыс жасау үшін
айдау ұңғымалардың сағасында керекті шаралар істелініп жатыр.
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес
қабат қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде.
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 ұңғы бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді. Олардағы
ұңғылар:
В (солтүстік) бөлігінде 76 ұңғы
В (оңтүстік) бөлігінде 50 ұңғы
Б бөлігінде 91 ұңғы
А бөлігінде 13 ұңғы
Дасты бөлігінде 24 ұңғы
Дүсті бөлігінде 36 ұңғы
Д (Ш) бөлігінде 19 ұңғы
Г (Ш) бөлігінде 65 ұңғы
Жалпы өндіру қорында 374 ұңғы бар.
Жаңажол кен орынның Г –ІІІ бумасының игеру графигі қосымша Д
көрсетілген.
Жұмыс істеп тұрған қорда 359 ұңғы мұнай өндірумен
тұрғызылғаны 10 ұңғы, бұрғылаудан кейін 3 ұңғы қосылуға
дайындалуда.
Бақылау қорында 10 ұңғы, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
бойынша 8 ұңғы конверциялауда.
Су айдау қорында 62 ұңғы, оның 54 ұңғысы ғана су айдауда.
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 ұңғыда жүргізілу керек.
Осы қордың 8 ұңғысының алтауы геологиялық, ал 2 ұңғысы техникалық
себептермен істен шығарылады.
Өндіру ұңғыларының істемей тұрған себептері мына жағдайларға
байланысты:
• -көтеру құбырларында парафин тығындарының пайда болуынан;
• -күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан ұңғы жер асты
жабдықтарының коррозияға ұшырауына, штуцер және жер асты
құбырларының коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты
жөндеу жұмыстарына кетуге байланысты болуда.
2007 жылы 2345,941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кен
орын бойынша мұнайдың орташа шығымы 18,95мтәу. Ұңғылардағы мұнай
шығымы 0,2-1мтәу-тен 170 мтәу-ке дейін өзгереді, 5 мтәу-тен төмен
шығыммен 9 скважина жұмыс істейді. Саға қысымына 62 ұңғы ие.
Барлық ұңғы таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ
су құрайды.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін
қабатқа су айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекеті сақиналы
кедергі жүйесі бойынша жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа
3351,788 мың м3 су айдалды.
Кедергілі қатарда 14 айдау ұңғысы, солтүстік кеңістікте 1
ұңғы ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда.
Дегенмен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне
байланысты, су айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 2001 жылы 3 су айдайтын
ұңғы бұрғылау, 16 су айдау ұңғы енгізу жоспарланып отыр. Осы
бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды
механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.
2000 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің
штангілі терең сораппен игеру әдісі бойынша, ұңғыға штангілі
терең сорап орнатылды. Әзірге осы әдіс бойынша 2 ұңғы жұмыс
істеуде. Кезекті жабдықталғаннан кейін 2 ұңғы қосылуға дайындалуда.
Осы екі ұңғымен жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.
2001 жылдың 4-тоқсаннан бастап газлифт әдісімен мұнайды
өндіруде. Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал-жабдықтарды,
ұңғыларға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылдың қаңтарындағы көрсеткіштермен
салыстыра келіп ұңғы қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа өнімді
қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген ұңғылар есебінен
болады, ал ұңғылар шығарылуы басқа пайдаланудан.
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын 2.4 кестеде
көрсетілгендей талдай келе мұнай өндіру көлемі азайып келе жатқанын
көруге болады.
Дегенмен 2007 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын
көруге болады. Газ өндіру жоспарының орындалуы 37,8% жетті.
Кесте 2.4
Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициентінің қозғалысы
Жылдар 2004 2005 2006 2007
жоспар нақты жоспар нақты жоспар нақты Жоспар нақты
Пайдалану
Коэффциенті 0,859 0,895 0,873 0,873 0,883 0,883 0,891 0,891
(мыңдық
дәлдік)
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды ұңғылар қорының сипаттамасы.
Мұнай өндіру ұңғылары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
әдісімен өндіруде. Сұйықты жер бетіне көтеру сорапты компрессорлы
құбырлар (СКҚ) арқылы жүргізілуде. Олар С – 75 маркалы болаттан
дайындалған.
Қазіргі таңда осы сорапты компрессор құбырларды жапондық
Лифтис фирмасынан алуда. Себебі бұл ресейлік сорапты компрессорлы
құбырларға қарағанда арзандау. Дегенмен Жаңажол кен орнында отандық
сорапты компрессорлы құбырлар әлі күнге дейін қолданылады.
