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 


Каражанбас

Каражанбас збільшується вміст фракцій С - Сю на 7 7%, а в'язкість зменшується від 0291 до 0172 Па /с. Отримані результати вказують на можливість скорочення числа пунктів підігріву.

Каражанбас авторами проекту була сильно завищена ефективність стаціонарної закачування пара (гарячої води), відповідно завищена кінцева нефтеотдача пластів і завищені запаси нафти.

Хроматограми сумішей ізопреноїдного алканів. Каражанбас; б - отримані термічної деструкцією лікопана; в - отримані термічної деструкцією сквалану.

Фізико-хімічна характеристика нафт родовищ Каражанбас, Каламкас, Кара-Арна. Каражанбас, Каламкас і Кара-Арна. Як видно, ці нафти відносяться до тяжких, високосмолістим і малопарафіністим. Вони мають щільність більше 0 9 г /см3 містять 20 - 33% смол і 3 - 5 5% асфальтенов. За класифікацією вежі НП нафти відносяться до групи найбільш придатних для виробництва дорожніх в'яжучих, оскільки відповідають рівнянням Л С-25 Я 8 де А - вміст асфальтенів; С - вміст смол П - вміст парафіну.

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

Каражанбас є Багатопластова родовищем, в табл. 3.7 приведена фізико-хімічна характеристика нафти юрського (інтервал 362 - 376 м) і неокомських (інтервал 251 - 258 м) горизонтів. Каражанбасская нафту - найбільш в'язка серед відомих нафт Західного Казахстану, відноситься до високосмолістим, високосірчисту.

Родовище Каражанбас, відкрите в 1974 р, розташоване в Прикаспійської нафтогазоносної провінції, в самій південній її частині в Бузачінском нафтоносному районі і приурочено до західної перйклі-нали Бузачінского зводу. Воно являє собою антиклінальну складку майже широтного простягання, з невеликим відхиленням в північно-західному напрямку.

Родовище Каражанбас - об'єкт по випробуванню та промислового впровадження внутріпластового горіння і паротеплового впливу на пласт.

Родовище Каражанбас введено в розробку в 1980 р, і з самого початку експлуатаційного буріння воно стало полігоном досвідченого випробування і промислового освоєння різних методів теплового впливу на пласт.

Карта поверхні колекторів пласта А родовищ Каражанбас і. Родовище Каражанбас приурочено до однойменної бра-хіантікліналі ускладненою двома куполовидними поднятиями - західним і східним.

На родовищі Каражанбас протягом року накопичувалося до 5 - 7 тис. М3 піску в суміші з плівкою в'язкої нафти, асфальтенів і парафіну. Виникла нова проблема - утилізації цього піску.

Піщаний фільтр Stratocoil з трьома навареними шарами пористої металевої мембрани. | Схема повторного закашіванія свердловини Санді106 - L зі спуском піщаного фільтра на канаті.

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

Токсикологічна характеристика компонентів полімерного складу. На родовищі Каражанбас складом КОНТАРЬ-2 виконано 19 свердловин-операцій, в тому числі сім при бурінніі12 на діючих видобувних свердловинах.

Нафти родовищ Каражанбас, Північне Бузачи і Каламкас близькі між собою за фізико-хімічними властивостями і вуглеводневому складом і складають абсолютно відокремлену і різко відмінну групу нафт[3, 108 - НО ]в Прикаспії. Для них характерні найбільш високий вміст V - (до 57 мг /100 г нафти) і Ni-порфіринового (до 2 4 мг /100 г нафти) комплексів.

На родовищі Каражанбас при створенні фільтра з матеріалу КОНТАРЬ-2 використовують 140і146-мм обсадні труби в стовбурі діаметром 190 5 або 168-мм труби в свердловині діаметром 215 9 мм. В цьому випадку при рівномірному центруванні колони товщина одержуваного фільтра становить відповідно 252і 24 мм, тоді як за відсутності колони і разбуривания тампонажного складу у відкритому стовбурі долотами діаметром 93і98 4 мм товщина стінки складе відповідно 44і59 мм.

