Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

На севере Тюменской области разрабатываются такие уникальные по размерам и запасам газовые месторождения как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, которые в течение многих лет обеспечивают потребность в природном газе России и сопредельных государств. Однако, ресурсы этих месторождений постепенно истощаются, что требует ввода в разработку новых перспективных площадей. Буквально за последние годы в промышленную эксплуатацию были введены такие месторождения как Юбилейное, Губкинское, Западно-Таркосалинское, Комсомольское, характеризующиеся существенно меньшими размерами структур и запасами газа. Теперь становится актуальной разработка небольших месторождений, расположенные в выгодных местах, с точки зрения транспортной схемы, природных условий и т.д.

К таким месторождениям относится Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение, которое находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Поисково-разведочное бурение на площади месторождения было начато в 1968г. В первой поисковой скважине 3, забуренной в северной части структуры, получен фонтан газа из сеноманских отложений. К настоящему времени залежи углеводородов выявлены практически по всему разрезу от васюганской и баженовской свит до сеномана включительно. Притоки нефти получены из коллекторов ачимовской толщи, пластов Ю0, Ю1, БП11.

На площади месторождения предприятием "Ноябрьскнефтегаз" разрабатываются нефтяные залежи, построены нефтепромысловые сооружения (ЦПС, ДНС, кусты скважин, коммуникации).

Газовая залежь является одним из наиболее привлекательных объектов для первоочередного освоения. Это связано, с одной стороны, с особенностями геологического строения (небольшая глубина залегания, большая продуктивность скважин, высокая степень подтверждаемости запасов газа), с другой, - с выгодным географо-экономическим положением (наличие производственной инфраструктуры, системы магистральных газопроводов, свободных трудовых ресурсов). Экономические показатели освоения и эксплуатации могут быть улучшены за счет комплексной разработки сеноманских газовых залежей Вынгаяхинского и прилегающего к нему Еты-Пуровского месторождений.

Разработка Еты-Пуровского месторождения находится в настоящее время на начальной стадии разработки. Пробурены и обвязаны №9 и № 10 куст. Происходит завоз основного оборудования и обустройство УППГ.

Основой для выполнения настоящего проекта послужили “Технико-экономические предложения по разработке сеноманской залежи газа Вынгаяхинского Еты-Пуровского месторождения, выполненные ТюменНИИгипрогазом в 1998г.

1 . Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа в 120 км к югу от п. Тарко-Сале.

В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры. Гидрографически оно расположено в междуречье рек Вынгапур и Тырль-Яха, относящиихся к бассейну р.Пур. Реки на площади мелководны с извилистыми руслами, с большим числом притоков.

Широкое распространение имеют озера. Размеры наиболее значительных озер 2-3 км в поперечнике, их глубина составляет в основном 0,8-1м. Сильная заболоченность района связана с наличием мощного слоя многолетнемерзлых пород, играющего роль водоупора, а также со слабой испаряемостью влаги и затрудненным стоком. Болота, открытые с торфяной подушкой, достигающей толщины 7м. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +62 до +80м.

Климат района резко континентальный, характеризующийся продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Морозы зимой достигают 50-60 0С, среднегодовая температура - 6,7 0С.

Годовое количество осадков составляет 580мм. Основная их часть выпадает в период с апреля по октябрь. Реки замерзают в конце сентября, вскрываются ото льда во второй половине мая. Глубина промерзания грунта 1,5-3м, толщина льда на реках и озерах 40-90см.

По берегам рек и ручьев широко распространены хвойные (лиственница, ель, сосна, кедр), реже лиственные (береза) деревья. Среди болот встречаются островки редколесий, а в долинах рек - луга и заросли кустарников.

Экономическое развитие района в последнее время связано с бурным развитием нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности. Ведется разработка нефтяных залежей Вынгаяхинского месторождения.

Основное занятие местного населения - ненцев, селькупов, хантов - оленеводство, рыболовство, звероводство.

В непосредственной близости к месторождению проходит трасса газопровода Уренгой-Сургут-Челябинск-Новополоцк. Построена трасса нефтепровода подключения от нефтяного промысла.

В Пуровском районе выявлен целый ряд месторождений строительных песков и кирпичных глин. Непосредственно на месторождении разработаны несколько карьеров для отсыпки площадок кустов и дорог.

Вынгаяхинское месторождение расположено в северной, слабоизученной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, где гидрогеологические условия верхней части разреза осложнены многолетней мерзлотой.

Водоснабжение работающих буровых установок осуществляется, в основном, из естественных источников: рек, ручьев, озер. Основными водотоками являются реки Вынгапур и Пякупур с многочисленными их притоками. Воды пресные (минерализацией до 100 мг/л), очень мягкие (жесткость 0,95-1,3мг-экв/л). По химическому составу воды сульфатно-гидрокарбонатно-магниево-натриевые, кальциевые.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения пригодны подземные воды верхнего гидрогеологического этажа в отложениях палеоген-четвертичного возраста.

Подземные воды четвертичных отложений могут быть использованы для технологических целей, а после очистки - для водоснабжения населенных пунктов.

Для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения реко-мендуются подземные воды олигоценового водоносного комплекса, залегающего на глубине 67-107м. Воды напорные, высота напора над кровлей до 90м. Олигоценовые водоносные пески слабоглинистые, преимущественно среднезернистые, с включениями гравия. Эффективная толщина комплекса 35-50м. Дебиты скважин изменяются от 4,4 до 24,5л/сек при соответственном понижении уровня до 5,1-14,8м.

По химическому составу подземные воды комплекса пресные и ультрапресные с минерализацией от 0,04 до 0,2г/л, гидрокарбонатно-магниево-кальциевые, с высоким содержанием железа (в среднем до 3,0мг/л) и низким содержанием фтора ( 0,1-0,2мг/л).

В настоящее время при эксплуатации нефтяных месторождений широко используются подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса для поддержания пластового давления путем закачки их в продуктивные пласты.

Еты-Пуровское месторождение.

В административном отношении Еты-Пуровское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

Площадь района проектирования приурочена к северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры. Гидрографически месторождение расположено в междуречье рек Айваседо-Пур, Еты-Пур, Вынга-Пур, относящихся к бассейну реки Пур.

