Геолого-технические мероприятия по регулированию процесса разработки нефтяного месторождения Каракудук (западный Казахстан)

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАРАКУДУК (ЗАПАДНЫЙ КАЗАХСТАН) Серебряков А.Н.

Серебряков Александр Николаевич - магистрант, департамент геологии, горного и нефтегазового дела,

Инженерная академия Российский университет дружбы народов, г. Москва

Аннотация: статья посвящена рассмотрению современных геолого-технических способов регулирования процесса разработки, применяемых на нефтяном месторождении Каракудук. Целью данной статьи является попытка выявить наиболее часто проводимые на месторождении геолого-технические мероприятия (ГТМ) и оценить успешность этих мероприятий, а также показать изменение обводненности добываемой нефти, обусловленное влиянием ГТМ. Главной задачей рассматриваемых в статье ГТМ, было увеличение дебитов нефти, на численных показателях которых и основывалась оценка успешности проведенных ГТМ. Вопрос регулирования процесса разработки нефтяных месторождений заслуживает внимание в силу того факта, что по мере извлечения нефти из нефтеносных пластов возникают осложнения в стволах добывающих скважин (потеря герметичности обсадных колонн, возникновение водопритоков) и в нефтеносном пласте в зоне перфорации (ухудшение фильтрационно-емкостных свойств, появление механических примесей). Кроме того, по мере опустошения нефтеносных пластов, уменьшается пластовое давление, что ведет к закономерному снижению дебитов нефти и необходимости перехода с фонтанного способа добычи нефти на механизированный. На примере комплекса геолого-технических мероприятий, проведенных на добывающих скважинах нефтяного месторождения Каракудук в период с 01.01.2011 по 01.07.2012, произведена оценка успешности этих ГТМ. Выполнен анализ промыслового материала, определены объемы работ геолого-технических мероприятий, определен вклад отдельных видов ГТМ в суммарную дополнительную добычу нефти за рассматриваемый период.

Ключевые слова: геолого-технические мероприятия, оптимизация работы скважин, гидроразрыв пласта, перевод на механизированную добычу, ремонтно-изоляционные работы, бурение боковых стволов, прирост добычи нефти.

УДК 622.323

Комплекс геолого-технических мероприятий

При разработке нефтяных месторождений вообще и нефтяного месторождения Каракудук в частности, наряду с контролем разработки, необходимо также заниматься постоянным регулированием (управлением) процесса разработки посредством воздействия на залежи через добывающие скважины. К мероприятиям по регулированию процесса разработки, иначе называемым геолого-техническими мероприятиями (ГТМ), относятся методы воздействия на залежь, которые не изменяют существующую систему разработки [1], [2].

За анализируемый период (с 01.01.2011 по 01.07.2012), в целях увеличения добычи нефти, на месторождении Каракудук выполнялись такие ГТМ, как гидравлический разрыв пласта (ГРП), бурение боковых стволов (БС), оптимизация работы скважин (ОПЗ), перевод с фонтанного способа добычи нефти на механизированный с использованием установки электроцентробежного насоса (УЭЦН). Кроме перечисленных видов ГТМ, на месторождении Каракудук проводились мероприятия по дострелу, перестрелу, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны,

изоляции водопритоков, т.е. ремонтно-изоляционные работы (РИР). За рассматриваемый период всего было выполнено 133 скважинно-операции (таблица 1).

Критерием успешности ГТМ в скважинах служит дополнительная добыча нефти за время эффекта. Дополнительная добыча нефти определялась как произведение прироста дебита на продолжительность эффекта. Для оценки успешности ГТМ были сопоставлены дебиты нефти до и после проведения ГТМ, а также была подсчитана суммарная дополнительная нефтедобыча за рассматриваемый период. Успешными признавались те ГТМ, в результате которых текущий дебит возрос, по сравнению с дебитом до проведения ГТМ.