В продукції свердловин родовища Каражанбас міститься значна кількість піску. В процесі роботи свердловини відбувається зміна напрямку руху рідини, що несе пісок. Спочатку рідина рухається вниз по затрубному простору, потім надходить в хвостовик підйомника і виноситься на поверхню. Хоча при розрахунку режиму роботи підйомника приймається до уваги необхідність винесення піску на поверхню, повний винос забезпечений бути не може.

Виявлені в нафти родовища Каражанбас нерегулярні ізопреноїди мають число атомів вуглецю С20і вище.

У нафтових залишках родовищ Каражанбас, Північні Бузачи в приміському бітумі Кара-Мурат (вище 350 ° С) містяться такі Сполучених ізопарафінрво-го будови: 1 транс - 4 - діметілііклогексаі н-октан, 1 - транс - 3 - діметілцшслогексан, 1 - цис - 4 диметил-циклогексан, 2 6-діметілгептан, 2 5 - діметілгептан, 1 - цис - 2-діметілцікдогексан н-пропілціклопентан, 113 - тріметілціклогексан, ізопарафінов С і циклопа-Рафіна.

Аналіз промислових даних по родовищах Каражанбас (Мангишлакнефть), Усинское (Комінефті) і іншим, де застосовуються методи теплового впливу на пласт, показує, що флюідопроявленія можуть бути пов'язані з циклічним характером нагріву кріплення свердловин.

Механічний перфоратор для створення щілин в експлуатаційній колоні. При проведенні операцій на родовищі Каражанбас при продавлюючи-ванні другої порції проницаемого тампонажного складу тиск гідророзриву слабосцементірованних пропластков, як правило, не перевищувало 5 МПа.

Були проведені дослідження в'язкості нафти родовища Каражанбас, де видобуток нафти проводиться із застосуванням внутріпластового горіння і паротеплового впливу на пласт. Продукція свердловини характеризується утворенням високостійких нафтових емульсій, обумовлених високою в'язкістю нафти, великим вмістом механічних домішок, смол, асфальтенів, парафіну, пов'язаної пластової води.

У вже згадуваній нами нафти родовища Каражанбас, крім ізопреноїдного алканів, були знайдені вуглеводні цікавого гомологічного ряду складу С10 - C2i, що мають явно реліктову структуру.

У 1974-р було відкрито родовища Каражанбас, в 1975 р - Північно-Бузачінское, в 1976 р - Каламкас. Каражанбас-ська нафту - найбільш в'язка серед відомих нафт Західного Казахстану. Її кінематична в'язкість при 50 С дорівнює 150 мм /с, що в 10 разів більше такої для Мангистауской нафт при тій же температурі.

В'язку нафту півострова Бузачи, особливо іесторожденія Каражанбас, що містить багато смол, існуючими методами можна витягти не більше ніж 10 - 15%, Як показує світовий досвід, нефтеотдачу пластів подібних нафт можна значно збільшити головним чином TOIUIOBI - j впливом. Каражанбас стане першим родовищем країни, де буде застосований метод внутріпластового вологого горіння і парогоплового впливу на пласт. На родовищі Каламкас буде використана закачування води, загущеній полімерами, що дозволить наблизити в'язкість води до в'язкості нафти в пластових умовах, збільшивши тим самим нефтеотдачу.

технологія внутріпластового горіння, що реалізується на родовищі Каражанбас, передбачає після створення великої теплової зони навколо нагнітальних свердловин перехід до вологого горіння.

У січні1974 р, було відкрито родовище Каражанбас, в 1975 р Північно-Бузачінское, потім в 1976 р - Каламкас.

Аналогічна картина спостерігається і для фракцій нафт родовищ Каражанбас і Північне Бузачи.