Сильная заболоченность территории связана с наличием мощного слоя многолетнемерзлых пород. Болота чаще открытые, с торфяной подушкой, достигающей толщины 7м.

Климат района резко-континентальный: продолжительная холодная зима и короткое жаркое лето. Среднегодовая температура +7,5°С, самый холодный месяц -январь (морозы достигают до минус 50°С), самый теплый - июль (до плюс 30°С). Среднегодовое количество осадков, достигает 400-500мм. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце мая. Толщина снегового покрова до 1,5-2м. Реки замерзают в конце сентября, вскрываются ото льда во второй половине мая. Толщина льда на реках и озерах изменяется от 40 до 90см. Глубина сезонного промерзания грунта составляет 1,5-Зм.

Лесные массивы на площади месторождения, состоящие из лиственницы, ели, кедра, березы, сосны, приурочены к поймам рек.

Основными видами сообщения являются: водный (в период навигации), воздушный и железнодорожный. В зимнее время возможна транспортировка грузов автомобильным и гусеничным транспортом. Населенные пункты в районе немногочисленны и расположены по берегам рек. Плотность населения низкая: 8-10 человек на 100км2.

Коренное население: русские, ханты, ненцы, селькупы. Основным занятием является охота, рыбная ловля, звероводство. В последние годы проводятся геологоразведочные и строительные работы, развивается нефтегазодобывающая промышленность.

1.2 История освоения района

В районе Вынгаяхинского месторождения региональные геолого-геофи-зические исследования начаты в 1961г. В результате проведенных работ уточнено тектоническое строение платформенного чехла в данном районе. Был выделен ряд положительных структур 2 и 3 порядков: Пяку-Пуровская, Западно- и Восточно-Таркосалинская, Вынгаяхинская, Вынгапякутинская. Кроме того, выделен и оконтурен Айваседо-Пуровский вал, осложненный Айваседопуровским и Еты-Пуровским локальными поднятиями, а также выявлен Вынгаяхинский вал.

Площадными работами МОВ 1967-1968гг. подтвержден Вынгаяхинский вал, с осложняющими локальными поднятиями: Вынгаяхинским и Вынга-Пякутинским.

Поисково-разведочное бурение на Вынгаяхинской площади начато в 1968 г. Первая поисковая скважина 3, пробуренная в северной части поднятия, является первооткрывательницей газовой залежи в сеноманских отложениях.

Несмотря на четкую сейсмическую характеристику структуры, скважина была заложена не в лучших и далеко не в самых благоприятных условиях и вскрыла небольшую по запасам северную газовую залежь.

С 1986 года ОАО «Ноябрьскнефтегаз» осуществляет добычу нефти и растворённого газа. На площади месторождения построены нефтепромысловые сооружения (ЦПС, ДНС, кусты скважин, коммуникации).

Проект обустройства Етыпуровского и Вынгаяхинского месторождения выполняется по варианту - совместная разработка Вынгаяхинского и Етыпуровского месторождений с размещением на Вынгаяхинском месторождении УКПГ, ДКС на полное развитие и УППГ на Етыпуровском месторождении.

На Вынгаяхинском месторождении предусматриваются следующие объекты основного и подсобно-вспомогательного назначения:

- 14 кустов газовых скважин;

- установка комплексной подготовки газа;

- дожимная компрессорная станция;

- опорная база промысла;

- подстанция 35/6 кВт.;

- пожарное депо;

- вахтовый жилой комплекс (ВЖК);

- полигон бытовых отходов;

- водозабор из артскважин;

- поглощающие скважины.

Подготовленный газ с Вынгаяхинского месторождения, а в дальнейшем и с Етыпуровского по газопроводу внешнего транспорта подаётся в газопровод Уренгой-Сургут-Челябинск.

Водоснабжение УКПГ, ДКС, ВЖК, ОБП осуществляется от водозаборных скважин.

Промышленные и бытовые стоки после очистных сооружений закачиваются в поглощающие скважины.

Внешнее электроснабжение потребителей Вынгаяхинского газового промысла предлагается от существующей трансформаторной подстанции ТП- 35/6кВ, расположенной на Вынгаяхинском нефтяном промысле.

Для распределения электроэнергии по потребителям в районе УКПГ предлагается строительство технологического закрытого распределительного устройства 6кВ (ЗРУ- 6кВ).

Отдельно стоящее ЗРУ- 6кВ комплектуется ячейками типа К-104М с вакуумными выключателями Самарского завода “Электрощит” и выполняется в каркасно- панельном индивидуальном исполнении.

По надежности электроснабжения потребители УКПГ и ДКС относятся к первой категории, остальные объекты - ко второй и третьей категории.

скважина сеноманский продуктивный газонасыщенность

2 . Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Палеозойский фундамент

Породы доюрского фундамента на Вынгаяхинском месторождении не вскрыты. На ближайших площадях (Надымская площадь,- скв.7 и Южно-Русская площадь - скв.21) фундамент вскрыт на глубинах 4462 и 4198м.

Литологически фундамент представлен алеврито-кремнисто-глинистыми породами. Породы характеризуются массивной текстурой, сильно деформированы, метаморфизованы. Возраст пород фундамента - пермо-триасовый.

Юрская система

Отложения юрской системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Породы нижнего и среднего отделов юры представлены континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно морского происхождения породами васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Тюменская свита представлена частым неравномерным чередованием аргиллитов плотных, крепких, алевролитов слюдистых крепкосцементированных и песчаников мелкозернистых крепкосцементированных глинисто-известковистым цементом, слюдистых. Породы отличаются обилием обугленных растительных остатков, часто наблюдаются сидеритизация, включения пирита. Наибольшая вскрытая толщина свиты 178м.

Васюганская свита подразделяется на две части: нижнюю - глинистую и верхнюю - песчано-глинистую.

Нижняя подсвита представлена аргиллитами плотными, слабослюдистыми, прослоями алевритистыми.

Верхняя часть свиты, преимущественно, песчаная, к ней приурочен нефтеносный пласт Ю1.

