Файл: Разработки месторождения или отдельной залежи. 6.doc

Рис.2.3.Опорная база Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения

Таблица 2.3.

Общие сведения

Месторасположение:  находится в 163,6 км на юго-восток от  Губкинского	Начало разработки: 1990 год
Добываемые углеводороды: нефть	Протяжённость трубопроводов: 727,341км
Общее количество скважин: 695	Система сбора и транспортировки: ДНС
Общее количество кустовых площадок: 68	Основные объекты разработки: Ю1

Историческая справка: Открыто 28 марта 1979 года. При опробовании поисковой скважины № 301 получен нефтегазоводяной фонтан дебитом нефти 21,2 м3/сут, газа – 17, 3 тыс. м3/сут и воды – 55 м3/сут соответственно на штуцере 8 мм.  Поисково-разведочные работы велись Тарко-Салинской нефтеразведочной экспедицией. По величине извлекаемых запасов месторождение относится к крупным. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют более 110 млн тонн.
Геологическая структура месторождения: в тектоническом отношении  месторождение приурочено к Южно-Харампурскому и Северо-Харампурскому   локальным поднятиям, расположенным в пределах антиклинальной структуры  – Харампурского малого вала. Геологический разрез Харампурского месторождения сложен мощной толщей песчано-глинистых пород мезозойско-кайнозойского возраста, залегающих на размытой поверхности доюрских образований. В изученной части разреза Харампурского месторождения установлены залежи в следующих нефтегазоносных резервуарах:

-         туронский – газовый;

-         сеноманский – преимущественно газовый;

-         апт-альбский  – нефтегазовый;

-         валанжин-готеривский – нефтегазовый;

-         юрский – преимущественно нефтяной.

На этом  месторождении наблюдается зональность как в размещении залежей разного насыщения, так и физико-химических свойств нефтей и газов. К верхней части разреза, к группе пластов ПК приурочены залежи тяжёлых нефтей и преимущественно сухих газов. По физико-химическим свойствам эти нефти малосернистые

---

, малосмолистые и смолистые, малопарафиновые и парафиновые. С глубиной происходит изменение физико-химических свойств углеводородов, насыщающих продуктивные отложения. Высокое газосодержание, давление и температура  способствовали образованию на этих глубинах газоконденсатных залежей. Растворённый в нефти газ имеет метановый состав, с увеличением глубины залегания продуктивных пластов содержание метана уменьшается и увеличивается доля тяжёлых углеводородных элементов. Свободные газы сухие, с пониженным содержанием гомологов метана. Конденсаты Харампурского месторождения по групповому углеводородному составу можно отнести к метаново-нафтеновым.

---

3.Система разработки месторождения или отдельной залежи.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка в земной коре, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину и предназначенная для извлечения полезных ископаемых на поверхность.

Скважиной нефтяной залежи называется разработочная скважина, оснащенная фонтанным, насосным, газлифтным оборудованием, контрольно-измерительными приборами и предназначенная для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды, воздействия на нефтяной пласт и управления разработкой нефтяной залежи (ОСТ 39.039-76).



Рис 3.1. Схема скважины

Начало скважины (на поверхности) называют устьем, ее конец – забоем. Все полое пространство от устья до забоя называется стволом.

Нефть поступает через отверстия перфорации на забое и поднимается вверх по НКТ под воздействием пластового давления. 1 – пакер; 2 – фонтанная арматура; 3 – трубопровод для откачки нефти; 4 – кондуктор; 5 – цемент; 6 – промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 – эксплуатационная обсадная колонна; 8 – насосно-компрессорная колонна; 9 – извлекаемая скважинная жидкость.

Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными. В отдельных случаях бурят горизонтальные скважины.

По назначению скважины делятся на:

• 
  поисковые – для поисков новых залежей;
  
• 
  разведочные – для изучения геологического строения и свойств продуктивных пластов, получения информации о размерах залежей и подсчетов запасов в них полезных ископаемых;
  
• 
  добывающие (эксплуатационные) – для извлечения из недр нефти и газа;
  
• 
  нагнетательные – для закачки в недра воды или газа в целях поддержания пластового давления;
  
• 
  наблюдательные и контрольные – для наблюдения за ходом разработки залежи при помощи различных приборов, спускаемых в скважину.
  