Таблица 1. Сводные показатели проведения ГТМ к 1 июля 2012

Мероприятия Всего скважинно-операций Количество успешных скважинно-операций Дополнительная добыча нефти, тыс. т

Увеличение производительности скважин 50 35 70.1

Оптимизация работы скважин 50 35 70.1

Повышение нефтеотдачи пластов 64 58 173.2

ГРП 54 48 160

Бурение боковых стволов 10 10 13.2

Перевод скважин на мех. добычу 8 8 31.6

Перевод на УЭЦН 8 8 31.6

РИР 11 8 11.4

Реперфорации, дострелы 8 5 3.9

Ликвидация негерметичности э/к 2 2 7.3

Изоляция водопритоков 1 1 0.16

ИТОГО: 133 109 286

На оптимизацию работы скважин пришлось 50 (38%) скважинно-операций; на ремонтно-изоляционные работы - 11 (8%); на перевод скважин на механизированную добычу нефти - 8 (6%); на бурение боковых стволов - 10 (7%); на гидравлический разрыв пласта - 54 (41%). Благодаря ГТМ была обеспечена существенная дополнительная добыча нефти. На долю оптимизации работы скважин пришлось 70.1 тыс. т (24%) дополнительно добытой нефти; на долю ремонтно-изоляционных работ - 11.4 тыс. т (4%); на долю перевода скважин на механизированную добычу -31.6 тыс. т (11%); на долю бурения боковых стволов - 13.2 тыс. т (5%); на долю гидравлического разрыва пласта - 160 тыс. т (56%).

Анализ оптимизации работы скважин

На 45 добывающих скважинах была выполнена оптимизация (таблица 2) [3]. Причем в 6 скважинах (84, 130, 138, 158, 171 и 210) она была проведена дважды. В целом же, успешность проведения операций по оптимизации работы скважин составила 70% (35 успешных операций из проделанных 50). При этом прирост дебита нефти характеризовался значениями от 0.1т/сут. (скв. 302) до 60.5т/сут. (скв. 177). В 15 случаях наблюдался отрицательный эффект - прирост дебита нефти составил от -0.2т/сут. (скв. 189) до -14.8т/сут. (скв. 158) В среднем дополнительная добыча нефти на 1 скважинно-операцию составила 1402т. За рассматриваемый период суммарная дополнительная нефтедобыча от оптимизации работы скважин составила 70.1тыс.т.

№ скв. Вид ГТМ До проведения ГТМ После проведения ГТМ Прирост дебита нефти, т/сут.

Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводнен ность, % Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводнен ность, %

