Эта статья – продолжение темы «Каражанбас».
Нефти как меловых, так и юрских продуктивных горизонтов Каражанбаса являются тяжелыми, высокосмолистыми, сернистыми. Плотность их равна 939-945 г/см3, содержание смол - 24,5 %, серы – до 2 %. Вязкость нефти при температуре 30°С изменяется в пределах 270 – 700 сПз. Пластовая температура составляет от 26°C до 36°C, пластовое давление – от 3,6 МПа до 4,8 МПа. Характерной особенностью нефтей Каражанбаса является повышенное содержание микроэлементов, главным образом комплексов никеля и ванадия.
Специфические свойства нефтей, небольшая глубина залегания, низкие пластовые температуры и давления, по существу, исключают традиционный способ разработки нефтяных месторождения с применением заводнения и требуют внедрения новых технологий.
О методах поддержания пластового давления читаем статью «Поддержание пластового давления».
Исследователями были предложены термические методы воздействия, однако из-за отсутствия отработанных технологий и серийного оборудования были начаты опытно-промышленные работы.
Крупномасштабный промышленный эксперимент на Каражанбасе был запланирован для испытания и оценки технико-экономической эффективности термических методов воздействия на пласт. А также для отработки техники и технологий влажного внутрипластового горения и паротеплового воздействия в конкретных геолого-физических условиях с целью вовлечения в активную разработку месторождений Каражанбас, Северные Бузачи и Жалгизтюбе.
В начале разработки на месторождении условно было выделено четыре участка: Центр, Север, Запад, Восток.
Опытно-промышленная добыча началась в сентябре 1980 года. На центральном участке было создано два экспериментальных промысла на расстоянии 450 метров друг от друга. На этих промыслах планировалось пробурить 614 добывающих и нагнетательных скважин. Кроме этого, предусматривалось бурение 120 - 130 резервных скважин, 60% из которых были контрольными и наблюдательными. Общее количество составило 738 скважин.
Промыслы ВВГ и ПТВ разделены малоамплитудными тектоническими нарушениями. Связанные с этими нарушениями большие фильтрационные сопротивления исключают интерференцию между промыслами и препятствуют взаимному влиянию опытных полигонов друг на друга.
Работы по реализации технологии внутрипластового влажного горения (ВВГ) были начаты на западном промысле центрального участка в 1981 году.
На восточном промысле разбурили пилотный участок из 30 скважин и в 1982 году начали опытную закачку пара.
Добывающие и нагнетательные скважины были расположены линейно в шахматном порядке таким образом, что при необходимости можно было организовать семиточечные элементы с нагнетательной скважиной в центре и осуществлять периодические паротепловые обработки всех добывающих скважин.
Нагнетание в пласты пара было начато через скважины 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, а в дальнейшем и через другие скважины.
Механизм извлечения нефти при паротепловом воздействии на пласт основывается на изменении свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. При этом интенсивно снижается вязкость нефти, происходит ее термическое расширение и испарение легких фракций. Все это в совокупности способствует увеличению коэффициента вытеснения и охвата пластов воздействием как по толщине, так и по площади залежи. Пар, распределяясь в продуктивном пласте создает линейный тепловой фронт, который, перемещаясь к рядам добывающих скважин обеспечивает вытеснение нефти.
Водяной пар обладает большим теплосодержанием чем горячая вода, поэтому один килограмм пара способен отдавать пласту 2470 килоджоулей тепла. Это в семь раз больше, чем горячая вода. Также пар занимает в 20-40 раз больший объем, чем вода и способен вытеснить наибольший объем нефти. Для закачки в продуктивный пласт используют насыщенный пар, который представляет из себя смесь горячего конденсата и пара.
Для получения пара на промысле ПТВ был построен парогенераторный цех. В цехе были смонтированы два парогенератора корпорации Стразерс (Struthers Thermo-Flood Corp.) производства США, которые работали на природном газе. Производительность каждого парогенератора составляла 60 тонн пара в час при давлении 6,0 МПа.
Воду для парогенераторов брали из Каспия. На берегу моря построили узел водозабора, от которого морская вода по трубопроводу в 16 километров поступала на девять очистных модулей парогенераторов.
