Конитлорское месторождение

Конитлорское месторождение открыто в 1972 г., введено в разработку в 1995 г., расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 120 км се­вернее г.Сургута.

Ближайшие разрабатываемые месторождения — Тевлинско-Русскинское и Когалымское — находятся восточнее, соответственно, в 18 и 35 км. Кроме того, на северо-западе находится Тян-ское, на юго-востоке — Федоровское, на западе и юго-западе — Нижне-Сортымское и Лянторское месторождения.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к восточной части Венглинского вала, осложняющего северный склон Сургутского свода.

Промышленная нефтеносность связана с нижнемеловыми и юрскими отложениями: сор- ; тымская свита, ачимовская толща и отложениями юры: сангопайская свита и тюменская свита.

Основная залежь пласта Ач, контролируется литологическим экраном. ВНК по залежи на­клонный и принимается на абсолютной отметке 2606—2635 м. Размеры залежи 32x10 км, высота 46-75 м.

Восточная залежь пласта Ач, контролируется литологическим экраном. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 8,6 до 20 м. ВНК установлен на абсолютной отметке 2660 м. Раз­меры залежи 10,5x4,5 км, высота 44 м. Эффективные толщины пласта изменяются от 1,8 до 15,2 м.

Федоровское месторождение

Федоровское газонефтяное месторождение открыто в 1971 г. скважиной №62. Разбуривание началось в 1972 г., вступило в промышленную разработку в 1973 г. Месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 30—35 км к северо-западу от г.Сургута.

В тектоническом отношении Федоровское месторождение приурочено к одноименному ку­половидному поднятию второго порядка, представляющему собой крупную брахиантиклиналь-ную изометричную складку с сильно изрезанными в плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка и имеет размеры 18x15 км.

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями сортымской свиты, усть-балыкской свиты и ачимовской толщи. Из тринадцати залежей восемь нефтяных и пять нефтегазовых. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м.

Конструкция скважины. Крепление и оснастка эксплуатационной колонны.

Число спущенных в скважину обсадных колонн, размеры колонн (наружный диаметр, длина), диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования (глубина верхней и нижней границ) определяют понятие конструкции скважины. Конструкция должна обеспечивать:

1. прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

2. проходку скважины до проектной глубины;

3. достижение проектных режимов эксплуатации;

4. максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа;

5. надёжную изоляцию газо-нефте-водонапорных горизонтов;

6. минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

7. возможность проведения ремонтных работ в скважине.

При проектировании конструкции скважины необходимо прежде всего решить вопрос о числе эксплуатационных колонн и выбрать диаметр каждой. Обычно в скважину спускают одну эксплуатационную колонну. В нефтяных скважинах диаметр её выбирают исходя из ожидаемых дебитов жидкости (нефть+вода+газ) на различных стадиях эксплуатации (фонтанная, компрессорная, насосная), габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости, и глубины скважины. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточен для того, чтобы указанное оборудование можно было свободно спустить и установить на заданной глубине и при необходимости в период эксплуатации скважины проводить подземный и капитальный ремонты, а также ловильные работы.

При разработке многопластовых нефтяных месторождений в скважину спускают две и даже три параллельные эксплуатационные колонны для раздельной эксплуатации разных объектов. В этом случае диаметр каждой эксплуатационной колонны выбирают индивидуально с учётом названных ниже факторов. Глубина спуска каждой колонны, как правило, определяется глубиной залегания соответствующего продуктивного объекта. В некоторых зарубежных фирмах иногда все эксплуатационные колонны спускают до проектной глубины скважины; при этом улучшаются условия цементирования скважины, но стоимость её возрастает.

В газовых и газоконденсатных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают с учётом заданного дебита на различных стадиях разработки месторождения, устойчивости пород продуктивного горизонта, допустимой депрессии в приствольной зоне, содержание жидкой фазы (конденсат, вода), а также наличия в добываемом газе компонентов, вызывающих коррозию труб; гидравлические сопротивления при движении газа от забоя до устья должны быть возможно меньшими.

Если коллектор недостаточно устойчив, для предотвращения разрушения его применяют специальные фильтры; иногда в связи с этим необходимо увеличить диаметр колонны. Когда газ сухой и коллектор устойчив, добычу газа можно вести непосредственно через эксплуатационную колонну. Если же газ влажный и содержит конденсат, для удаления с забоя жидкой фазы внутрь эксплуатационной колонны спускают специальную подъёмную колонну труб. Если газ содержит агрессивные компоненты (например, сероводород), эксплуатационную колонну необходимо защитить от коррозии и быстрого разрушения. Для этого в неё до фильтра спускают подъёмную колонну из коррозионностойких труб с башмачным пакером, а кольцевое пространство между колоннами заполняют нейтральной жидкостью (например, дизельным топливом). К защите колонны от абразивного разрушения приходиться прибегать, когда коллектор недостаточно устойчив и в скважину выносится песок. В этом случае эксплуатация возможна только через подъёмные трубы, хотя башмачный пакер и не требуется. Естественно, что диаметр эксплуатационной колоны приходится увеличивать, если внутрь неё должна быть спущена подъёмная колонна.

В нагнетательных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от заданного темпа закачки рабочего агента, видов этого агента (вода, газ, пар), а также габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в колонну.