Песчаники тонкозернистые, алевритистые, в отдельных прослоях глинистые, реже известковистые, в продуктивной части нефтенасыщенные с прослоями алевролитов и аргиллитов. Алевролиты от слабо до сильно опесчаненных с глинистым, иногда карбонатным цементом. Аргиллиты тонкоотмученные, слюдистые с мелкорассеянным пиритом, иногда трещиноватые. По всему разрезу свиты наблюдается обугленный растительный детрит. Толщина отложений свиты 64-76м.

Георгиевская свита сложена аргиллитами тонкоотмученными с включениями глауконита, пирита. Толщина свиты 7-27м.

Баженовская свита представлена битуминозными аргиллитами, слюдис-тыми с включениями растительного детрита. Толщина свиты 22-73м. В верхней части свиты находится нефтенасыщенный пласт Ю0.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.

Нижний отдел включает в себя породы сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты; верхний - верхнюю часть покурской, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Нижний отдел

Сортымская свита сложена терригенными породами, залегающими на битуминозных аргиллитах баженовской свиты.

Нижняя часть свиты представлена аргиллитами однородными, плитчатыми с углистым детритом.

Выше залегает опесчаненная ачимовская толща. В целом толща пред-ставлена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов с аргиллитами. В нижней и верхней части толщи выявлены пласты БП15 и БП17 с нефтенасыщенными песчаниками.

Выше ачимовской толщи залегают глинистые породы с прослоями песчаников и алевролитов.

Песчаники, преимущественно, мелкозернистые, слюдистые, с глинистым цементом порово-пленочного типа, прослоями с цементом глинисто-карбонатным. Алевролиты прослоями глинистые или карбонатные, местами с включениями песчаного материала и углистого растительного детрита. Аргиллиты неоднородные, слабослюдистые с включениями углистого детрита и макрофауны. Толщина сортымской свиты 368-537м. Песчаники в продуктивной части нефтенасыщенные - платы БП011, БП111, БП211 на глубине 2350 - 2400 м.

Тангаловская свита сложена чередованием песчано-алевритовых и гли-нистых пород.

Глинистые породы имеют преимущественное распространение: слюдистые, тонкослоистые с прослоями песчаников и алевролитов, встречаются прослои углей.

Песчано-алевритовые разности представлены песчаниками и алевролитами, изредка встречаются прослои известняка. Для этой части разреза характерны прибрежно-морские и мелководные осадки. Толщина свиты 514-586м.

Покурская свита разделяется на две части: нижнюю, в которой преобладают глинистые породы и верхнюю, - с преобладанием песков, песчаников и алевролитов.

Нижняя часть разреза свиты на месторождении сложена песчано-алевритовой толщей пород, глинистой, слюдистой, полимиктовой, в верхней части переходящей в глины аргиллитоподобные и алевритистые с прослоями песков и алевролитов.

Верхняя часть покурской свиты представляет частое переслаивание песков, песчаников, алевролитов. Керном охарактеризована только кровля покурской свиты, к которой приурочена сеноманская залежь газа ПК1. Общая толщина свиты 966-1034м.

Верхний отдел

Кузнецовская свита представлена глинами слабослюдистыми, опоковидными с редкими остатками углистого детрита и отпечатками фауны. Толщина свиты изменяется от 13 до 23м.

Березовская свита сложена глинами и подразделяется на две подcвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнеберезовская подсвита представлена глинами с прослоями глинистых алевролитов. Толщина подcвиты 69-83м.

Верхнеберезовская подсвита сложена переслаиванием алевролитов глинистых и глин алевритистых с прослоями опоковидных глин. Толщина подcвиты 32-61м.

Ганькинская свита представлена толщей глин с прослоями алевролитов, мергелей. В породах встречаются зерна глауконита, конкреции сидерита. Толщина свиты 136-196м.

Палеогеновая система

Отложения системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом.

В составе системы выделяются: тибейсалинская, люлинворская, тавдинская, атлымская и новомихайловская свиты.

Тибейсалинская свита сложена, преимущественно, глинистыми- в нижней и более песчаными - в верхней части свиты породами. Толщина свиты составляет 103м.

Люлинворская свита сложена опоковидными глинами, в верхней части алевритистыми с прослоями диатомовых глин. Толща свиты представлена глинами, алевритистыми. Толщина свиты до 180м.

Атлымская свита сложена песками с прослоями глин и алевритов. Толщина свиты 30-70м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием глин, песков и алевритов. Толщина свиты до 70м.

Четвертичная система

Литологически отложения четвертичной системы представлены песками, глинами, супесями, суглинками, торфяниками, галечниками.

Толщина четвертичных отложений достигает 125м.

Еты-Пуровское месторождение.

Геологический разрез месторождения представлен терригенными песчано-глиниетыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла.

Максимальная вскрытая толщина осадочных пород составляет 3300м (скв.175). Породы доюрского фундамента на месторождении не вскрыты.

Палеозойский фундамент

Фундамент представлен известняками. Породы фундамента вскрыты на соседних месторождениях: Комсомольском - скв.198 и 199 - на глубинах 3551 и 3650м; Западно-Таркосалинском - скв.99 - на глубине 4502м.

Скважина 199 Комсомольского месторождения вскрыла отложения карбона, представленные сланцами пиритизированными с прожилками кварца и кальцита, метаморфизованными.

Юрская система.

Отложения системы несогласно залегают на породах фундамента и представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел выделен к котухтинскую свиту, средний - представлен породами тюменской свиты, а отложения верхнего отдела подразделяются на васюганскую и баженовскую свиты.

Котухтинская свита.

Отложения свиты на месторождении не вскрыты. По соседним месторождениям данная свита делится на нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита подразделяется на песчаную пачку, представленную песчаниками с прослоями алевролитов и уплотненных глин, и верхнюю - глинистую, представленную глинами уплотненными, слабобитуминозными, с прослоями алевролитов и углей. Встречается растительный детрит, остатки листовой флоры. Толщина подвиты около 200м. ....

В основании верхней подсвиты также залегает пачка песчаников прослоями карбонатных, чередующихся с алевролитами и уплотненными глинами. Перекрывается песчаная пачка глинами уплотненными с прослоями песчаников, алевролитов. Толщина свиты около 130м.

Тюменская свита.

Представлена неравномерным переслаиванием уплотненных глинистых песчаников, алевролитов с прослоями углей, встречается растительный детрит, пирит. К кровле свиты приурочен пласт Юг, при испытании которого на Еты-Пуровском месторождении получен приток нефти. Вскрытая толщина свиты - 96м.