Випробування, проведені в обвідний свердловинах ділянки ВВГ родовища Каражанбас, показали, що порошкове епок-покриття вже протягом першого року експозиції втрачає і адгезію, деформується і практично на всій поверхні втрачає захисні властивості. Зовнішні зміни стану покриття (рисунок) настільки значні що димость в кількісній оцінці його стану відпадає.

За нашими Термогидродинамические розрахунками в умовах розглянутого нафтового родовища Каражанбас при стаціонарної закачування пара (гарячої води) можливе досягнення кінцевої товарної нафтовіддачі255%, що менше затвердженої нафтовіддачі в (40 6/25 5) 159 рази.

За даною технологією були обладнані15 видобувних свердловин родовища Каражанбас і 2 свердловини родовища Кенкіяк, які працюють стійко, зі значним скороченням виносу механічних домішок в порівнянні із свердловинами, що не обладнаними гравійним фільтром.

Залежність змісту мехпримесей від часу експлуатації свердловин. Динаміка і характер освіти піщаних пробок в умовах родовища Каражанбас не вивчені. Однак очевидно, що в'язка нафту практично весь пісок з пласта виносить на поверхню, а випадки повного перекриття інтервалів перфорації піщаними пробками з припиненням подачі свердловин пов'язані зі складними процесами в привибійній зоні пласта і умовами експлуатації свердловин. З буферних ємностей групових установок пісок потрапляє в стічні і магістральні нефтеколлектори, викликаючи пульсацію тиску відкачування, яке короткочасно досягає 5 - 6 МПа при нормі 2 - 3 МПа.

Фізико-хімічні властивості високов'язких нафт західній частині Туранської плити. В межах склепіння виявлені поклади високов'язких нафт на площах Каражанбас, Каламкас і Північно-Бузачінская.

Характерно, що в деяких нафтах родовищ Північне Бузачи, Каражанбас поряд з ванадієвої виявлений нікелевий порфіриновий комплекс - до 1 5 мг, а також вільні Порфі-Рінов підстави, спектри яких характеризуються максимальним поглинанням в області602643 нм.

БМПУ-6/10 і БМПУ-10/20 Спеціально для родовища Каражанбас створена компресорна установка БКУ-350.

Жетибай, що забезпечує подачу високов'язкої нафти родовищ Ка - ламкас і Каражанбас в нафтопровід Узень - Гур'єв - Куйбишев. Для транспорту каламкасскіх нафт з 249 км нафтопроводу Каламкас - Каражанбас - Шевченко технічним проектом було передбачено будівництво трубопроводу 0: 720 мм з подальшим підключенням до діючого нафтопроводу 0530 мм Узень - Жетибай - Шевченко.

Узень і Жетибай, родовища високосмолістих і високов'язких нафт Каламкас і Каражанбас, родовища білих бессмолістих нафт Оймаша і Північно-Раку шечного.

Одним з основних ускладнень при видобутку нафти термічними методами на родовищі Каражанбас є пескопроявленіе свердловин. За даними досліджень 522 свердловин (1987 р) встановлено, що середнє об'ємний вміст механічних домішок в продукції свердловин складає 026%, або 2 6 л на 1 м3 видобутої рідини. На рис. 1417 представлена гістограма розподілу змісту мехпримесей в продукції досліджених свердловин. Різкий стрибок змісту піску по ділянці ВГ в 1988 р вимагає додаткового вивчення.

Тепловий вплив шляхом нагнітання в пласти пара на дослідно-промисловому промислі родовища Каражанбас було розпочато з грудня 1982 року через скв.

На сусідньому родовищі Північні Бузачи, що є як би східним продовженням Каражанбас і відокремленим від останнього скидний порушенням, срсднеюрскіе відкладення мають майже повсюдне поширення і відрізняються більш повним розрізом, ніж на Каражанбас.

