1.6 Конструкция скважин

Рисунок 1.6.1. Типовая конструкция скважины

При бурении скважин на депрессии эксплуатационную колонну диаметром 146 или 168 мм спускают в кровлю продуктивного пласта.

Эксплуатационная колонна используется для проведения исследовательских работ и эксплуатации нефтеносного горизонта. Эксплуатационную колонну также используют для установки противовыбросового оборудования при вскрытии продуктивных пластов на депрессии. Цементируют эксплуатационную колонну с подъемом цементного раствора до устья. При бурении эксплуатационных скважин с использованием технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии в продуктивный пласт спускают фильтр (в случае продуктивного пласта - бобриковского горизонта) или оставляют открытым при бурении на турнейско-фаменские отложения.

Перед спуском кондуктора и технической колонны ствол скважины шаблонируют спуском шаблона - двух обсадных труб соответствующего диаметра. Цементный раствор за всеми обсадными трубами поднимают до устья, что достигается за счет тщательной подготовки ствола скважины перед цементированием. Заключительным этапом подготовки ствола скважины к цементированию является его опрессовка на давление, равное избыточному давлению цементного растворена пласт в конце продавки.

Надежная изоляция пресных подземных и минерализованных пластовых вод обеспечивается за счет реализации комплекса технологических мероприятий по цементированию и оценкой качества цементного камня за колонной, разработанного лабораторией НОСиСС «ПермНИПИнефть». Цементирование ведут методом круговой циркуляции (прямой или обратной) цементного раствора через осреднительную емкость. В зимнее время осуществляют подогрев жидкости затворения и продавочной жидкости. Контроль качества цементирования ведут путем записи полного волнового сигнала в открытом стволе, в зацементированной скважине, после ОЗЦ и перед спуском технической колонны. Это позволяет предупредить миграцию компонентов глубинных флюидов в горизонты пресных подземных вод и уверенно оценивать качество цементного камня за кондуктором

II Техническая часть

2.1 Современное состояние разработки месторождения

Кокуйское газоконденсатнонефтяное месторождение является одним из крупных месторождений в Пермской области и в настоящее время объединяет 4 площади – Кокуйскую, Губановскую, Мазунинскую и Ординскую. Нефтегазоносность Кокуйской и Мазунинской площадей выявлена в 1961 году, Губановской и Ординской – в 1974 году.

Кокуйская площадь включает 5 поднятий: Лужковское, Макаровское, Веслянское, Кокуйское и Ясыльское. Губановская, Ординская и Мазунинская площади приурочены к одноименным поднятиям.

Запасы нефти и газа Кокуйского месторождения рассматривались в ГКЗ четыре раза (протоколы №№ 4541, 6718, 7549, 8987)

Первоначально запасы свободного газа, нефти и растворенного в ней газа были подсчитаны на Мазунинской площади. Подсчет запасов нефти и газа Мазунинского поднятия выполнен под руководством Маркова Н.Н. (КО ВНИГНИ), запасы утверждены ГКЗ СССР в 1965 г. (протокол № 4541 от 23.02.1965 г.).

На утвержденные запасы была составлена под руководством Литвинова А.М. (Гипровостокнефть) технологическая схема разработки Мазунинского месторождения, на основании которой началось разбуривание поднятия. Утвержденный вариант предусматривал:

- совместную разработку залежи яснополянского надгоризонта (пласты групп Тл и Бб) с внутриконтурным заводнением при трехрядной блоковой системе размещения скважин по сетке 500 х 600 м;

- бурение 43 скважин, в том числе 29 добывающих и 14 нагнетательных.

В 1972 году составлен проект опытно-промышленной эксплуатации Кокуйского месторождения под руководством Шустеф И.Н. (ПермНИПИнефть). Затем, на стадии разведки и по результатам опытно-промышленной эксплуатации, когда в состав месторождения входили Кокуйское, Веслянское и южная часть Макаровского поднятий, запасы нефти и газа были пересчитаны (Рук. темы Марков Н.Н. ПермНИПИнефть) и утверждены ГКЗ (протокол № 6718). На базе утвержденных запасов в 1973 г. была составлена комплексная технологическая схема разработки терригенных залежей Кокуйского месторождения (Рук. темы Шустеф И.Н. ПермНИПИнефть], которая позднее неоднократно уточнялась.

В данных работах было запроектировано:

- выделение двух объектов разработки:

- залежи нижнего карбона (пласты Т, Мл, Бб и Тл);

- залежи среднего карбона (пласты Срп и Бш);

- внутриконтурное заводнение через разрезающие ряды нагнетательных скважин по нижнему карбону с размещением скважин по сетке 600 х 600 м;

- площадное заводнение по среднему карбону с размещением скважин по сетке 600 х 600 м.

По окончанию основных разведочных работ, в 1975 г. под руководством Маркова Н.Н. (ПермНИПИнефть) был проведен полный подсчет запасов, включающий все площади [10], запасы нефти и газа утверждены ГКЗ СССР в этом же году (протокол № 7549 от 24.12.1975 г.).

В 1976 г. под руководством Шустеф И.Н. (ПермНИПИнефть) составлена комплексная технологическая схема разработки башкирской залежи Кокуйского месторождения, в 1978 г. тем же коллективом выполнена уточненная технологическая схема разработки Кокуйского месторождения. Согласно данных работ в первую очередь разбуривались четыре наиболее перспективных поднятия: Веслянское, Кокуйское, Губановское и Ординское. Утвержденный вариант предусматривал:

- выделение двух объектов разработки – залежи нижнего (пласты Т, Мл, Бб и Тл) и среднего карбона (пласты Срп и Бш);

- обращенная семиточечная система разработки по сетке 450 х 450 м;

- проектный фонд всего 1495 скважин, из них 824 добывающих, 329 нагнетательных и 342 резервных.