Ұңғы өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады:
Сорапты компрессорлы құбырлар (СКҚ) шығым: 40 м3тәу. Аз болса,
Ф 48 мм; 40 м3тәу - 80 м3тәу. Арасында Ф 60 мм; және 80 м3тәу жоғары
болса, Ф 73 мм, сонымен қатар жапондық Ф 73х7,1-С-75, және Ф 88,9 х
6,45-С-75 құбырларынан жинақталады.
Мұнай ұңғыларындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан
СКҚ-дың 5 кестеден көріп отырғандай жөндеу аралық кезең уақыты
ұлғайып, соның есебінен фонтанды ұңғы қорын тиімді пайдалануды
көрсететін, пайдалану коэффициентінің өзгеруіне жақсы жағдай
туғызады.
Ұңғыны фонтанды пайдалану.
Жаңажол кен орыны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан
қазіргі кезде штангілі терең сораппен игеруге газ факторы аз
ұңғыларды көшірді. Сонымен қатар болашақта газ факторы жоғары,
дегенмен қабат қысымы төмен ұңғыларды газлифт әдісімен игеру
жүргізілмек.
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының Г - Д бөліктерін ашу және
әлі де фонтандау аяқталмағандықтан игеру фонтанды әдісімен
жүргізілуде.
Фонтанды ұңғылардың қондырғыларына жер асты және жер үсті
қондырғыларына бөлінеді.
Жер асты қондырғыларында фонтанды көтергіш ретінде, ингибитор
алынатын болса, ингибитордың меншікті жұмсалуын 200 гт көлемінде
жұмсайтын, ұңғының сорапты компрессорлы құбырындағы (СКҚ) ингибиторлаушы-
қақпағы арқылы жүргізетін КОКУ-8973-136-36 кг тәріздес камерасы
қондырғысын жатқызады.
Ұңғыға түсірілетін фонтанды құбырларының тізбегі: газ және
сұйықты көтеру қызметін атқарады. Құрамында күкіртті сутек және су
кездесетін мұнайды өндіру кезінде шеген құбырларының коррозияға және
эрозияға ұшырауынан сақтау үшін, сұйықты айдау арқылы ұңғыны
өшіреміз.
Қабаттың туы маңының аймағын өңдеу және ұңғыны жуу үшін
(әртүрлі әдістермен, мысалға: ұңғыны өңдеу кезінде пайда болатын
жоғары қысымнан шеген құбырларды сақтау үшін) қажет.
Фонтанды ұңғы қондырғыларына диаметрлері 38:50:63:73:89:102 және
144 мм; қабырғалар қалыңдығы 4-тен 7 метр, ұзындығы 5,5-10 метр
болатын СКҚ қолданылады.
Құбырлардың сапасы Д, К, Е, Л, М топтарынан болатын жоғары
механикаландырылған құрамда болаттан дайындайды.
Фонтанды ұңғылар қондырғылары сақиналы кеңістігін сығымдау
үшін, ұңғы аузынан шығып тұрған шеген құбырлардың байланыстырмалы
жоғарғы шектерін байланыстыру үшін және олардың арасындағы қысымды
бақылау үшін фонтанды және газлифтті ұңғылардың аузын сығымдау
үшін, скважина жұмысы кезеңін бақылау және қалыптандыру үшін
фонтанды арматурасының шығару желілерінде ұңғы өнімдерінің ағынын
тоқтату немесе бірінен - екіншісіне ауыстыру үшін, құбыр желісін
жалғау ұңғы қысымын, температурасын өлшеу үшін және түптік
орналастыру, сонымен қатар скважинаға қажетті технологиялық шараларды
жүргізу үшін қажет.
Ұңғыны механикалық пайдалану.
1990 жылы маусымда N724 ұңғы штангілі –терең сораппен пайдалануға
ауыстырылды.
Сол жылдың желтоқсан айында N332 тағы бір ұңғы ШТС-қа ауысты.
1996 жылы желтоқсанда Дт текшесінде екі ұңғы N2024 және N2043
механикаландыру тәсіліне көшті. Оларда АҚШ-та өндірілген “Лафкин”
фирмасының тербелмелі станогы орнатылды.
1997 жылы маусымда В текшесімен N16 ұңғы және Дж текшесімен екі ұңғы
N2028;2yt N2124 ШТС-қа ауыстырылды.
Оларға Қытайда өндірілген “ROTAFLEX” тербелмелі станогы орнатылды.
2000 жылы ақпанда ШТСқа Б текшесінен Т352 ұңғы ауыстырылды. ОЛ ұңғыда
8СК12-3,5-8000 тербелмелі станогы орнатылған.
Қазіргі уақытта кен орнындағы 19 ұңғы пайдаланудың тереңдік сорапты
тәсілімен жұмыс істеуде.
Штангілі сорап мұнай өндірісінде ең көп таралған қондырғы.
