Файл: Разработки месторождения или отдельной залежи. 6.doc

Рис.2.3.Опорная база Харампурского нефтегазоконденсатного месторожденияТаблица 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 скважиныНачало 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 головкаКолонная 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 21Нагнетательная 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

---