А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Кенкіяк

Кенкіяк і Каражанбас становлять відповідно 52і27%, швидко піддаються корозії. Металлорезіновие фільтри ФМР дороги, вони замулюються, що не регенеруються, термін їх служби зазвичай не перевищує 1 року.

Кенкіяк, в основу якої покладена комплексність.

Каражанбас, Кенкіяк, Усинское, хінское, Північні Бузачи, Ван-Еганское і Руське.

Для іефтей (Кенкіяк, Орисказган), що мають в своєму складі вамвтннй ванадієвий порфіриновий комплекс в незначних концентраціях, властиво наявність індолу.

На родовищах Мангишлака (Кенкіяк, Узень і ін.) Застосовуються теплові методи впливу на пласти (закачування гарячої води, пари та інших теплоносіїв), які призводять до порушення цілісності тампонажного каменю, лінійним змінам обсадних колон, деформації порід продуктивних горизонтів і їх виносу при видобутку нафти і до інших ускладнень.

Так, наприклад, для деяких нафт (Кенкіяк, Західно-Теп - Ловський та ін.) Прикаспійської западини намічається досить чітка тенденція збільшення металлопорфиринов з глибиною. Це може бути пов'язано з явищем диференціації групового складу вуглеводнів в процесі вертикальної міграції. Лише в зоні посиленого гипергенеза закономірність порушується В зв'язку з глибокими перетвореннями нафт в приповерхневих умовах відбувається істотне збагачення їх смолами і ас-фальтенамі і відповідно металлопорфирин.

Для ванаділпорфірінов нафт східного борту Прикаспійської западини (Бозоба, Кенкіяк, Жанажол), що залягають на глибині понад 3 тис. м, величина відносини а /р наближається до двох, що свідчить про досить значне переважання порфиринов зтіо-типу.

В даному повідомленні нами розглянуті три нафти Казахстану - Кумколь, Кенкіяк, Мангишлак, які надходять на переробку на Атирауська НПЗ.

Основу сумішей при цьому складають нафти родовищ Прорва, Терень-Узюк, Кенкіяк.

нафта, пройшла через ангідрит, істотно не відрізняється від вихідної (Кенкіяк, скв. Зазначені зміни помітніше проявляються в нафтах, фільтрованих при температурі20і 40 С.

У Актюбінської області виявлено такі родовища високов'язких нафт: Акжар, Бозоба, Кенкіяк, Кумсай, Шубаркудук .

У північно - Ембенском районі досліджені нафти п'яти родовищ: Шу-баркудук, Джаксимай, Кенкіяк, Акжар і Каратюбе.

У вересні2002 р була прийнята перша черга (16 км) нафтопроводу Алі-бекмола - Кенкіяк. Основною метою будівництва є забезпечення доступу транспортування нафти з родовищ Алібекмола і Кожасай нафтопроводом Кенкіяк - Атирау до експортних нафтопроводів Атирау - Самара і КТК.

В процесі будівництва об'єктів ГНПС була зведена волоконно-оптична лінія зв'язку (ВОЛЗ) Алібекмола - Кенкіяк протяжністю 55 км, змонтовані супутниковий зв'язок, високовольтна лінія електропередачі напругою 6 кВ з трансформаторами потужністю 6300 кВА, споруджені нові під'їзні шляхи, комплекс очисних споруд.

Промислова значимість подсолевих глинистих порід-колекторів поки не підтверджена, так як в процесі розвідки (площі Бозоба, Кенкіяк, Каратюбе і ін.) Проводилося випробування великих інтервалів розрізу нижньої пермі (до 74 м - скв. Кенкіяк), що включали як піщано-алевритові так і глинисті товщі. При такій системі випробування неможливо дати точну відповідь на питання про те, які породи віддають нафту.

Підприємство було створено в 1997 році на базі існуючого з 1981 р ПО Актюбінскнефть, провідного розробку родовищ Жанажол і Кенкіяк.

У промисловому масштабі процес закачування пара і витісняє холодної води здійснюється тільки на одному родовищі - Оха, а на родовищах Катангли і Кенкіяк проводяться дослідно-промислові роботи.