Қондырғы плунжерлі сораптан, теңселме станоктан, плунжерлі теңселме
станокпен байланыстырып тұратын штангілер тізбегінен және скважина ішіне
құйылған сұйықты жер бетіне шығаратын сорапты компрессорлы құбырлар
тізбегінен тұрады. Электроқозғалтқыш редуктор осіне орнатылған кривошиптің
айналуына қызмет етеді және одан әрі балансир шатунның көмегімен арқанды
алқа арқылы балансирдің басына ілінген штангілер тізбегінің тік бағытта
жоғарылы-төмен жүріс қозғалысын тудырады. Плунжердің жоғары қарай жүрісі
кезінде айдау клапаны жабылады да плунжер үстіндегі сұйық оның жүріс
ұзындығы бойымен жоғары көтеріліп үш жақты құбыр арқылы жинау торабына
түседі. Сораптың сорғыш клапаны ашылады да, скважинадағы сұйық сораптың
цилиндріне құйылады.
Плунжер мен штангінің төмен қарай жүрісі кезінде сорғыш клапаны
жабылады да, сұйық бағанасының әсері құбырларға беріледі. Бұл кезде айдау
клапаны ашылады да скважинадағы өнім плунжер үстіндегі кеңістікке қарай.
2.2.2 Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары
және олармен күрес
Жаңажол кен орнында басты назарды парафин және гидрат түзуге
қарсы күресуге бөледі.
Көтергіш құбырларда шөккен парафин кен тазарту үшін
механикаландырылған, жылулық және химиялық күрес әдістері
қолданылады.
Механикаландырылған әдіс: ырғақ, ұшпалы ырғақ және плунжер
тәріздес ырғақпен жүргізіледі.
Жылулық әдісте көтергіш құбырларды парафинмен тазарту үшін,
құбыр аралық кеңістікке ыстық су немесе буды үздіксіз айдау,
сонымен қатар ысытылған мұнай айдалады.
Химиялық әдістің негізі болып парафин шөгіндісінен тазарту
үшін сорап өлшемдегіш көмегімен құбыраралық кеңістікке ұңғының жұмыс
істеу кезеңдерінде жеңіл көмірсутек сұйығын немесе БАЗ айдайды.
Мұнай ағынына БАЗ қосу парафиннің қатты түйіршіктерімен
абсорбцияланып оларды тоқтатады. Осының есебінен парафин: мұнай
ағынынан бөлініп қатты түйіршіктерге айналады.
Жаңажол кен орнында парафиннің түзелуінен сақтану үшін
ұңғыларға көбіне Север-1, СНПХ-1212 композицияларын айдап
отырады. Яғни, 1:1 құрамында өндіру есебінен 150грт.
Ұңғыны депарафиндеуге қажет еріткіш заттар көлемін есептеу,
шөгінділердің ерігіштігін ескере отырып, 1988-2006 жылдар аралығында
126 ұңғы өңдеу жұмысы 80%-тік жеткізгіштерге жуық тиімділікпен
жүргізіледі.
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары
мен оларға ұсыныстар
Мұнай газды жинау және дайындау жер үсті жүйесінде кері қысымы көп
болады. Соның нәтижесінде мұнайды өндірудің қиыншылығы туындайды. Игеру
проектісі бойынша көп сатылы (блокты және шоғырланған) станциялар және
технологиялық құбырлар схемасының қайта жөндеу жұмыстары жүргізіліп жатыр.
9 мұнай жинау құбырлары 82,5 км қашықтықпен, оңтүстігінде мұнай айдау
станцияларының қайта жинау жұмыстары жүргізіледі және де ГПЗ-ның
оңтүстігіндегі газдың өз қысымымен тасымалдану (сығусыз), мұнайды сығу
арқылы тасымалдануы үшін кен орынның солтүстігінде жаңа мұнай айдау
станциясы салынды.
Қайта жөндеу жұмыстарынан кейін осы мәліметтер алынған: АТӨҚ
соңындағы қысымы 1,3 МПа төмен болады. Көпшілік АТӨҚ үшін 0,9-1,2 МПа
арасында болады.
Соңғы жағында орналасқан, өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,5 МПа-
дан артық болмауы керек.
Кәдімгі өндіретін ұңғыдағы кері саға қысымы 1,0-1,3 МПа маңында болу
керек.
Берілген кен орында мынадай технологиялық схема қолданылады:
солтүстігінде орналасқан екі сатылы станция, оңтүстігінде орналасқан үш
сатылы станциялар арқылы мұнай газды бір құбырмен тасымалдау. Мұнай және
газды тасымалдаудың қазіргі жағдайы 2.5 кестесінде көрсетілген.
Кесте 2.5
Мұнай мен газды жинау және тасымалдау
№ Заттың аты Бірлік Оңтүстік Солтүстік Барлығы ... 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