Васюганская свита.

По литологическому составу делится на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными с прослоями алевролитов и песчаников. Встречаются включения пирита. Толщина подсвиты 51-58м

Верхняя подсвита сложена песчаниками средне, мелкозернистыми с прослоями карбонатных разностей глин и алевролитов. К отложениям подсвиты приурочен продуктивный горизонт Ю1). Толщина подвиты 26-Збм.

Общая толщина свиты 77-94м.

Георгиевская свита.

Представлена глинами аргиллитоподобными, реже алевритистыми. Встречаются остатки фауны, включения пирита, галукониты. Толщина свиты 2б-64м.

Баженовская свита.

Представляет собой наиболее глубоководные морские осадки юры. сложена она битуминозными аргиллитами с тонкими прослоями глинистого листового материала и известняков. Породы обогащены растительным детритом, пиритизированными остатками фауны. К кровле баженовской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт "Б". Толщина свиты 122-149м

Меловая система

Отложения свиты представлены тремя отделами: нижним, средним, верхним. Нижний отдел представлен отложениями сортымской и тангаловской свит. Сортымская свита.

Снизу вверх в разделе свиты следится пачка аргиллитоподобных глин, прослоями битуминозных, толщиной около 40м

Выше залегает ачимовская толща, представленная арглиллитами с подчиненными прослоями песчаников, часто известковистых. Ачимовские отложения на месторождении достигают 180м. При испытании получены притоки нефти.

Перекрываются эти отложения мощной толщей аргиллитоподобных, тонкоотмученных глин толщиной до 257м.

Вышележащие породы сортымской свиты представлены песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов (пласты БП7-БП12). Толщина песчаной толщи -350м.

Завершает разрез свиты чеускинская пачка, представленная глинами аргиллитоподобными с единичными прослоями песчаников.

Общая толщина свиты 728-756м.

Тангаловская свита.

Сложена морскими отложениями в виде неравномерного чередования аргиллитов и песчаников. Подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлена песчаниками и алевролитами. Средняя и верхняя подсвиты сложены глинами, чередующимися с песчаниками и алевролитами. Встречается обугленный растительный детрит, отпечатки флоры.

Толщина свиты 381-492м.

Средний отдел представлен отложениями покурской свиты.

Покурская свита.

К отложениям среднею отдела отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки.

Свита представляет собой хаотичное чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород. Характерен растительный детрит, остатки растений, углистые прослои, включения пирита.

В кровельной части свиты залегает газоносный пласт ПК1.

Толщина свиты 8б0-974м.

Верхний отдел сложен отложениями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Кузнецовская свита.

Начинает цикл морских осадков верхнего мела. Представлена глинами плотными слабослюдистыми, изредка известковистыми. Толщина свиты 14-26м.

Березовая свита.

Подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена опоками, переходящими в опоковидные глины с прослоями алевролитов. Толщина подсвиты 39-ЮЗм.

Верхняя подсвита сложена глинами, с прослоями опоковидных глин и опок. Толщина подсвиты 38-114м.

Ганькинская свита.

Завершает разрез меловых отложений и представлена глинами прослоями известковистыми, алевритистыми.Толщина свиты 160-255м.

Палеогеновая система

В состав палеогеновой системы входят отложения талийкой, люлинворской, тавдинской, атлымской и новомихайловской свит.

Талицкая свита.

Сложена, в основном, глинами алевритистыми, с прослоями песчаников в верхней части. Толщина свиты 74-123м

Люлинворская свита.

Представлена глинами алевритистыми с полурастворенной органикой, в нижней части - опоковидными с прослоями диатомовых глин. Толщина свиты 122-196м.

Тавдинская свита.

Сложена алевритистыми глинами с прослоями глауконитового песка. Толщина свиты 106м.

Атлымская свита

Представлена песчано-алевритовыми породами. Толщина свиты 50м.

Новомихайловская свита.

Характеризуется неравномерным переслаиванием глин алевритистых, алевритов и песков. Толщина свиты около 45м.

Четвертичная система

Отложения системы представлены песками, супесями, глинами с включениями гравия и гальки. Толщина около 30м.

2.1.2 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Вынгаяхинскому локальному поднятию.

Согласно структурно-тектонической карте мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты, Вынгаяхинское поднятие осложняет северную часть Вынгаяхинского вала, входящего в состав Верхне-Пурского мегавала.

Южная часть Вынгаяхинского вала осложнена Вынга-Пякутинским локальным поднятием, которое отделяется от Вынгаяхинского неглубокой седловиной.

К востоку и, частично, к северо-востоку от Вынгаяхинского вала в пределах Верхне-Пурского мегавала выделяется Етыпурский вал и с юга - Вынгапуровское куполовидное поднятие.

Наиболее общую информацию о структуре поднятия по различным гори-зонтам осадочного чехла и, связанных с ним отражающих границ, дают мате-риалы сейсморазведочных работ, которые на рассматриваемой территории проводились с 1967 года.

По материалам МОВ сейсмопартией 30,39/77-78 Вынгаяхинское локальное поднятие закартировано по отражающим горизонтам: “Г” (сеноман), “М” (апт), “В” (верхняя юра), “Т”(подошва платформенных отложений). Наиболее выдержанными в отношении регистрации являются: верхнеюрский сейсмический репер “Б”, литологически связанный с кровлей битуминозных аргиллитов баженовской свиты и горизонт “Г”, контролирующийся кровлей туронских глин, регионально распространенных в пределах Западной Сибири.

По горизонту “Г” Вынгаяхинское поднятие представляет собой линейно вытянутую в меридиональном направлении брахиантиклинальную складку со сравнительно крутыми западным и восточным крыльями и пологими перикли-налями.

Размеры структуры по замыкающей изогипсе - 775м составляют 47 х 12км, амплитуда поднятия 125м. Свод структуры смещен к южной ее части.

По отражающему горизонту “Б” Вынгаяхинское поднятие представляет собой ту же меридиональную складку, осложненную несколькими кулисообразно расположенными куполами в сводовой части.

Западное крыло круче восточного. К востоку от сводовой части отмечается терраса шириной 6-9км, восточнее которой углы падения увеличиваются и на крыльях достигают 30-3,50 , углы наклона к северу уменьшаются до 20 .