З огляду на ці особливості в наступній серії експериментів були проведені досліди з депарафінізації вужчих фракцій вакуумних газойлів, отриманих з нафт Кумколь і Кенкіяк, умови депарафінізації були аналогічними. Однак при цьому помітно знизився вихід базових масел. Проте отримані результати показують практичну доцільність організації виробництва базових масел з мазутів нафт Кумколь і Кенкіяк за схемою вакуумна перегонка мазуту - Депарафінізація масляних дистилятів з межами кипіння 370 - 450 С.

З огляду на ці особливості в наступній серії експериментів були проведені досліди з депарафінізації вужчих фракцій вакуумних газойлів, отриманих з нафт Кумколь і Кенкіяк, умови депарафінізації були аналогічними. Однак при цьому помітно знизився вихід базових масел. Проте отримані результати показують практичну доцільність організації виробництва базових масел з мазутів нафт Кумколь і Кенкіяк за схемою вакуумна перегонка мазуту - Депарафінізація масляних дистилятів з межами кипіння 370 - 450 С. 
У подсолевих нафтах Прикаспійської западини поряд з ванадієвої присутній і нікелевий порфіриновий комплекс в кількостях до 1 8 мг (Каратобе, Бозоба, Шолькара, Кенкіяк), який характерний і для Мангишлакського регіону.

Як зазначив у виступі учасників Другого саміту, реалізація цього проекту дозволить інтегрувати всі три нафтопровідні системи КазТрансОйлу в єдине ціле, а нефтепроводная система Кумколь - Кенкіяк - Атирау в подальшому може бути використана при реалізації проекту нафтопроводу Західний Казахстан - Китай. У зв'язку із зростанням темпів освоєння Актюбінськ родовищ Алібекмола і Кожасай, збільшення обсягу видобутку нафти в регіоні в ЗАТ КазТрансОйл розглядається проект будівництва нафтопроводу Алібекмола - Кенкіяк. Завершення будівництва цього нафтопроводу передбачено до моменту введення в експлуатацію нафтопроводу Кенкіяк - Атирау.

Першочерговими об'єктами для опрацювання та проектування шахтних способів видобутку високов'язких нафт в Західному Казахстані можуть з'явитися на Мангишлак - родовища Джангурші і Тюбеджік, на півострові Бузачи - Каражанбас, в Прикаспії - Кенкіяк, Тереньузкж, Косчагіл, Карсак, Кумсай. Нафти бузачінскіх родовищ містять промислові концентрації ванадію, тому необхідно удосконалити технологію попутного вилучення його з нафт бузачінскіх родовищ.

На інших напрямках в 1971 - 1975 рр. були побудовані нафтопроводи Уса - Ухта - Ярославль - Москва, Куйбишев - Тихорецкая - Новоросійськ і інші в 1976 - 1980 рр. - Нафтопроводи Куйбишев - Лисичанськ - Одеса, Холмогори - Сургут, Омськ - Павлодар, Каламкас - Шевченко, Самгорі - Батумі та інші в 1981 - 1985 рр. - Нафтопроводи Холмогори - Перм - Алмет'евськ - Клин, Возей - Уса - Ухта, Кенкіяк - Орськ, Павлодар - Чимкент - Чардар - Фергана, Прорва - Гур'єв, Красноленін-ський - Шаим, Тюмень - Юргамиш, Грозний - Баку.

Оглядова карта Прикаспійської нафтогазоносної провінції. Родовища: 1 - Новобогатінское; 2 - комишитових; з - Мартиш; 4 - Дангарі; 5 - Доссор; 6 - Макат; 7 - Жолдибай; S - Сагиз; 9 - Тюлегень; 10 т - іскін; 11 - Байчунас; 12 - Тентянсор; 13 - Південний Кашкара; і - Бекбек; IS - Комсомольськ; 16 - Алтикуль; 17 - Корсак; 18 - Кульсари; 19 - Косчагіл; 20 - Тюнос; 21 - Му-Найл; 22 - Тереньузюк; 23 - Каратон; 24 - Тажігалі; 25 - Кокарніт; 26 - Караарна; 27 - Буранкуль; 28 - Прорва; 29 - Копа; зо - Акжар; 31 - Кенкіяк; 32 - Кумсай; 33 - Шубаркудук; 34 - Джаксимай, 3S - Талівка; 36 - Старшіновка.

