3. Контрукция добывающией скважины ягкм [2]

3.1 Конструкция скважин

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Конструкция скважины должна обеспечивать: доведение скважины до проектной глубины; вскрытие продуктивного пласта по заданному способу; минимум затрат на строительство скважины.

С целью сокращения капитальных затрат на разбуривание и обустройство Ямбургского газоконденсатного месторождения, повышения эффективности его разработки основным принимается кустовой наклонно-направленный способ строительства скважин, в том числе с горизонтальным окончанием. Расстояние между устьями скважин принимается равным 40м.

В соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также на основании имеющегося опыта строительства скважин на месторождении Севера Тюменской области вся толща мерзлых пород, включая мощность нулевой изотермы, перекрывается кондуктором. С учетом этих требований глубина спуска 324 мм кондуктора составляет 500 – 550 м. Одним из основных требований при выборе глубины спуска кондуктора – установка башмака колонны в плотные глины.

Наиболее эффективным и экономически выгодным является пяти-интервальный профиль скважины, включающий в себя: вертикальный участок, первый набор кривизны, тангенсальный интервал, второй набор кривизны и горизонтальный интервал. С учетом наличия ММП набор угла наклона ствола скважины необходимо осуществлять из под башмака кондуктора.

Для предотвращения интенсивного желообразования предусматривается спуск 245 мм технической колонны с установкой башмака в кровле газоносного горизонта и последующим цементированием до устья скважины. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается до забоя с установкой фильтра в продуктивном пласте.

Интервал набора кривизны рекомендуется обсаживать как можно скорее. Исходя из геокриологических свойств мерзлых пород, в интервале их залегания обсадные колонны должны комплектовать высокопрочными трубами, предотвращающими смятие крепи давлением обратного промерзания. Толщина стенки и группа прочности стали труб обсадных колонн, спускаемых в ММП, должна выбираться в соответствии с РД1000158758-160-94 «Методика определения прочностных характеристик обсадных труб, спускаемых в зону ММП» (ТюменьНИИГГ).

3.2 Обвязка типовой скважины

Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60 ºС на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитанные для работы при температуре до минус 40 ºС и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций.

В комплект устьевого оборудования входят колонная головка ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ, которая включает в себя трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Рисунок 3.1 – Схема конструкции скважины №4231 ЯГКМ.

Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до -40 ⁰С; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.

Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.

Рисунок 3.2 – Схема фонтанной арматуры сеноманских скважин ЯГКМ.

1 – буферный фланец под манометр; 2 – буферная задвижка; 3 – контрольная струнная задвижка; 4 – рабочая струнная задвижка; 5 – угловой штуцер; 6 – надкоренная задвижка; 7 – фланцевое соединение; 8 – коренная задвижка; 9 – трубная головка; 10 – контрольная затрубная задвижка; 11 – рабочая затрубная задвижка; 12 – колонная задвижка; 13 – кран высокого давления; 14 – затрубная задвижка; 15 – межколонная задвижка.