По горизонту “Т” строение структуры аналогично горизонту “Б”, выделяются те же купола, только несколько другой конфигурации и размеров.

Еты-Пуровское месторождение.

Еты-Пуровское месторождение расположено в южной части Надым-Тазовской синеклизы, в пределах Верхнепурского вала. Вал входит в состав Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур. Верхнепурский вал представляет собой структуру субмеридионального простирания. Вал сформирован с севера на юг Западно-Таркосалинским и Айваседопурским куполовидными поднятиями и Еты-Иурским малым валом. Последний осложнен Еты-Пурским и Южно-Еты-11урским локальными поднятиями.

Но верхнеюрскому опорному отражающему горизонту "Б" (кровля баженовской свиты) Еты-Пуровский вал представляет собой антиклинальную складку северо-западного простирания, оконтуренную изогипсой минус 3080м. имеющую размеры 82 х 25км, амплитуду около 300м.

По опорному отражающему горизонту "Г" (сеноман) Еты-Пуровский вал представляет собой антиклинальную складку северо-западного простирания, оконтуренную изогипсой минус 900 и осложненную по изогипсе - 760м двумя куполами. Максимальная амплитуда вала около 250м, размеры 78 х 17км.

Южно-Еты-Пурскос локальное поднятие по горизонту "Е'' слабо выражено, имеет незначительные размеры 7,5 х 2км и амплитуду 7м.

Ссверо-Еты-Пурское локальное поднятие по изогипсе минус 760м представляет собой антиклинальную складку северо-западного простирания размерами 30,5 х 1 1км. и амплитудой до 130м. Угол падения восточного, более крутого крыла - около 2,5", западного - 1.5-1,6° Северо-Еты-Пурское локальное поднятие контролирует газовую залежь в пласте. ПК?

По всему разрезу осадочных отложений осевой части Северо-Еты-Пурского локального поднятия выделены зоны тектонических нарушений, имеющих выдержанное северо-западное простирание. Разрывные нарушения подтверждены сейсмикой и данными бурения.

Зоны нарушений имеют вид грабенов с максимальной амплитудой погружения центрального блока на уровне отражающего горизонта "Е" в пределах 30м.

Разрывные нарушения, делящие залежь пласта ПК) на блоки, не являются газогидродинамическими экранами и не оказывают влияния на положение ЕВК, а дизъюнктивная тектоника отражается лишь на внешней геометрии структуры (граф.прил 2).

С юга на север амплитуда грабена плавно затухает до 10м.

Кроме того, в юго-восточной части купола складки выделяется сеть оперяющих разломов [I]. Выше по разрезу тектонические нарушения затухают.

2.1.3 Нефтегазоносность

Вынгаяхинское газонефтяное месторождение расположено в пределах Пуровского района Надым -Пурской нефтегазоносной области.

Залежи углеводородов в пределах этой области выявлены, практически, по всему разрезу вскрытых отложений от васюганской и баженовской свит до сеноманского яруса, включительно.

В изученной части разреза месторождения скопления углеводородов выявлены в отложениях васюганской и баженовской свит, ачимовской толщи, валанжинского и сеноманского ярусов.

Безводные притоки нефти получены из коллекторов ачимовской толщи. Притоки нефти получены в пластах Ю0 и Ю1, БП11.

Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманской продуктивной толщи. В отложениях сеномана на месторождении выявлено две самостоятельные залежи, отделенные друг от друга небольшим прогибом. Каждая залежь имеет свой ГВК. Одна газовая залежь выделяется на севере в пределах небольшого локального поднятия в районе скважины 3. Залежь имеет небольшую газонасыщенную толщину - 2,2м, отметка ГВК - 736,8м.

Размеры залежи 3 х 2км. При опробовании скважины в интервале 794-796м был получен фонтан газа дебитом 577,3тыс.м3/сут на диафрагме 25,4мм. Залежь водоплавающая.

Вторая (основная) залежь газа вскрыта 17 поисково-разведочными скважинами, вытянута в меридиональном направлении. Кровля сеноманских отложений вскрыта на абсолютных отметках 636,5-707,7м. Представлена переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, невыдержанных как по разрезу, так и по площади.

Для разреза характерна слабая сцементированность пород.

Коллекторами газа являются песчаники мелко- и среднезернистые прослоями алевритовые или глинистые и алевролиты от мелко- до крупно- зернистых, переходящие в песчаники мелкозернистые.

Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 2,4м до 62,4м.

Газоводяной контакт имеет наклон с юга на север от а.о.- 704,7м до а.о.- 713,6м. Опробование залежи проведено в трех скважинах (33, 34 и 40). Во всех скважинах получены фонтаны газа.

Размер основной залежи 25,3х 10,8км, высота - 72,7м. По типу залежь массивная, водоплавающая. Запасы газа составляют 100 млрд.м3. Индекс месторождения 1Г.

Еты-Пуровское месторождение.

Залежи углеводородов выявлены практически по всему разрезу вскрытых отложений от тюменской свиты до сеноманского яруса верхнего мела включительно (пласты Ю2, Ю12, Ю11, Ач1, БП164 БП163, БП12, бП9, БП4-5, БП1, АП10, ПК20, ПК9, ПК1) (всего 14 пластов).

Из коллекторов пласта Ю1 на южном куполе поднятия получен безводный приток нефти в скв.172, дебиты 6.9м3/сут , при депрессии 13.3МПа.

Еоризонт Ю) (пласты Ю11 и Ю12 ) опробован в четырех скважинах южного купола. Получены притоки нефти от 3,9м3/сут до 169,3мз/сут. Нефтеносность ачимовской толщи (пласт Ач) доказана испытанием скв.87 (северный купол -получена нефть дебитом 0,76м3/сут), скв.171 (южный купол - получена нефть дебитом 5,3м3/сут).

Нефть получена при испытании в скв.179 и 177, 178 пластов БП164 и БП163 Фонтаны нефти составили 20 и 12,2 м3/сут.

Пласт бп12 нефтенасыщен только на южном куполе. Фонтан нефти с пластовой водой получен в скв.179 из пласта БП9. Непереливающий безводный приток нефти получен из коллекторов пласта БГ4-5. Незначительные притоки безводной нефти получены при испытании пластов бп1 и АП10. Продуктивны пласты ПК20 и ПК9.