Кенкіяк і23 Ю - Вішанская застосовували насичені NaCl глинисті розчини з параметрами: р (132 - н 138) 103 кг /м3730 - 60 з по СПВ-5 В 10 - г - 30 см3 /30 хв, С /- /С1 /Ш (1 ч - 3) /(2 ч - - 5) Па, а глинистих відкладень в скв.

Промислова значимість подсолевих глинистих порід-колекторів поки не підтверджена, так як в процесі розвідки (площі Бозоба, Кенкіяк, Каратюбе і ін.) Проводилося випробування великих інтервалів розрізу нижньої пермі (до 74 м - скв. Кенкіяк), що включали як піщано-алевритові так і глинисті товщі. При такій системі випробування неможливо дати точну відповідь на питання про те, які породи віддають нафту.

Кенкіяк і Каражал-бас (Казахстан), Греміхінском (Удмуртія) родовищах, а також на родовищах Татарії, Башкирії, України; ініціатор створення спільних (ВАТ Роснефть-Термнефть і іноземні інвестори) підприємств.

за 12 свердловинах зменшена інтенсивність проявів пластових флюїдів і викидів породи з аномально високим поровим тиском, що забезпечило нормальний спуск експлуатаційної колони і випробування продуктивних горизонтів. Наприклад, свердловиною 86 Кенкіяк розкрито 370 м подсолевих відкладень і спущена експлуатаційна колона, свердловинами 25 Каротобе і37 Каротобе розкрито 400і500 м подсолевих відкладень і спущені експлуатаційні колони. У свердловинах 3810 121826 38 на площі Ширяївської ( Астраханська НРЕ) бурили в умовах прояву ропи з дебітом 10 - 15 м3 /добу.

Перша черга нафтопроводу з'єднує НПС Кенкіяк і Атирау і забезпечує вихід на експортні термінали КТК і магістральний трубопровід Атирау - Самара. Первісна пропускна здатність цього об'єкту складає 6 млн. Т нафти в рік.

Магістральний нафтопровід Кенкіяк - Атирау належить казахстансько-китайському спільному підприємству ЗАТ Північно-західна трубопровідна компанія ( СЗТК) Мунайтас. По завершенню реконструкції діюча НПС Кенкіяк нафтопроводу Кенкіяк - Орськ стає Головний насосною станцією (ГНПС) для магістрального нафтопроводу Кенкіяк - Атирау.

Відповідно до Генерального Угодою між Міністерством енергетики та природних ресурсів Республіки Казахстан і Китайської Національної нафтогазової Корпорацією, підписаним у вересні1997 р, в даний час ведеться розробка ТЕО будівництва нафтопроводу в Китай. Передбачається, що трубопровід пройде по маршруту Гур'єв - Кенкіяк - Атасу - Дружба до державного кордону КНР.

В даний час родовище Кенкіяк знаходиться в розробці. Одночасно проводиться розвідка подсолевих відкладень, що залягають в районі Кенкіяк на глибинах 3500 - 3600 м Свердловина, закладена на південь від соляного ядра в межкупольних зоні пройшла весь розріз надсольових відкладень і увійшла в підсольові карбонатні породи імовірно артинского віку нижньої пермі. соленосні відкладення Кунгура в межкупольних зоні відсутні вони повністю вичавлені в прилеглі ядра соляних куполів.

У серпні на засіданні Політбюро ЦК КПРС було прийнято постанову по видобутку нафти і газу в Прикаспійської низовини в 1986 - 1990 роки. У ньому передбачалося, що Прикаспійський комплекс (Тенгіз, Жа-нажол, Кенкіяк, Карачаганак, Астрахань) повинен дати країні в 1990 році22 млн. Т нафти і конденсату, 26 млрд. М3 газу, 4 8 млн. Т сірки.

розглядаються деякі питання проектування розробки нафтових родовищ шляхом нагнітання в пласт облямівки пара, яку просуває холодною водою. Наводяться основні проектні е показники розробки даним методом продуктивних пластів родовищ Оха, Катангли, Кенкіяк. Зіставлення проектних і фактичних даних щодо першочергового ділянці родовища Оха показало, що розробка здійснюється відповідно до технологічної схеми.