4 ОПЗ 49.1 11.1 77.3 70.2 16.8 76.1 5.6

84 ОПЗ 47.7 6.8 85.7 106.5 12.1 88.6 5.3

ОПЗ 107.9 11.9 89.0 129.4 13.5 89.6 1.6

100 ОПЗ 83.3 32.3 61.2 126.5 30.2 76.1 -2.1

105 ОПЗ 72.0 6.9 90.4 87.5 8.8 89.9 1.9

107 ОПЗ 70.5 14.7 79.1 87.0 15.4 82.3 0.7

110 ОПЗ 106.3 16.3 84.7 112.6 14.2 87.4 -2.1

113 ОПЗ 159.3 77.7 51.2 190.8 80.3 57.9 2.6

130 ОПЗ 95.1 36.0 62.1 151.8 45.5 70.0 9.5

ОПЗ 145.6 43.7 70.0 174.1 50.8 70.8 7.2

131 ОПЗ 78.6 8.2 89.6 87.1 9.6 89.0 1.4

133 ОПЗ 71.1 4.8 93.2 91.1 7.3 92.0 2.5

136 ОПЗ 65.1 60.0 7.9 76.4 70.1 8.2 10.2

138 ОПЗ 89.4 51.3 42.6 138.3 69.6 49.7 18.2

ОПЗ 139.6 68.8 50.7 240.5 112.3 53.3 43.5

139 ОПЗ 47.8 25.0 47.6 60.2 29.9 50.4 4.8

150 ОПЗ 56.8 14.5 74.4 79.9 14.7 81.6 0.2

152 ОПЗ 161.3 55.0 65.9 197.3 41.0 79.2 -14.0

155 ОПЗ 104.3 8.2 92.1 129.9 13.1 89.9 4.9

156 ОПЗ 78.3 15.4 80.3 74.2 18.4 75.2 3.0

157 ОПЗ 125.7 55.7 55.7 176.9 56.3 68.2 0.6

158 ОПЗ 158.4 35.8 77.4 271.8 50.0 81.6 14.2

ОПЗ 288.0 44.9 84.4 313.6 30.1 90.4 -14.8

162 ОПЗ 35.1 8.8 74.9 42.4 11.1 73.8 2.3

164 ОПЗ 154.7 44.6 71.2 191.1 41.9 78.1 -2.7

166 ОПЗ 147.0 102.2 30.5 176.8 101.8 42.4 -0.3

171 ОПЗ 58.0 6.7 88.5 110.3 12.0 89.1 5.4

ОПЗ 133.6 9.9 92.6 174.3 11.9 93.2 2.0

176 ОПЗ 200.4 52.9 73.6 205.3 70.6 65.6 17.7

177 ОПЗ 83.7 82.1 1.9 144.8 142.6 1.5 60.5

179 ОПЗ 38.4 12.0 68.8 64.6 14.1 78.2 2.1

184 ОПЗ 273.5 33.6 87.7 308.2 38.5 87.5 4.9

185 ОПЗ 80.5 18.5 77.0 141.4 34.9 75.3 16.4

189 ОПЗ 69.1 19.3 72.1 77.7 19.0 75.5 -0.2

199 ОПЗ 78.4 20.7 73.6 109.0 41.3 62.1 20.6

205 ОПЗ 118.7 45.0 62.1 180.1 62.5 65.3 17.5

210 ОПЗ 152.3 67.9 55.4 181.0 76.6 57.7 8.6

ОПЗ 186.1 80.8 56.6 241.9 80.3 66.8 -0.5

216 ОПЗ 28.2 4.1 85.6 53.4 6.2 88.4 2.1

218 ОПЗ 27.7 9.0 67.6 22.8 5.9 74.0 -3.0

220 ОПЗ 69.6 19.2 72.4 110.1 28.3 74.3 9.1

289 ОПЗ 51.3 35.8 30.2 78.2 31.7 59.4 -4.1

302 ОПЗ 32.4 6.1 81.2 56.1 6.2 88.9 0.1

310 ОПЗ 67.4 42.3 37.2 72.3 56.2 22.2 13.9

248 ОПЗ 34.3 32.1 6.3 31.9 28.2 11.6 -3.9

290 ОПЗ 25.5 18.9 26.0 28.1 19.9 29.1 1.1

230 ОПЗ 8.8 8.0 9.6 21.1 19.1 9.7 11.1

260 ОПЗ 24.3 9.3 61.7 35.8 14.6 59.2 5.3

263 ОПЗ 34.4 13.1 61.9 57.6 16.8 70.9 3.7

268 ОПЗ 7.9 7.1 9.9 21.1 16.4 22.3 9.3

Анализ ремонтно-изоляционных работ

На 11 добывающих скважинах были выполнены ремонтно-изоляционные работы

осуществлена изоляция водопритока; в 8 скважинах (118, 161, 183, 206, 300, 301, 306, 282) сделана дополнительная перфорация и реперфорация. В итоге, от ремонтно-изоляционных работ положительный эффект получен в 8 скважинах из 11, причем прирост дебита нефти составил от 2.3т/сут. (скв. 301) до 32.4т/сут. (скв. 184); в остальных же 3 скважинах получен отрицательный эффект - отмечено снижение дебита нефти на 3.5т/сут. (скв. 282), на 3.6т/сут. (скв. 161) и на 21т/сут. (скв. 206). Успешность РИР оценивается в 73% (8 успешных операций из 11 проделанных). В среднем дополнительная добыча нефти на 1 скважинно-операцию составила 1036т. За рассматриваемый период суммарная дополнительная нефтедобыча от ремонтно-изоляционных работ составила 11.4 тыс.т.

Таблица 3. Результаты РИР

№ скв. Вид ГТМ До проведения ГТМ После проведения ГТМ Прирост дебита нефти, т/сут.

Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводненность, % Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводненность, %

118 Реперфо рация, дострел 62.7 15.0 76.1 91.4 21.3 76.7 6.3

132 Ликви дация негерме тичности э/к 0.0 0.0 0.0 68.8 25.5 63.0 25.5

161 Реперфо рация, дострел 33.1 6.2 81.2 34.8 2.6 92.6 -3.6

183 Реперфо рация, дострел 13.8 3.0 78.4 25.6 9.2 64.2 6.2

184 Ликви дация негерме тичности э/к 233.0 29.4 87.4 348.8 61.7 82.3 32.4

206 Реперфо рация, дострел 102.3 69.6 32.0 103.5 48.5 53.1 -21.0

212 Изоляция водопри тока 0.0 0.0 0.0 30.7 2.7 91.1 2.7

300 Реперфо рация, дострел 52.9 17.1 67.7 55.7 20.2 63.7 3.1

301 Реперфо рация, дострел 8.2 5.9 28.2 18.0 8.2 54.7 2.3

306 Реперфо рация, дострел 5.9 0.6 89.0 36.0 11.7 67.4 11.1

282 Реперфо рация, дострел 40.1 9.5 76.3 25.1 6.0 75.9 -3.5

Анализ перевода на механизированную добычу

На 8 фонтанирующих добывающих скважинах (241, 242, 243, 248, 270, 276, 103, 232) был осуществлен перевод на механизированную добычу нефти (таблица 4) [3]. При переводе скважин на механизированную добычу нефти предпочтение отдавалось установкам электроцентробежного насоса. Выбор УЭЦН обоснован тем, что насосы

18

этого типа хорошо зарекомендовали себя на месторождениях нефти, характеризующихся высокой температурой и высоким газосодержанием добываемой нефти, а также большим содержанием песка. Перевод на механизированную добычу сказался положительно на всех 8 скважинах (успешность 100 %). Прирост дебита нефти составил от 0.4т/сут. (скв. 243) до 45.6т/сут. (скв. 241). В среднем дополнительная добыча нефти на 1 скважинно-операцию составила 3950т. За рассматриваемый период суммарная дополнительная нефтедобыча от перевода на механизированный способ составила 31.6тыс.т.

Таблица 4. Результаты перевода на механизированную добычу

№ скв. Вид ГТМ До проведения ГТМ После проведения ГТМ Прирост дебита нефти, т/сут.

Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводненность, % Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводненность, %

241 Перевод на УЭЦН 0.0 0.0 0.0 59.9 45.6 23.8 45.6

242 Перевод на УЭЦН 0.0 0.0 0.0 39.6 21.6 45.5 21.6

243 Перевод на УЭЦН 38.8 36.2 6.6 49.8 36.7 26.4 0.4

248 Перевод на УЭЦН 0.0 0.0 0.0 47.6 37.9 20.3 37.9

270 Перевод на УЭЦН 0.0 0.0 0.0 35.4 27.2 23.2 27.2

276 Перевод на УЭЦН 30.5 28.4 7.0 41.3 37.0 10.5 8.6

103 Перевод на УЭЦН 0.0 0.0 0.0 57.3 2.6 95.5 2.6

232 Перевод на УЭЦН 0.0 0.0 0.0 17.0 11.3 33.3 11.3

Анализ бурения боковых стволов

На 10 добывающих скважинах (246, 237, 194, 239, 225, 87, 283, 264, 266, 282) была выполнена зарезка бокового ствола (таблица 5) [3]. Положительный эффект получен во всех 10 случаях (успешность 100 %). Прирост дебита нефти заключен в пределах от 3.8т/сут. (скв. 225) до 26.5т/сут. (скв. 87). В среднем дополнительная добыча нефти на 1 скважинно-операцию составила 1320т. За рассматриваемый период суммарная дополнительная нефтедобыча от бурения боковых стволов составила 13.2 тыс.т.

Таблица 5. Результаты бурения боковых стволов

№ скв. Вид ГТМ До п1 оведения ГТМ После проведения ГТМ Прирост дебита нефти, т/сут.

Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводненность, % Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводненность, %

246 БС 0.0 0.0 0.0 53.3 17.2 67.7 17.2

237 БС 0.0 0.0 0.0 33.9 20.5 39.5 20.5

194 БС 0.0 0.0 0.0 37.4 16.8 55.1 16.8

239 БС 0.0 0.0 0.0 24.9 20.4 17.9 20.4

225 БС 0.0 0.0 0.0 6.6 3.8 41.9 3.8

87 БС 0.0 0.0 0.0 73.3 26.5 63.9 26.5

283 БС 0.0 0.0 0.0 42.4 8.9 79.1 8.9

264 БС 0.0 0.0 0.0 14.5 8.2 43.4 8.2

266 БС 0.0 0.0 0.0 17.0 11.0 35.4 11.0

282 БС 0.0 0.0 0.0 46.4 11.0 76.4 11.0

Анализ гидроразрыва пласта

На 54 добывающих скважинах был проведен гидроразрыв пласта (таблица 6) [3]. На одной из них (скв. 13) ГРП осуществлялся дважды. Работы выполнялись в несколько этапов, в зависимости от применяемой технологии и в соответствии с индивидуальными программами, составленными с учётом характеристик каждой обрабатываемой скважины. Общий объем применяемых хим. реагентов, площадь обработки и максимальный расход закачки тщательно рассчитывались для каждой скважины в зависимости от количества этапов, длины обрабатываемых зон, допустимого давления гидроразрыва и прочих особенностей.

От проведения ГРП положительный эффект получен в 48 случаях из 54 (успешность 89%). При этом прирост дебита нефти оказался в пределах от 0.3т/сут. (скв. 112) до 104.4т/сут. (скв. 177). В 6 скважинах (167, 217, 244, 91, 230, 232,) получен отрицательный эффект - отмечены отрицательные значения прироста дебита в диапазоне от -0.2т/сут. (скв. 230) до -16.5т/сут. (скв. 167). В среднем дополнительная добыча нефти на 1 скважинно-операцию составила 2963т. За рассматриваемый период суммарная дополнительная нефтедобыча от ГРП составила 160 тыс.т.

Таблица 6. Результаты ГРП

№ скв. Вид ГТМ До проведения ГТМ После проведения ГТМ Прирост дебита нефти, т/сут.

Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводненность, % Дебит жидкости, т/сут. Дебит нефти, т/сут. Обводненность, %