Газовая залежь ПК1 определена только на северном куполе, где из 11 испытанных скважин получен сухой газ. Залежь пласта ПК1 вскрыта на глубинах 732-854м.

Всего в контуре газоносности пласта ПК1 пробурено 20 скважин (без учета скв. 94, 95) и испытано в разрезе его продуктивной части 11 интервалов. При испытании газонасыщенных объектов рабочие дебиты на шайбах диаметром 16,1-24,1 мм составили 413,2-576,6 тыс.н.м3/сут. при депрессиях 0,08-1,38 МПа. Расчетные значения абсолютно-свободных дебитов определялись в 1752,2-6742,1 тыс.н.м3/сут.

По типу и строению она аналогична одновозрастным залежам газовых месторождений.

Продуктивная толща представлена переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород.

Контролируется залежь ПК) Северо-Еты-Пурским поднятием, оконтуривается изогипсой минус 760м и характеризуется развитием дизъюнктивной тектоники в отложениях сеномана.

Газоводянной контакт (ГВК) отбивается по комплексу ГИС на отметках от 761,0 до 770,7 метров, в среднем составляя 768,8м.

Залежь пласта ПК1 массивная, водоплавающая. Высота залежи 115м, размеры ее 11,5 х 37км.

2.2 Основные параметры сеноманской продуктивной толщи. Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность

В сеноманском разрезе керн отобран в пяти скважинах. Проходка с отбором керна составила 6% от общей газонасыщенной толщины. Всего выполнено 112 определений пористости, из них 53 - в газонасыщенной части разреза.

Коллекторами газа являются средне- и мелкозернистые песчано-алевритовые породы, очень рыхлые, слабосцементированные, с неравномерным распределением глинистого материала. По своему составу породы сходны с сеноманскими коллекторами газовых месторождений севера Тюменской области.

Пористость по керну составляет 30,8%. Возможно, пористость занижена за счет недовыноса керна из наиболее рыхлых песчаных пород. Коэффициент пористости, определенный по зависимостям “керн-геофизика” по скв. 41 и 48 Ямбургского месторождения, составляет 0,318, а по связям, построенным для месторождений южной группы, - равен 0,34. Коэффициент пористости по Ямбургским зависимостям, возможно, занижен, так как разница глубин залегания продуктивной толщи Ямбургского и Вынгаяхинского месторождений составляет 300м.

Коэффициент начальной газонасыщенности определен по зависимости удельного сопротивления от объемной влажности, полученной по месторождениям с аналогичным типом коллекторов (Вынгапуровское, Комсомольское, Губкинское). Средневзвешенное значение по месторождению равно 0,64.

Проницаемость коллекторов (Кпр) определена по зависимости Кпр=f(Кпэф). Средневзвешенное значение проницаемости составляет 0,7755мкм2. По керну не определены остаточная водонасыщенность и проницаемость.

Для сеноманской толщи характерно достаточно сложное строение: значительная изменчивость литологического состава, сильная расчлененность продуктивной толщи, слоистая неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коэффициент песчанистости (Кпес) по месторождению изменяется от 42,4% (скв. 38) до 100% (скв. 3, 34, 40, 377, 379). Среднее значение Кпес равно 82,8 %. Высокие значения промыслово-геологических параметров приурочены к сводовой части структуры (к участкам максимальных толщин). Коэффициент проницаемости по скважинам изменяется от 91мД (скв. 358) до 1969мД (скв. 37). Сводовая часть представлена высокопроницаемыми породами.

Сеноманская толща имеет сложное строение и представляет собой чередование пород коллекторов и неколлекторов.

Коллекторами газа являются песчаники и алевролиты, характеризующиеся слабой степенью цементации. Содержание цемента в коллекторах составляет 5-10% иногда достигая 20%.

Состав цемента глинистый, представлен гидрослюдой, хлоритом, каолинитом. По типу цемент поровый и пленочно-поровый. Коллекторы ПК1 обладают высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Охарактеризована сеноманская продуктивная толща керном в 13 скважинах. Из газонасыщенной части вынесено 90м керна (22,6% от суммарной эффективной толщины). Суммарный вынос керна составил 153,14м , что свидетельствует о низкой охарактеризованности пласта ПК1 керном.

Всего из коллекторов сеноманской толщи выполнено 73 определения пористости и 14 - проницаемости .

Пористость по керну изменяется от 29,5 до 47%, средневзвешенное значение составляет 36,6%. Коэффициент пористости, определенный по данным ГИС. равен 35,5%.

Коэффициент начальной газонасыщенности по ГИС составляет 0.76 (см.табл. 2.1.).

Качественных прямых определений проницаемости по керну не получено. По ГИС проницаемость определена по зависимости Кпр = f(Кпэф) и составляет 988 мД .

Физико-химическая характеристика свободного газа.

Сеноманская газовая залежь охарактеризована двумя анализами по скв. 33 и 34. Для газа сеноманской залежи характерно отсутствие или очень низкое содержание тяжелых углеводородов. Содержание метана составляет 98,23%, этана - следы, пропана - 0,01 - 0,03%, бутанов - 0,02 - 0,06%, пентана + высшие - 0,03%. Углекислый газ содержится в количестве 0,04%. Азот, гелий и аргон присутствуют в очень малых количествах, соответственно: 1,62 - 2,18%; 0,02%; 0,01%. Относительная плотность составляет 0,564.

Компонентный состав газа сеноманской залежи определен по шести пробам из 8 скважин. Природный газ имеет метановый состав. Содержание метана изменяется от 98,02% (скв.12) до 98,96 (скв.1).

Высшие гомологи метана представлены этаном - 0,06. Содержание углекислого газа варьирует от 0,04 (скв.12) до 0,43 (скв.10), азота 0,64 -1,95%, сероводород отсутствует, водород обнаружен в трех пробах в количестве 0,02%, содержание гелия составляет 0,02% - 0,017%, аргона - 0,02% .

Среднекритические параметры газа составляют: среднекритическое давление - 4,6МПа, среднекритическая температура 189,93°К.

Температурные условия недр.