В зависимости от числа колонн обсадных труб, спущенных на разные глубины, различают одно-, двух- или трехколонную конструкции скважины. Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной.

Нагнетательные скважин предназначены для закачки рабочих агентов
(вода, газ) в глубокозалегающие пласты с целью повышения нефтеотдачи и поддержания пластового давления.

---

После окончания бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние концы обсадных труб скрепляют колонной головкой, предназначенной для герметизации межтрубных пространств, подвески и закрепления обсадных колонн. На верхнем фланце колонной головки устанавливают то или иное оборудование (фонтанную арматуру, нагнетательную арматуру, устьевой сальник и т. п.). Фланцевые соединения унифицированы и обеспечивают возможность установки различной арматуры на всех типах колонных головок.



Рис.3.2. Колонная головка

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

Колонная головка для обвязки двух колонн состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.



Рис 3.3. Арматура нагнетательная АНК1-65 21

Нагнетательная устьевая арматура АНК1-65 21 предназначена для герметизации устья скважины, нагнетания рабочей жидкости в скважину и контроля режима закачки рабочей жидкости в скважины. Арматуру устанавливают на колонную обвязку нефтяных и газовых скважин в процессе их освоения и опробывания. Уменьшенные массогабаритные характеристики упрощают обслуживание скважины, снижают возможность замораживания, что особенно важно при малых объемах закачки. Конструктивное исполнение арматуры снижает материальные затраты на изготовление, уменьшает время и стоимость обслуживания.

---

Таблица 3.1.

Технические характеристики АНК1-65 21

Наименование параметра	Значение
Рабочее давление, МПа	21
Условный проход – ствола/боковых отводов	65/65
Присоединительная резьба DУ	146 обс.; 168 обс.; 178 обс.; 146 ООТМ;168 ООТМ;178 ООТМ;
Резьба подвешивания трубопровода	НКТ73 ГОСТ 633-80
Габаритные размеры, мм – длина/высота/ширина, мм	1190/1200/640
Масса, кг	580

Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.

Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. В качестве запорного устройства в арматуре используется прямоточная задвижка типа ЗМС-1 и др.
Таблица 3.2.

Требуемое давление на устье скважины

№ п/п	Месторождение, площадь	Объемы закачки, тыс.м3					Р закачки, МПа
		эффективная		неэффект.	в том числе		проект	факт
		план	факт		п/т	пресная
1	Барсуковское	1831,5	1714,4	271,5	1895,6	90,3	18	11,2
2	Верхне-Пурпейское	185,4	173,6	46,6	189,8	30,4	8,5	11
3	Восточно-Янгтинское	360	365,8	42,6	408,4	0	17	12,2
4	Губкинское	30	27,6	0,3	27,9	0	16	8
5	Западно-Пурпейское	64,1	50,4	0	50,4	0	15	9,8
6	Комсомольское	1135,1	1091,1	46,4	1114,2	23,3	14	10,8
7	Ново-Пурпейское	304,5	227,5	5,2	232,8	0	16	9,4
8	Северо-Комсомольское	0	0	0	0	0	13	0
9	Северо-Тарасовское	54,3	43,7	0	39,2	4,5	16	15,2
10	Северо-Харампурское	264,6	293,1	3,1	170,8	125,3	18	13,3
11	Тарасовское	837,8	771,5	161,4	593,1	339,8	16	16,4
12	Усть-Харампурское	35,4	35,4	0	35,4	0	18	11,7
13	Фестивальное	195	180,7	0	82,5	98,2	18	14,9
14	Южно-Тарасовское	130,5	120,2	19,9	125,5	14,6	16	15,6
15	Южно-Харампурское	465,4	442,3	7,3	265,4	184,2	16	15,6
	ПНГ	5893,6	5537,2	604,3	5230,9	910,6

---