Очистка морской воды и ее подготовка для котлов производилась с применением процесса обратного осмоса.
От парогенераторов к каждой нагнетательной скважине были проложены наземные теплоизолированные паропроводы из труб ø108 мм на высоте 700 мм от уровня земли.
Для разобщения затрубного пространства, предохранения обсадной колонны от теплового воздействия пара на забое скважины устанавливают термостойкий пакер. Также пакер уменьшает тепловые потери.
Паронагнетательная скважина оборудуется устьевой арматурой АП-65-150 или АП-65-210.
Шарнирное устройство компенсирует термическое удлинение колонны НКТ и подводящего паропровода. Устьевой сальник из прорезиненных асбестовых манжет герметизирует верхнюю трубу колонны НКТ.
В первые месяцы эксплуатации Стразерсы часто останавливались. Давала сбои автоматизированная система управления парогенераторами. Зимой пар в скважинных паропроводах быстро превращался в воду, которую сбрасывали дренажными краниками. Оставшаяся в трубах вода потом замерзала.
После устранения неполадок парогенераторы запускали снова. А потом нужно было отогревать замерзшие паропроводы.
Для обогрева трубопроводов на промысле мы использовали тогда передвижную паровую установку ППУ-3М на шасси автомобиля КрАЗ-257. «Пепеушка» выдавала 1200 кг пара в час при максимальном давлении 10 МПа и максимальной температуре 310°С.
Задвижку на паропроводе закрывали. Теплоизоляцию с труб приходилось снимать и оператор направлял струю пара на оголенный паропровод. После отогрева паропровода и запуска парогенератора отсекающую задвижку открывали и заполняли линию паром. Во избежание гидроударов задвижку открывали постепенно.
В конце концов советские пусконаладчики адаптировали американскую технику к местным условиям. Стразерсы заработали стабильно. Теплоизоляцию на паропроводах восстановили.
С начала непрерывного нагнетания пара через два - три месяца началось реагирование добывающих скважин на тепловое воздействие. Дебиты жидкости и нефти увеличились. Общая добыча нефти на промысле выросла, что свидетельствовало о высокой эффективности метода паротеплового воздействия на пласт в условиях нефтяного месторождения Каражанбас.
Таким образом непрерывная закачка водяного пара применялась в течение ряда лет. Было установлено, что данная технология является эффективной, однако весьма затратной, поскольку из-за потерь теплоты при транспортировке водяного пара по стволу скважины, уменьшения степени сухости пара, поступления на забой нагнетательной скважины насыщенного пара низкого качества, из-за плохой теплоизоляции труб, большая часть используемого для парогенераторов природного газа расходовалась именно на осуществление воздействия. То есть, совокупные затраты на воду, газ и выработку пара оказались значительно большими, чем стоимость добытой нефти.
В настоящее время месторождение разрабатывается АО «Каражанбасмунай» с офисом в г. Актау. Акционерами «Каражанбасмунай» являются Международная китайская инвестиционная корпорация по управлению имуществом (CITIC) и Казахстанская нефтяная компания Разведка Добыча «КазМунайГаз» по 50% соответственно.
С 2016 года на месторождении осуществляется испытание технологии чередующейся закачки пара и воды (ЧЗПВ) в нагнетательные скважины. При циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и холодной воды формируется волновой тепловой фронт, который продавливается порциями закачиваемой воды к забоям добывающих скважин.
По сравнению с непрерывной закачкой пара технология ЧЗПВ является более рациональной и экономически выгодной, так как в периоды нагнетания в скважины воды, передвижные парогенераторы подают пар в следующие скважины, интенсифицируя охват пласта тепловым воздействием.
Для закачки пара используются мобильные парогенераторные установки МПГУ-8 и МПГУ-4 производительностью 11 тонн пара в час каждая.
По данным Государственного комитета по запасам (ГКЗ) СССР балансовые запасы месторождения Каражанбас составили 238, 535 млн. тонн при коэффициенте извлечения 0,36. То есть извлекаемые запасы составляют 96, 983 млн. тонн.
В 2023 году добыта 60-ти миллионная тонна каражанбасской нефти.