Для изучения температурного режима при испытании скважин замерялась пластовая температура одновременно с замерами пластового или забойного давления. Большинство замеров приурочено к продуктивным нефтяным пластам и характеризуют нижнюю часть разреза.

Запись геотермического градиента проведена в скв.30. Скважина находилась в состоянии покоя 56 суток. Средняя температура продуктивных пластов определялась по линии, построенной по точечным замерам, на уровне среднего положения ГВК или ВНК. Температура продуктивной толщи сеномана составляет 320С, пласта БП110- 780С, БП111-800С, БП112-780С.

3 . Технологическая часть

3.1 Состояние разработки

Разработка Вынгаяхинского месторождения газа находится в начальной стадии освоения, поэтому технологические показатели разработки газовой залежи выбирались, учитывая ряд факторов геологического, технологического и технико-экономического характера.

К геологическим факторам относятся, в первую очередь, особенности геологического строения, фильтрационно-емкостные характеристики залежей и величины запасов газа. Сеноманская газовая залежь Вынгаяхинского месторождения является водоплавающей массивного или пластово-массивного типа и залегает на небольшой глубине. Запасы газа сравнительно небольшие - 100 млрд.м3. Для залежей подобного строения и с такими запасами, как показывает опыт разработки аналогичных месторождений, оптимальным уровнем годовых отборов газа в основной период разработки является ежегодная добыча 3 - 5 % от величины начальных запасов газа.

Из технологических, основным фактором, ограничивающим добычу газа, является продуктивность добывающих скважин. Как показывают результаты газодинамических исследований разведочных скважин, ожидаемая продуктивность залежи при ее разработке достаточно высока. Так, максимальные дебиты разведочных скважин, при небольших депрессиях на пласт, сопоставимы с дебитами эксплуатационных скважин на соседнем Вынгапуровском месторождении. Сеноманская газовая залежь Вынгаяхинского месторождения характеризуется наличием активной подошвенной водой. Согласно расчетам при расстоянии от нижних дыр перфорации до поверхности ГВК порядка 20 м безводный дебит в основной период разработки оценивается в 450-470 тыс.м3/сут. При этом величина депрессии на пласт не превысит 2 кг/см2. Как показывает опыт разработки близлежащих месторождений (Вынгапуровского, Комсомольского, Губкинского) при таких депрессиях не отмечается разрушения призабойной зоны скважины. Такие продуктивности может обеспечить оправдавшая себя на практике центрально-групповая схема размещения кустов эксплуатационных скважин в центральной части структуры.

Фактором, осложняющим обустройство сеноманской газовой залежи, может явиться большое количество нефтяных кустов и линейных коммуникаций на площади месторождения. Но ожидаемая высокая производительность газовых скважин предопределяет их сравнительно небольшое количество, а следовательно и возможность размещения их на площади месторождения.

В условиях рыночной экономики во главу угла ставится получение максимальной прибыли от добычи углеводородного сырья за весь период разработки. Поскольку категорических экономических ограничений на объемы ежегодной добычи газа на месторождении не установлено, то на стадии проектирования разработки встает вопрос о выборе оптимального варианта эксплуатации, обеспечивающего максимальную добычу газа при минимальных капитальных вложениях в обустройство месторождения и эксплуатационных затратах, т.е. уровнями годовой добычи газа в период постоянных отборов газа ( 4, 5, 6 и 7 млрд.м3).

По выбранному варианту разработки предусматривается уровень годовой добычи газа в период постоянных отборов 5 млрд.м3. Такой уровень добычи может быть достигнут за счет эксплуатации 33 скважин, объединенных в 14 кустов по 2-3 скважины в кусте. Средний рабочий дебит одной скважины ожидается равным 447 тыс.м3/сут при депрессии на пласт 1,0-1,7 кг/см2. Продолжительность периода нарастающей и постоянной добычи составит 13 лет. Пластовое давление в зоне размещения скважин к началу падающей добычи снизится до 45,7 кгс/см2.

Срок разработки 28 лет. Пластовое давление к концу разработки снизится до 12,3 кгс/см2. Обводнение залежи составит 53,6% начального порового объема.

Сеноманская газовая залежь Вынгаяхинского месторождения выгодно отличается от других в плане разработки тем, что залегает на сравнительно небольшой глубине, характеризуется высокими коллекторскими свойствами, а следовательно, ожидаемой большой продуктивностью эксплуатационных скважин. Залежь массивного типа на всей площади подстилается подошвенной водой. Указанные факторы позволяют использовать центрально-групповую схему размещения эксплуатационных скважин, предусматривающую формирование эксплуатационного поля в присводовой части структуры. Аналогичная схема вполне оправдала себя на соседнем Вынгапуровском месторождении, где к настоящему времени, глубина региональной депрессионной воронки не превышает 5-6 кг/см2, несмотря на то, что площадь зоны размещения эксплуатационных скважин не превышает 25 % от площади залежи. Такая схема отличается рядом преимуществ по сравнительно с другими (например, равномерным размещением скважин). Сокращается протяженность внутрипромысловых коммуникаций (шлейфов), подъездных автодорог к скважинам, уменьшается площадь земель отведенных на строительство технических сооружений.

Существующий опыт бурения и эксплуатации скважин на аналогичных месторождениях позволяет использовать в качестве основного способа разбуривания, строительство наклонно-направленных скважин, что также значительно снижает затраты на обустройство месторождения и эксплуатацию скважин, уменьшает воздействие на окружающую среду.

Освоение газовой залежи начато с наиболее продуктивной ее части, т.е. первые скважины расположены на участке наибольших газонасыщенных толщин с последующим расширением эксплуатационного поля к периферийным частям залежи. Основные трудности возникают в связи с тем, что площадь размещения эксплуатационных скважин и внутрипромысловые коммуникации накладываются на поле уже пробуренных нефтяных скважин. Здесь же имеется довольно разветвленная схема сбора нефти. Поэтому при выборе точек размещения кустов скважин и схемы сбора газа максимально использованы коридоры нефтесборных коллекторов.

По этой же причине целесообразно расположение УКПГ неподалеку от систем сбора и подготовки нефти (ЦПС, ДНС).

