1.3 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение Каражанбас расположено в сводовой части Бузачинского поднятия и приурочено к антиклинальной складке субширотного простирания. Размеры структуры в контуре замкнутой изогипсы минус 330 м составляют 23_*4.2 км при амплитуде поднятия 90 м. Южное крыло складки положе северного и углы падения пород на крыльях составляют, соответственно, 2^ и до 4^.

Складка осложнена двумя куполами: западным и восточным и рядом дизъюнктивных нарушений различной ориентировки: от широтной до меридиональной.

В подсчёте запасов 1977 г. поднятие представлено разбитым тектоническими нарушениями на семь блоков с различным характером насыщения продуктивного разреза. Основанием для проведения нарушений, которые являются в большинстве случаев условными, послужила невязка водонефтяных контактов. В 1993 г. было принято более простое строение поднятия, а несоответствие характера насыщения одноимённых пластов на одном гипсометрическом уровне в соседних скважинах объяснили наклоном водонефтяного контакта. Учитывая, что оба варианта являются однозначными по оценке нефтенасыщенных объёмов, при оценке запасов 1997г. был принят наиболее простой второй вариант.

Согласно принятому варианту строения Каражанбасского поднятия, структура разбита тектоническими нарушениями не на семь блоков, а на четыре. Блок I объединяет блоки I, II, III, V схемы 1977 г., блок II соответствует блоку IV, блок III – блоку VII и блок IV – блоку VI.

Наряду с упрощением блокового строения поднятия по меловому комплексу, принципиально изменилось представление о строении юрских отложений, так как в 1977г. не учитывались угловые несогласия между различными комплексами отложений и структурный план по среднеюрским отложениям совпадал с нижнемеловым.

Данные о характере насыщения коллекторов, полученные по материалам бурения новых скважин 5019 и 3175 (восточная периклиналь), а также резкий перепад глубины залегания продуктивных горизонтов, достигающий 120 м, позволили изменить положение разрывного нарушения, отделяющего IV блок месторождения Каражанбас от месторождения Северные Бузачи. Кроме того, все коллекторы горизонтов А, Б, В, Г в скважине 5109 оказались водонасыщенными и при опробовании была получена вода. В скважине 3175 по данным ГИС продуктивна только верхняя часть пласта А (2,2 м), остальные горизонты также водонасыщенны.

Разрывное нарушение, разделяющее I и IV блоки на восточной периклинали структуры, проведено севернее скважин 3601, 3607, 3611. Изменение его положения вызвано необходимостью приведения в соответствие характера насыщения коллекторов в этих скважинах с принятым водонефтяным контактом (ВНК) по залежам Ю- I и Ю-II горизонтов.

2 Техника и технология добычи нефти и газа

Добыча нефти на месторождении Каражанбас ведется как фонтанным способом, так и механизированным способом – ШГНУ и ВШНУ (82% от действующего фонда скважин). Фонд скважин представлен в таблице 2.1.

Добыча нефти и газа на месторождении осложнена пескопроявлением, высокой вязкостью и обводнённостью продукции.

Фонтанный способ

Устье скважин оборудовано фонтанной арматурой 9 типов различных фирм-изготовителей, на рабочее давление 14 - 35 МПа, из которых большую часть составляет фонтанная арматура АФК-1-65x21.

Подъем жидкости ведется по насосно-компрессорным трубам (НКТ) в основном диаметром 73 мм (2 7/8). Башмак колонны НКТ устанавливается выше интервала перфорации. В ряде скважинах башмак колонны НКТ оборудован воронками.

Для предупреждения выноса песка из пласта в 18 скважинах эксплуатационная колонна оборудована забойными фильтрами. Оценить их эффективность по предотвращению выноса песка из пласта не возможно, т.к. отсутствуют данные гранулометрического состава мехпримесей (песка), выносимых из скважин. Ниже в таблице 2.5 приведено распределение скважин, по типам установленных на них фильтров.

Таблица 2.5 – Распределение скважин

Тип фильтра		Скважины
	Участок ВВГ	Участок ПТВ	Всего
Лайенс	18	379	2
ФП - 2	-	598, 599, 485	3
ФП - 3	54	-	1
ФП - 5	66	-	1
ФКП с ПЗП	2116, 2117, 2158, 2163	614, 467, 468	7
Колонна 127 мм с отверстиями	2160	-	1
Колонна 146 мм с отверстиями	694	424, 388	3
Итого:	9	9	18

Учитывая вышеизложенные позиции, можно сделать вывод, что наземное и подземное оборудование фонтанных скважин отвечает условиям эксплуатации. Однако наличие факторов осложняющих их эксплуатацию (низкие дебиты, высокая обводнённость, пескопроявление и не в полной мере успешное влияние системы ППД) делают этот способ добычи на месторождении малоэффективным и не рациональным.