- максимальный годовой отбор – 2.65 млн.т.

В 1978 г. составлена технологическая схема разработки Мазунинской площади, в которой не предусматривались работы по повышению коэффициента нефтеотдачи и бурение новых скважин, перспективный план рассчитан в целом по месторождению.

В связи с уточнением геологического строения по результатам бурения 475 скважин, пробуренных на 01.01.1982 г., а также разработки поднятий, в 1982 году проведен пересчет запасов углеводородов (Рук. темы Жильцова Н.С. ПермНИПИнефть) и их утверждение ГКЗ СССР (протокол № 8987). На Лужковском, Макаровском и Мазунинском поднятиях запасы не пересматривались и утверждены без изменений (в цифрах и категориях подсчета 1975 г.).

В настоящее время разработка Кокуйской, Губановской, Ординской и Мазунинской площадей осуществляется по самостоятельным технологическим схемам.

Кокуйская площадь (Лужковское, Макаровское, Веслянское, Кокуйское и Ясыльское поднятия) разрабатывается на базе запасов 1982 г. и на основании комплексной технологической схемы (Рук. темы Шустеф И.Н. ПермНИПИнефть). ЦКР утвержден (протокол № 1078 от 06.06.1984 г.) второй вариант со следующими технологическими решениями:

- выделение шести объектов разработки – турнейская (пласт Т), малиновская (пласт Мл), бобриковская (пласт Бб), тульская (пласт Тл), серпуховская (пласт Срп) и башкирская залежи (пласт Бш);

- организация самостоятельной системы нагнетания для пластов Бш1, Бш2, Бш3 башкирского яруса и Бб1, Бб2, Бб3 бобриковского горизонта;

- применение по каждому объекту площадной семиточечной обращенной системы разработки с размещением скважин по равномерной треугольной сетке 450 х 450 м;

- бурение 674 скважин, в том числе 328 добывающих, 164 нагнетательных, 182 резервных при общем проектном фонде 1169 скважин;

- давление на устье нагнетательных скважин – 150 кгс/см² для пластов Бш и Срп, 200 кгс/см² – для пластов Т, Мл, Бб, Тл2б;

- механизированный способ эксплуатации;

- забойное давление в добывающих скважинах: 70 кгс/см² – для пласта Тл2б, 90 кгс/см² – для остальных пластов.

Дополнительно к техсхеме Кокуйского месторождения составлена уточненная технологическая схема разработки по Лужковскому поднятию [16].

Кроме того, на месторождении разрабатывается верейская газовая залежь согласно технологической схемы разработки, составленной в 1989 г. под руководством Самсонова Ю.Н. (ПермНИПИнефть). Утвержден вариант 1-б, предусматривающий среднегодовую добычу газа 500 млн.м³ при фонде 16 скважин.

Губановская площадь разрабатывается на основании технологической схемы, где было предусмотрено:

- бурение дополнительных скважин с целью более полного охвата каждого из пластов, для чего рекомендовано размещение 5 добывающих и 3 нагнетательных скважин для оценки выработки запасов по пластам;

- дополнительно разбуривание тульской залежи в районе скв.61, где предлагается площадная обращенная семиточечная система разработки по сетке 450 х 450 м между скважинами с размещением 6 добывающих, 2 нагнетательных и 2 резервных скважин;

- башкирскую залежь разрабатывать возвратным фондом после выработки запасов нижнего карбона.

Ординская площадь разрабатываются на основании технологической схемы. Рекомендуемый вариант предусматривал:

- залежи пластов Мл и Бб выделить в самостоятельные объекты разработки;

- бурение 17 добывающих и 4 нагнетательных скважин в неохваченных разработкой частях месторождения;

- бурение 3 контрольных скважин.

Мазунинская площадь разрабатывается на основании уточненной технологической схемы разработки, составленной в 1978 г., согласно которой рекомендуется:

- выделение эксплуатационного объекта в объеме продуктивных отложений яснополянского надгоризонта;

- система размещения скважин – трехрядная блоковая;

- внутриконтурное заводнение с расстоянием между скважинами 500 м, между рядами 600 м;

- организация на пласт Тл1 трех очагов заводнения (в скв. 305, 318, 328).

В период с 1983 по 2003 гг. на территории месторождения и в непосредственной близости от него проводились сейсморазведочные работы с целью поиска, подготовки структур в палеозойских отложениях и уточнения строения известных ранее структур (сп № 6/86, 6/87, 15/88, 13/90, 13/93-94, 6/94-95, 13/97). Разбуривание месторождения согласно вышеуказанных технологических проектов привело к увеличению фонда скважин с 475 до 1280.

В 2004 году силами ООО ПермНИПИнефть проведен пересчет запасов углеводородов Кокуйского месторождения по состоянию изученности на 01.01.2004 г. Результаты пересчета рассмотрены ЦКЗ РФ и утверждены согласно протоколу № 420 от 21.06.2004 г.

На вновь утвержденные ЦКЗ РФ и поставленные на баланс ВГФ МПР запасы нефти, газа и конденсата выполнена данная работ

Рисунок 2.2.1 График разработки месторождени