З 1981 р здійснюється великий промисловий досвід внутрішньо-пластового вологого горіння на родовищі Каражанбас. Обсяг нагнітається в пласт повітря перевищує 80 млн. М3 /рік, а видобуток нафти за рахунок методу-100 тис. Т /рік. Ефективність процесу на родовищі встановлена за технологічними показниками.

Зміна в часі технологічних показників розробки досвідченого ділянки Кенкіякского родовища при витісненні нафти паром. З 1982 р великий промисловий проект витіснення нафти паром здійснюється на родовищі Каражанбас. Пар закачується в 27 нагнітальних свердловин. Обсяг закачування пара перевищує 400 тис. Т /рік, а видобуток нафти за рахунок методу - більше 150 тис. Т /рік. Ефективність процесу на родовищі встановлена, масштаби застосування методу розширюються.

Залежність виносу мехпримесей від дебіту. Просвіт щілини фільтрів 0 2 - 025 см. Однак високов'язкі нафти Каражанбас погано фільтруються через такий зазор. Дебіт фонтанних свердловин після спуску фільтра значно знижується, а внаслідок дрібної фракції пластового піску провідні канали фільтра швидко замулюються, потрібно їх заміна. Дебіт зменшується до повного припинення фонтанування.

Ключові структури Південно-Ембенском системи прогинів. Підняття Каражанбас-море розташоване на морському продовженні групи підняттів осьової зони Бузачінского зводу (Каражанбас, Сівши. Перспективні геологічні ресурси цієї структури становлять близько 154 млн. Т УТ, а перспективні геологічні ресурси всього Захід-но - Бузачінского блоку можуть досягати 215 - 220 млн. т УТ.

З метою вдосконалення процесу розробки юрських за-нафти і газу в районі західної перікліналі родовища Каражанбас необхідно на новій геологічній основі зробити перерахунок запасів нафти і газу в покладах горизонтів Ю-I і Ю - П на разбуренной площі не чекаючи закінчення сті буріння в цій зоні.

у 1979 р перед Південним управлінням стояла велика задача - освоєння нафтопроводу Каламкас - Каражанбас - Шевченко протяжністю 277 км, діаметром 720 мм, введеного в експлуатацію в четвертому кварталі. за розробку рекомендацій щодо вдосконалення перекачування високов'язких Мангишлакського нафт працівникам управління А. І. Каширському, В. В. Хуторний присвоєно звання Лауреатів Державної премії Казахської РСР в галузі науки і техніки.

Зовсім несхожими на інші родовища є дуже великі нафтові родовища Узень, Калам-кас і Каражанбас в Казахстані і Талінское в Західному Сибіру.

Випробування, проведені в обвідний свердловинах ділянки внутріпластового вологого горіння (ВВГ) родовища Каражанбас, показали, що порошкове епоксидне покриття вже протягом першого року експозиції втрачає еластичність і адгезію, деформується і практично на всій поверхні втрачає захисні властивості. Зовнішні зміни стану покриття (рис. 1921) настільки значні що необхідність у кількісній оцінці його стану відпадає.

В останні роки на території Казахстану відкриті нові родовища важких високосмолістих нафт - це Каражанбас, Північні Бузачи і ін. Високий вміст ае-фальтено-смоліптих речовин ускладнює їх переробку на існуючих нафтопереробних установках, так як при нагріванні нафту спінюється навіть за відсутності води.

Деякі особливості геологічної будови ділянки дослідно-промислових робіт з термічного впливу на пласт місце - 1й Каражанбас //Проблеми раціональної розробки нафтових міс 1й термічними методами.

При подальших дослідженнях[80]була встановлена доцільність подачі Прорвинському нафти на головний нафтоперегонну станцію нафтопроводу Каражанбас - Актау. При цьому в разі добавки 20% Прорвинському нафти стає можливою перекачку сировини в зимових умовах без підігріву.