Штанговые глубинно-насосные установки

Наземное оборудование ШСНУ представлено станками–качалками трёх типов СК-6, СК-3 и СКД-3, грузоподъёмность которых 6 т и 3 т, соответственно.

Большинство скважин действующего фонда оборудованы станками-качалками грузоподъёмностью 3 т.

Состояние подземного оборудования (НКТ, штанги и глубинные насосы) анализировалось с точки зрения работоспособности и рациональности применения в условиях месторождения. В основном глубинно-насосные скважины оборудованы НКТ диаметром 73 мм. Компоновка штанг рассчитывается исходя из типоразмеров насосов и глубины их спуска с учётом условий эксплуатации.

Для спуска насосов диаметром 44 мм применяется в основном одноступенчатая компоновка штанг 19 мм, диаметром 57 мм - двухступенчатая компоновка штанг 19х22 мм. Небольшое количество (5 %) скважин, оборудованных насосами диаметром 57 мм, применяются двухступенчатые колонны (19х25 мм и 22х25 мм) утяжеленные штангами 25 мм в количестве от 2 до 10 штук.

Утяжеление штанговой колонны, можно считать обоснованным, учитывая коррозионный предел усталости штанг и вязкость флюида. Основным узлом ШСНУ является насос, работоспособность которого оценена по данным ПРС. Анализ причин проведения ПРС показал, что в основном, ремонт связан с промывкой песчаных пробок (ППП), ревизией и сменой насоса.

Причины смены насоса (снижение дебита и полный отказ насоса с отсутствием подачи) связаны с утечками в плунжерной паре и клапанах и образованием песчаных пробок на забое, что обусловлено условиями эксплуатации: большой обводнённостью продукции и большим содержанием песка. В процессе штанговой насосной эксплуатации с обводнённостью продукции выше 50 % и любыми дебитами, создаётся структура нефть в воде, при которой усиливается вредное влияние солей и коррозии, снижаются смазывающие свойства нефти, образуются стойкие эмульсии. К тому же, при расходном водосодержании 40-70 % создаются наибольшие гидродинамические сопротивления в подъёмнике. Всё это приводит к более интенсивному износу оборудования и уменьшает КПД глубиннонасосной установки. В малообводнённых скважинах, при структуре потока вода в нефти, создаются благоприятные условия для выноса песка.

Винтовые штанговые насосные установки

С февраля 2000 года на месторождении Каражанбас для интенсификации притока из пласта начали применять винтовые насосы фирмы «Мойно» модель 40-N-095 (производство Канады), конструкция и изменяющийся режим которых предусмотрен для работы с высоковязкой нефтью в условиях выноса песка. Несложная конструкция, легкость управления режимом насоса для увеличения или уменьшения оборотов двигателя, несложный монтаж и демонтаж насоса в скважине при подземном ремонте, компактность его дали возможность для широкого применения этого оборудования на месторождении.

На сегодняшний день 62.7% от общей добычи нефти добывается из скважин, оборудованных насосами фирмы «Мойно» в количестве 127 штук.

С мая 2002 года на месторождении стали проводить испытания новых винтовых насосов фирмы «Weatherford» типа BMW-16-600 - 4 шт., и BMW-28-600 – 7 шт. (производства Канады), являющиеся оптимальными для скважин, где вынос песка составляет более 1%.

Винтовые насосы спускают в НКТ диаметром 73 мм. ВШН спускают в интервал перфорации или, перекрывая его (если позволяет забой скважины) и эффективно нагнетать (выносить на поверхность), поступающий из пласта песок.

Нагнетательные скважины

Устье скважин оборудовано 9 типами фонтанной арматуры различных фирм на рабочее давление от 14 МПа до 21 МПа, в основном - АФК-65x21 с рабочим давлением 21.0 МПа. Нагнетание закачиваемых агентов производится по НКТ диаметром 73 мм. В настоящее время паронагнетательные скважины оборудуются новыми паровыми арматурами АТП-16-35-350 (производство России) – 10 штук.

Температура сточной воды на устье скважин в среднем равна плюс 30 ⁰С, средняя температура пара на устье скважины равна плюс 215 ⁰С, меньше чем по «Проекту разработки…» 2001 г [4].

Нагнетательные скважины, бездействующие по следующим причинам: нарушение эксплуатационной колонны; заколонные и межколонные проявления; смещение и сужение колонны; требующие разбуривания, фрезерования, проведения ловильных работ и ликвидации грифонов - требуют сложного ремонта с использованием специальной техники и специального оборудования.

Анализ работы устьевого оборудования нагнетательных скважин показывает, что осложнения, связанные с устьевым оборудованием, происходят по причине пропуска центральной и струнной задвижек.

Без осложнений работает нагнетательная арматура, предназначенная для закачки пара типа ОП 65 – 210 «Ракета».

Осложняющими факторами работы нагнетательных скважин являются: пескопроявления, связанные даже с временными остановками; неудовлетворительное техническое состояние скважин.