Примерно в 40 км к востоку от Вынгаяхинского месторождения расположено Еты-Пуровское месторождение, которое также является перспективным объектом для первоочередного освоения. С целью предотвращения дублирования транспортных потоков газа с этих двух месторождений при обустройстве Вынгаяхинского промысла предусмотренно строительство газопровода подключения с учетом последующей врезки газопровода с Еты-Пура.

Как показывают теоретические расчеты и опыт разработки аналогичных месторождений количество эксплуатационных скважин в кусте контролируется эффективной газонасыщенной толщиной, с которой коррелятивно связана величина газопроницаемости. Но, поскольку, объем геологической информации на этапе первичного проектирования не позволяет построить достаточно достоверную модель изменения проницаемости по площади залежи, в основу схемы размещения эксплуатационных скважин положена карта изопахит.

Для обоснования зоны размещения скважин на площади Вынгаяхинского месторождения, в проекте разработки на сеточной модели проведены многовариантные расчеты, позволяющие провести анализ эффективности дренирования залежи в зависимости от площади эксплуатационного поля. В результате расчетов установлено, что оптимальная степень дренирования достигается при размещении скважин в пределах изопахиты 30-40 м. При этом подавляющее большинство скважин должно быть расположено в пределах 40-вой изопахиты. Но в перспективе наибольшая глубина депрессионной воронки ожидается в северной и северно-восточной частях залежи, в связи с чем на этих участках также необходимо разместить эксплуатационные скважины.

Фактором, контролирующим количество скважин в кусте, является величина удельных запасов газа, приходящихся на один куст. Поэтому в зоне наибольших удельных запасов газа, ограниченной изопахитой 60 м размещены кусты из трех эксплуатационных скважин с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, а на участке ограниченном изопахитати 30-60 м - кусты из двух скважин.

С целью выбора продуктивных пластов для перфорации первая скважина куста пробурена вертикальной со вскрытием ГВК и спуском эксплуатационной колонны на глубину 810 м (по вертикали). Данная скважина выполняет функции эксплуатационно-наблюдательной. Исключением являются кусты №№ 3, 7, 12, в которых пробурены наблюдательные скважин. Вторая (третья) скважины пробурены наклонно-направленным способом в зависимости от фактически установленного разреза по результатам ГИС, проведенного в первой пробуренной скважине куста, и остановкой забоев на 10-20 м от начального ГВК. Такая схема разбуривания по имеющемуся опыту разработки обеспечивает длительную безводную эксплуатацию скважин в течении 15-18 лет.

Кроме указанных факторов, при выборе схемы размещения скважин, оказывает влияние наличие на площади нефтяных коммуникаций и природоохранные ограничения.

По выбранному варианту пробурено 39 скважин, в том числе 33 эксплуатационных (14 кустов), 3 наблюдательных в кустах и 3 одиночных наблюдательных скважин.

Разработка северной залежи (район разведочной скважины 3) предполагается на поздней стадии эксплуатации месторождения. Учитывая, что она изолирована от основной залежи, в технологических расчетах она принимается как самостоятельный объект.

4 Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

В качестве основного способа разбуривания залежи приняты как наклонно-направленный способ, так и строительство вертикальных скважин. На кустовых площадках размещены от двух до четырех скважин (с учетом наблюдательных).

Все наклонные скважины бурятся по трехинтервальному профилю, с участком набора угла наклона в интервале спуска кондуктора со стабилизацией угла до кровли продуктивного горизонта. В интервале залегания продуктивного пласта предполагается естественное падение угла наклона, характерное для прямых компоновок без центрирующих элементов.

Исходя из проектных добывных возможностей продуктивного пласта предусмотрена соответствующая конструкция скважин. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на глубину 780 м по вертикали. Центраторы устанавливаются в интервале набора кривизны через каждые 20 м, над кровлей продуктивного пласта через каждые 20 м и устанавливаются два комплекта технологической оснастки, включающие центраторы, турбулизаторы и скребки.

В устьевой части колонна оборудована жесткими центраторами в количестве 10 шт., устанавливаемых на первых 10 трубах.

Глубина спуска кондуктора определяется согласно РД 39-093-91 «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность», Самара, 1991 г. по формуле

Нк 1,105Рвн/гр (4.1)

где Рвн - ожидаемое внутреннее давление на глубине Нк (Рвн=Рпл/еs), мПа;

гр - градиент давления гидроразрыва на глубине Нк, мПа/м.

Согласно расчетам глубина спуска кондуктора диаметром 245 мм принимается равной 500 м. Кондуктор спускается для перекрытия зон обвалообразований и установки на него противовыбросового оборудования. Комплектуется из труб марки "Д".

Для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений спускается направление диаметром 324 мм на глубину 150 м.

Значения глубин спуска эксплуатационных колонн, конкретно по каждой скважине, уточняются геологической службой добывающего предприятия, исходя из расположения скважины на структуре.

Таблица 4.1 Конструкция скважин

Наименование	Диаметр,	Глубина	Цель спуска
Колонн	Мм	спуска, м	колонн
1. Направление	324	150	Перекрытие неустойчивых четвертичных отложений
2. Кондуктор	245	500	Предупреждение обвалообра-зований в верхней части разреза
3. Эксплуатационная колонна	168	780	Перекрытие промыслового газосодержащего объекта

Конструкция наблюдательных и эксплуатационно-наблюдательных скважин аналогична конструкции эксплуатационных наклонных скважин и предусматривает глубину спуска эксплуатационной колонны 810 м по вертикали.

4.2 Конструкция фонтанных подъемников и оборудование скважин

Эксплуатационные скважины сеноманских отложений Вынгаяхинского месторождения для обеспечения оптимальных режимов работы должны оснащаться лифтовой колонной диаметром 114 мм. Для обеспечения безаварийной эксплуатации скважин в условиях многолетней мерзлоты более безопасна пакерная схема. Следует отметить, что в условиях Вынгаяхинского месторождения допускается беспакерная схема эксплуатации, использование которой возможно при наличии технологического регламента, согласованного с органами госгортехнадзора, госпожнадзора и противофонтанной службы.

Исходя из геолого-технических условий предлагается следующая компоновка лифтовой колонны:

от устья до глубины на 50 м выше кровли продуктивного пласта - колонна высокогерметичных насосно-компрессорных труб типа НКМ диаметром 114 мм;