У зв'язку з тим що в загальному обсязі розвіданих запасів частка високов'язких і високозастивающіх нафт зростає і більшість нафт родовищ Казахстану є аномальними за фракційним складом і фізико-хімічними властивостями, перед фахівцями виникає безліч проблем, пов'язаних з їх транспортуванням. На території Казахстану транспорт високов'язких і високозастивающіх нафт здійснюється магістральними нафтопроводами: Кумкол' - Каракоін; Кенкіяк - Орськ; Каламкас - Каражанбас-Актау; Узень-Актау; Узень-Атирау - Самара.

методи, впливають на пласт, спрямовані на збільшення рухливості пластової нафти, створення процесів смешивающегося витіснення за рахунок часткового її випаровування в пласті а також на запобігання випадання парафінів і смол. Першочерговими великими об'єктами для промислового впровадження теплових методів з метою підвищення рухливості нафти повинні з'явитися такі родовища, як Кенкіяк в Казахстані Оха та Катангли на Сахаліні Греміхінское в Удмуртії, Ярегское і Усинское в Комі АРСР, ряд родовищ Азербайджану. Застосування теплових методів для родовищ типу Осинського в Пермській області Арланского і Краснохолмского в Башкирії, поклади Бобриковського горизонту в Татарії і інші в порівнянні з застосуванням заводнення з добавками хімічних реагентів може стати також більш вигідним. У 1973 році було прийнято рішення про розробку родовища Уеень з нагнітанням в пласти гарячої води з температурою 9О - 95 С. Таке рішення обумовлене особливостями цього родовища: високим вмістом парафіну і близькими значеннями температур - пластової і початку кристалізації парафіну.

Згідно з попередніми оцінками, поклади високов'язких нафт розглядаються в якості першочергових потенційних об'єктів для застосування нових методів розробки. До числа таких родовищ, що містять високоіязкіе нафти, відносяться: Арланское в Башкирії, Усинское і Ярегское Комі АРСР, Кенкіяк в Казахстані Оха та Катангли на Сахаліні а також родовище Зибза - Глибокий Яр і ряд інших в Краснодарському краї, приурочених до міоценових відкладів.

Безумовно, викладені в даному розділі деякі принципові питання проектування розробки нафтових родовищ термічними методами хоча і відображають в основних рисах наявний досвід промислового впровадження, але все ще вимагають додаткового всебічного практичного випробування в різних фізико-геологічних умовах, аналізу та узагальнення фактичних результатів. проведені цілеспрямовані великомасштабні дослідно-промислові роботи по випробуванню різних технологій і технічних засобів для термічних методів видобутку нафти на базових родовищах Каражанбас, Кенкіяк, Усинское, Греміхінское багато в чому поповнять і уточнять критерії технологічного проектування термічних методів видобутку нафти.

Алевроліт з великим вмістом обвуглене рослинного органічної речовини (чорне. Північний Локтибай, скв. Г-1 інтервал глибин 4011 - 4015 м. Х 9 нік. 1. Ніжнепермскіе теригенний комплекс порід широко розвинений в східній і південно-східній частинах Прикаспійської западини. У стратиграфическом відношенні він охоплює ассельскій, Сакмарське і Артинськ яруси, повністю пройдені численними свердловинами на площах Арансай, Бозоба, Кенкіяк, Каратюбе, Північний Кіндисай, Біікжал, Південно-Західний Улькентюбе і ін. Максимальна потужність комплексу (730м) встановлена на площі Сам бай ( скв.

Як зазначив у виступі учасників Другого саміту, реалізація цього проекту дозволить інтегрувати всі три нафтопровідні системи КазТрансОйлу в єдине ціле, а нефтепроводная система Кумколь - Кенкіяк - Атирау в подальшому може бути використана при реалізації проекту нафтопроводу Західний Казахстан - Китай. У зв'язку із зростанням темпів освоєння Актюбінськ родовищ Алібекмола і Кожасай, збільшення обсягу видобутку нафти в регіоні в ЗАТ КазТрансОйл розглядається проект будівництва нафтопроводу Алібекмола - Кенкіяк. завершення будівництва цього нафтопроводу передбачено до моменту введення в експлуатацію нафтопроводу Кенкіяк - Атирау.

Основними вантажовідправниками по системі КТК сьогодні є Тенгизшевройл і Карачаганак Петролеум Оперейтінг. У зв'язку з тим, що ряд нафтових компаній, що мають права на пропускні потужності КТК, не мав прямого доступу до цієї магістралі АТ КазТрансОйл ввело в дію на своїй Головний нафтоперекачувальної станції Атирау об'єкти для перевалки в систему КТК нафти, що надходить по нафтопроводах Узень - Атирау , Кенкіяк - Атирау, Мартиш - Атирау і залізницею.