8 ГРП 23.5 11.4 51.4 76.0 21.6 71.6 10.2

11 ГРП 51.1 50.6 1.0 118.5 111.3 6.1 60.7

13 ГРП 30.2 28.9 4.4 68.9 53.5 22.4 24.6

ГРП 26.5 3.0 88.5 55.6 8.8 84.1 5.8

20 ГРП 31.7 19.6 38.3 104.5 36.3 65.3 16.7

25 ГРП 6.8 4.2 38.7 32.5 20.3 37.5 16.1

112 ГРП 13.5 4.5 66.4 45.2 4.8 89.4 0.3

113 ГРП 54.2 34.1 37.1 162.5 79.3 51.2 45.2

115 ГРП 57.0 43.3 24.0 101.6 60.1 40.8 16.8

116 ГРП 97.0 63.7 34.3 150.8 83.1 44.9 19.4

135 ГРП 27.5 7.2 73.8 99.1 10.4 89.5 3.2

136 ГРП 78.0 72.0 7.7 214.4 138.3 35.5 66.3

139 ГРП 54.4 28.3 47.9 152.5 76.9 49.6 48.5

141 ГРП 48.5 6.5 86.6 57.6 10.0 82.7 3.5

148 ГРП 24.2 3.5 85.4 86.3 15.0 82.6 11.5

152 ГРП 59.3 39.2 33.9 167.6 57.7 65.6 18.5

154 ГРП 46.6 12.7 72.7 93.1 25.1 73.0 12.4

157 ГРП 96.0 55.6 42.1 139.1 67.6 51.4 12.0

160 ГРП 54.3 3.9 92.9 113.7 8.2 92.8 4.3

167 ГРП 141.7 24.5 82.7 109.2 8.0 92.7 -16.5

168 ГРП 63.0 30.5 51.6 97.6 33.6 65.6 3.1

170 ГРП 75.1 58.8 21.7 152.7 65.1 57.4 6.2

172 ГРП 152.1 72.2 52.5 294.8 96.1 67.4 23.9

176 ГРП 54.7 31.3 42.7 172.5 53.6 68.9 22.3

177 ГРП 144.6 143.2 1.0 265.3 247.5 6.7 104.4

183 ГРП 27.5 7.3 73.6 90.9 12.9 85.8 5.6

187 ГРП 36.1 2.6 92.9 109.0 7.7 92.9 5.2

191 ГРП 21.4 16.7 21.9 70.7 38.7 45.2 22.0

197 ГРП 16.0 10.0 37.6 57.4 21.0 63.4 11.0

200 ГРП 8.1 0.2 97.0 39.9 16.9 57.6 16.7

202 ГРП 29.8 27.7 7.2 72.9 56.7 22.2 29.1

205 ГРП 49.7 46.4 6.7 103.7 82.1 20.8 35.8

213 ГРП 51.3 50.8 1.0 117.8 97.1 17.6 46.3

217 ГРП 76.4 71.4 6.5 105.3 66.0 37.3 -5.4

218 ГРП 22.4 4.9 78.2 86.3 15.4 82.1 10.6

256 ГРП 42.3 41.8 1.1 102.5 87.6 14.5 45.8

293 ГРП 22.9 10.8 52.9 80.2 26.6 66.8 15.8

301 ГРП 14.9 3.7 75.2 56.8 14.0 75.3 10.3

309 ГРП 9.6 7.8 18.9 45.5 24.7 45.7 16.9

310 ГРП 13.3 12.4 6.9 67.4 42.3 37.2 29.9

311 ГРП 17.1 12.7 25.9 72.6 32.0 55.9 19.3

312 ГРП 92.5 83.8 9.4 152.9 128.1 16.2 44.3

226 ГРП 43.7 1.6 96.4 30.4 8.7 71.5 7.1

244 ГРП 25.2 24.6 2.4 37.8 22.7 40.0 -1.9

250 ГРП 18.7 4.9 73.6 29.2 8.7 70.1 3.8

251 ГРП 2.0 1.5 22.9 25.2 3.3 87.0 1.7

91 ГРП 17.9 12.6 29.4 21.0 7.0 66.9 -5.7

102 ГРП 13.4 13.1 2.3 32.1 19.8 38.2 6.7

230 ГРП 20.0 15.9 20.5 28.2 15.7 44.5 -0.2

232 ГРП 15.9 10.2 35.9 24.7 8.5 65.6 -1.7

272 ГРП 16.3 8.6 47.3 30.4 16.2 46.8 7.6

261 ГРП 16.2 2.8 82.9 57.8 15.0 74.1 12.2

263 ГРП 23.6 6.5 72.6 65.6 35.2 46.4 28.7

266 ГРП 8.6 7.9 8.5 36.3 19.0 47.7 11.1

Выводы

Таким образом, качественный и количественный анализ успешности геолого -технических мероприятий позволяет сделать вывод, что наиболее значимыми способами регулирования процесса разработки на нефтяном месторождении Каракудук на протяжении рассматриваемого периода (с 01.01.2011 по 01.07.2012) являлись гидравлический разрыв пласта и оптимизация работы скважин, общим вкладом которых объясняется около 80% суммарной дополнительной нефтедобычи.

За рассматриваемый период на нефтяном месторождении Каракудук, которое характеризуется терригенным разрезом - коллекторами являются песчаники и алевролиты, флюидоупоры представлены глинами, тщательно продуманный комплекс всех ГТМ обеспечил дополнительную добычу нефти в размере 286тыс.т, чем и подтверждается целесообразность проведения рассмотренных ГТМ на разрабатываемых нефтяных месторождениях, обладающих песчаными и алевролитовыми коллекторами.

Список литературы

1. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1991. 296 с.

2. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. 215 с.

3. Есен А.З. Авторский надзор за реализацией уточненного проекта разработки нефтяного месторождения «Каракудук»: производственный отчет. Республика Казахстан, г. Актау: Издательство ТОО «Каракудукмунай», 2012.