Технологическая служба разработки месторождения оказывает содействие в проведении большинства геолого-технических, буровых работ, в проектировании объектов промысловой инфраструктуры и вносит основной вклад с точки зрения контроля эксплуатационных показателей месторождения, объемов добычи, извлечения запасов, а также использования оборудования и технологий, снижающих до минимума воздействие производственного процесса на окружающую среду.

На данный момент КПО бурит 8 скважин ежегодно, выполняя программу по бурению 36 скважин Этапа IIM. На конец 2013 года на Карачаганакском месторождении насчитывается 388 скважин различной категории, из которых 94 являются действующими эксплуатационными скважинами, а 17 используются для обратной закачки газа в пласт. Остальные скважины используются либо как наблюдательные, либо являются ликвидированными добывающими или разведочно-эксплуатационными скважинами.

В настоящее время в КПО работают две буровые установки и одна установка для капитального ремонта скважин (2 frac units, 2 coiled tubing units and 3 clean-up and testing units). В случае необходимости, специальная небольшая буровая установка используется для оказания технической поддержки при выполнении различных мероприятий по разработке месторождения в период продолжающегося Этапа IIM.

Инновационные решения в бурении, применяемые компанией КПО на Карачаганакском месторождении, представляют лучшие мировые технологии, включая следующее:   

• Многоствольные скважины
• Испытания и очистка скважин без проведения отжигов [дополнить новой информацией]
• Месторождение в цифровом формате
• Пакеры для необсаженного ствола скважины и регулируемые глубинные штуцеры
• Система интеллектуального заканчивания скважин

Компания КПО пробурила в Казахстане несколько технически сложных скважин, включая скважины с двумя и тремя стволами.   Самая глубокая многоствольная скважина имеет основной ствол и два боковых ствола, длина которых составляет 521, 591 и  471 метров соответственно.
По причине неоднородности Карачаганакского коллектора бурение многоствольных скважин на Карачаганаке позволяет расширить площадь контакта с коллектором из одной скважины при относительно низких дополнительных затратах.   За счет этого увеличивается производительность скважин.   Освоение скважины выполняется по схеме как избирательного, так и неизбирательного заканчивания скважин. Схема избирательного заканчивания позволяет проводить эксплуатационные испытания каждого ствола многоствольной скважины по отдельности.

Испытание новых скважин является распространенной практикой с целью оценки их дебита перед подключением к наземным технологическим установкам. Это преследует несколько целей, а именно: измерение основных параметров, необходимых для моделирования первоначального поведения скважины, оценку эффективности бурения и сравнительный анализ фактической и прогнозируемой производительности.

Испытания предполагают проверку дебита скважины в нескольких стабильных режимах с измерением параметров с помощью передвижного контрольного сепаратора, подключенного к скважине. В сепараторе отходящий поток из скважины испытывает большой перепад давления, что позволяет разделить его на отдельные фазы (на нефть и газ в случае Карачаганакского месторождения) для измерения расхода по каждой фазе. По предыдущей практике продукты, полученные в процессе сепарации, сжигались с помощью специальных высокоэффективных горелок, позволявших минимизировать выпадение жидких углеводородов вокруг скважины.

Принимая во внимание необходимость обеспечения экологической безопасности при разработке месторождения, компании-операторы совместно с ведущими сервисными компаниями разработали методики, позволяющие сократить количество отжигов при испытании скважин или совсем исключить их.

В рамках предпринимаемых КПО усилий по минимизации воздействий на окружающую среду в марте 2008 года на Карачаганакском месторождении был запущен в работу сепаратор «Mega Flow», разработанный компанией «Expro». Это уникальное оборудование позволяет проводить разделение фаз под высоким давлением, что дает возможность проводить замер дебитов по нефти и газу, заново смешивать эти потоки и направлять в эксплуатационный трубопровод. Такой метод позволяет не только отказаться от проведения отжигов, но и снизить затраты на использование такого оборудования благодаря сокращению потерь углеводородов.

С недавнего времени, после проведения многочисленных модификаций систем измерения сепараторов наземных технологических установок, такие испытания проводятся непосредственно на самих перерабатывающих установках после подключения выкидных линий к технологическому оборудованию.

Проект Digital Oilfield (разработка нефтяных месторождений с использованием цифровых технологий), с инициатовой создания которого недавно выступила компания КПО, поможет создать единую комплексную платформу, на которой различные подразделения компании смогут виртуально взаимодействовать в вопросах, связанных с эксплуатацией Карачаганакского месторождения. Персонал, вовлеченный в повседневную производственную деятельность, будет иметь доступ к оперативным данным в режиме реального времени, что позволит более эффективно и продуктивно эксплуатировать Карачаганакское месторождения.

Центр обеспечения буровых работ, открытый в апреле 2009 года, является ключевой составляющей масштабного проекта «Digital Oilfield». Данный объект является автономным центром управления с рабочей средой для совместной работы инженеров технологического процесса и других заинтересованных сторон, участвующих в эксплуатации объектов месторождения. Усовершенствованная версия программного обеспечения, используемого в Центре, поможет осуществить оптимизацию буровых работ и контролировать рабочий процесс в режиме реального времени. Оперативные данные от каждого бурового станка передаются в Центр, обеспечивая интерактивную связь и эффективное управление производственным процессом.

Добыча нефти на Карачаганакском месторождении сопровождается множеством сложностей, основными из которых являются следующие:   

• Пласт-коллектор неоднороден и разделен в нижней части, содержащей нефть;
• Нефть является летучим веществом, и постепенно увеличивающееся содержание газа приводит к ограничению производительности оборудования.

Вследствие наличия нефти меньшей плотности или газоконденсата, верхние слои пласта-коллектора естественным образом легче разрабатывать, чем нижние. Свойства горных пород и параметры  пластового флюида могут привести к невозможности добычи нефти из некоторых участков нижних слоев пласта-коллектора.

Для снижения этого риска два метода были внедрены в процесс заканчивания скважин на Карачаганакском месторождении: заканчивание скважины с использованием пакеров для необсаженного ствола скважины (технология «разбухающих пакеров») и регулируемые глубинные штуцеры для управления притоком флюидов. Первый метод позволяет вести добычу/нагнетание флюидов в/из выбранного участка открытого ствола, улучшая управление скважинными жидкостями и эффективность проведения работ по интенсификации притока (для усиления движения нефти к скважине даже в малопродуктивных участках пласта); второй метод позволяет ограничить содержание газоконденсата до минимальных параметров, необходимых для увеличения добычи нефти. Заканчивание с использованием пакеров для необсаженного ствола скважины значительно повысило эффективность проведения работ по интенсификации притока в нескольких скважинах и в настоящее время используется также для снижения риска обводнения скважин. Первый регулируемый глубинный штуцер установлен при заканчивании скважины, в которой недавно проведен капитальный ремонт.

Технология интеллектуального закачивания скважин разработана для оптимизации производительности скважины и процессов управления разработкой залежи, позволяя операторам дистанционно управлять и контролировать приток или нагнетание жидкостей в скважину или пласт без проведения внутрискважинных работ. Система интеллектуального закачивания состоит из приборов для регулирования дебита скважины и разобщения пластов, системы внутрискважинного управления и наземного оборудования. Данный метод имеет свои преимущества, такие как: уменьшение числа наземного  оборудования и, в сравнении с традиционным механизированным способом эксплуатации, этот метод является более выгодным; оптимизация добычи за счет регулировки работы глубинного штуцера без необходимости проведения ремонтно-восстановительных работ или капитального ремонта скважины.