Аргиллит чорний, ізвестковістого, тріщинуватий. Кенкіяк, скв. 100 інтервал глибин 4595 - 4599 м. Зразок насичений люмінофором (тріщини - біле. Розгортка двох граней. Як зазначалося раніше, в подсолевом комплексі східної частини западини глинисті утворення зустрічаються у всіх стратиграфічних підрозділах. Глинисті породи-колектори тріщиною типу також відзначені в всіх стратиграфічних підрозділах, що пов'язано з пост-седиментаційних перетворення глин. Відносно висока раз-буріння площ Бозоба, Кенкіяк, Каратюбе, вивчення керна і геофізичні дослідження свердловин дозволили встановити, що в ніжнепермскіе частини подсолевого комплексу глинисті породи складають самостійні товщі потужністю від 15 до 200 м, а також зустрічаються у вигляді окремих пластів і лінз потужністю до 2 - 5 м в піщано-алеврітових породах.

По магістральному нафтопроводу Кенкіяк - Орськ протяжністю 360 км під високим тиском перекачують суміш кенкіякской і жанажольской нафти, що містить сірководень. Крім основних ниток є лупінг діаметром 325 мм і резервні лінії на найбільш небезпечних ділянках річок. Сумарна пропускна здатність двох ниток між Кенкіяк і Орском становить 18 тис. Т /добу.

Параметричних і пошуковим бурінням встановлена регіональна продуктивність подсолевого комплексу Прикаспію. В даний час всі відкриті в подсолевих відкладеннях регіону родовища знаходяться в стадії розвідувальних робіт, в експлуатацію не передані. На глибині більше 4 5 км їх значно менше: Кенкіяк, Бозоба і Каратюбе на Жаркамисском зводі Південно-Західний Улькентюбе і Шолькора - на Біікжальском, газові поклади в межах північного борту і ін. На глибині більше 4 5 км в подсолевих відкладеннях Прикаспійської западини нафто - і газопроявления встановлені по всьому розрізу - від девону до низів кунгурского ярусу нижньої пермі включно.

Перспективи пошуку нафти і газу в Прикаспійської западині пов'язані з глубокопогруженнимі подсолевом відкладеннями ніжнепермского, кам'яновугільного і девонського віку. Однак буріння свердловин в межах Прикаспійської западини пов'язане зі значними труднощами. Як показав досвід буріння свердловин на ряді площ западини (Астраханська, Кенкіяк, Бозоба, Каратюбе, Каратон, Тенгіз і ін.), Основні ускладнення виникають в соленосних товщі і подсолевих відкладеннях, в яких виявлені аномально-високі пластові і порові тиску.

У світі для видобутку високов'язких нафт найбільш широко застосовуються термічні (5177%) методи видобутку. У США близько 80% нафти добувають термічним способом. У Казахстані тепловий вплив використовується в основному на родовищах Узень, Каражанбас, Кенкіяк.

Велика увага повинна приділятися високов'язких нафти. Родовища таких ефтей в Західному Казахстані відкриті на півострові Бузачи (Каражанбас, Сівши. Поклади важких нафт, неглибоко залягають горизонтів юри і крейди відомі на родовищах Ембенском нафтоносної області - Кенкіяк, Караарна, Кумсай, Теренбузюк і ін. Як правило, нафти цих родовищ відрізняються високою щільністю і в'язкістю, великим вмістом асфальтосмолисті компо - - нентов, незначним виходом легких фракцій. Проблема залучення цих ресурсів в сферу народного господарства вимагає опрацювання шахтного варіанти видобутку залишкових, неглибоко залягають нафт на родовищах Західного Казахстану.

З огляду на ці особливості в наступній серії експериментів були проведені досліди з депарафінізації вужчих фракцій вакуумних газойлів, отриманих з нафт Кумколь і Кенкіяк, умови депарафінізації були аналогічними. Однак при цьому помітно знизився вихід базових масел. Проте отримані результати показують практичну доцільність організації виробництва базових масел з мазутів нафт Кумколь і Кенкіяк за схемою вакуумна перегонка мазуту - Депарафінізація масляних дистилятів з межами кипіння 370 - 450 С.