Если на месторогнетательных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от заданного темпа закачки рабочего агента, видов этого агента (вода, газ, пар), а также габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в колонну.

Если на местороет одноколонной. В этом случае не требуется спускать промежуточные колонны, можно ограничиться установкой лишь направления и при необходимости – кондуктора.

Нередко, однако, помимо горизонтов с нормальным пластовым давлением (к_а=1), в разрезе имеется один или несколько горизонтов с аномально высоким (к_а1,0) либо аномально низким (к_а1,0) давлением. Если разница между коэффициентами аномальности настолько велика, что промывочная жидкость, необходимая для вскрытия горизонта с аномальным давлением, непригодна для разбуривания других горизонтов из-за опасности возникновения осложнений (выбросов или поглощений), в скважину спускают дополнительную колонну для изоляции горизонтов. Такие колонны называются промежуточными. Их спускают перед вскрытием горизонта с аномальным давлением и цементируют, чтобы затем можно было увеличить или уменьшить плотность промываемой жидкости до величины, необходимой для вскрытия горизонта. Если для углубления скважины ниже горизонта с аномальным пластовым давлением вновь потребуется существенно изменить плотность промывочной жидкости, этот горизонт перекрывают новой промежуточной колонной.

Необходимость в спуске промежуточной колонны может быть вызвана также неустойчивостью некоторых горных пород при использовании промывочной жидкости в процессе бурения скважины либо агрессивным действием пород на данную промывочную жидкость. Например, глинистые растворы на пресной воде непригодны для разбуривания хемогенных отложений, так как они растворяют соли и коагулируют, а в скважине образуются большие каверны. Солёные же промывочные растворы, которые с успехом используются при разбуривании хемогенных пород, не всегда подходят для разбуривания вышележащих горных пород и предотвращения осложнений в верхней не обсаженной части скважины.

В верхней части разреза месторождения обычно залегают слабоустойчивые горные породы, встречаются трещиноватые и кавернозные породы, горизонты с аномально низкими пластовыми давлениями. Как правило, эту часть ствола скважины укрепляют кондуктором. В нефтяных и нагнетательных скважинах глубина спуска кондуктора определяется местоположением подошвы пород указанной выше категории: башмак кондуктора должен быть установлен в прочных устойчивых породах ниже зоны осложнений. В газовых же скважинах одноколонной конструкции глубину спуска кондуктора нужно выбирать так, чтобы он перекрыл все проницаемые породы, которые имеют выход на дневную поверхность или сообщаются с ней посредством родников, колодцев и других горных выработок, имеющихся на данной структуре, а также слабые породы, которые могут быть разорваны при действии высокого давления, возникающего при закрытии превентора на устье скважины во время газового выброса.

Глубина спуска кондуктора

(1)

где к_б – коэффициент безопасности; р_пл – пластовое давление в кровле газоносного горизонта в Па.

Если давление в газоносном горизонте аномально высокое, помимо кондуктора обязательно должна быть спущена хотя бы одна промежуточная колонна. В газовых скважинах многоколонной конструкции глубину спуска кондуктора можно устанавливать так же, как и в нефтяных, при условии, что промежуточная колонна, спущенная до вскрытия газового горизонта, будет зацементирована по всей длине или на 100-150 м выше башмака кондуктора.

При проектировании конструкции скважины большое значение имеет правильный выбор интервалов цементирования.

В «Единых технических правилах ведения работ при бурении скважин» предусматриваются следующие требования при выборе интервалов цементирования:

1. кондукторы цементируются по всей длине;

2. промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3000 м цементируются на участке длиной не менее 500 м от башмака, а в более глубоких скважинах – по всей длине;

3. промежуточные колонны в разведочных и газовых скважинах цементируются по всей длине;

4. эксплуатационные колонны в нефтяных скважинах цементируются на участке от забоя до уровня, расположенного не менее чем на 100 м выше башмака предыдущей колонны, а в газовых и разведочных скважинах – по всей длине; если приняты надёжные меры к герметизации соединений обсадных труб, в газовых и разведочных скважинах разрешается длину участка цементирования эксплуатационной колонны выбирать так же, как в нефтяных скважинах.

В технической литературе конструкцию скважины принято изображать графически следующим образом (см. рис.3): жирными сплошными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего конца линии означает диаметр колонны в мм, у нижнего конца – глубину спуска в м. Интервалы цементирования показаны штриховкой.

Рис.3. Графическое изображение конструкции скважины: а – с промежуточной колонной; б – с хвостовиком; в – с комбинированной эксплуатационной колонной.

В глубоких скважинах довольно часто применяют ступенчатые колонны (как промежуточные, так и эксплуатационные): верхнюю часть комплектуют из труб большого диаметра, чем нижнюю. Это позволяет значительно уменьшить гидравлические сопротивления при бурении под последующую колонну, использовать в колонне обсадные трубы с меньшим пределом текучести и менее дефицитные, разместить в верхней части эксплуатационной колонны более высокопроизводительное эксплуатационное оборудование. При графическом изображении конструкции скважины такую колонну показывают двумя вертикальными отрезками прямых, нижний из которых располагают ближе к оси скважины, чем верхний; в месте стыковки секций колонны эти отрезки соединяют наклонной прямой и указывают глубину стыка от устья. У верхнего же конца верхнего отрезка числами указывают наружные диаметры верхней и нижней секций колонны, например, 168146, (рис. 3, в).