Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования.

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу: «Скважинная добыча нефти»

на тему: «Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении»

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

2. Геологическая часть

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

2.2 Нефтегазоностность пластов

2.3 Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов

2.4 Свойства и состав нефти и газа

3. Технологическая часть

3.1 Вывод скважины, оборудованной ЭЦН на режим

3.1.1 Подготовка скважины к выводу на режим

3.1.2 Вывод скважины на режим

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

4.2 Конструкция УЭЦН

5. Экономическая часть

5.1 Производственные функции ДОМНГ

5.2 Динамика технико-экономических показателей производства

5.3 Расчет экономического эффекта ГРП

6. Экологичность и безопасность проекта

6.1 Особенности расположения Приобского месторождения

6.2 Особенности геологоразведки и добычи на Приобском месторождении и влияние на окружающую среду

6.3 Основные факторы влияния на окружающую среду

6.4 Цели и задачи охраны окружающей среды

6.5 Источники воздействия на окружающую среду

6.6 Анализ и исследование состояния окружающей среды на Приобском месторождении

7. Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

В Курсовом проекте «Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении» представлена история разработки и освоения Приобского месторождения, геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов.

В данном проекте рассмотрим работу скважин оборудованных УЭЦН отечественного производства и импортного марки REDA, проведем сравнительный анализ эффективности работы скважин с данным оборудование; проведем анализ воздействия на нефтеносные пласты проведение гидравлического разрыва пластов, как основного метода интенсификации.

В экономической части будут отражены основные технико-экономические показатели Дирекции по обустройству месторождений нефти и газа, рентабельность проведения ГРП.

В курсовом проекте осветим вопрос экологичности и безопасности, рационального природопользования и природоохраны, состояние окружающей среды уникального Приобскоого месторождения.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. в результате бурения и испытания скв 151, в которой получен приток нефти дебитом 14,2 м³/сут. Месторождение удалено на 65км к востоку от г. Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от г. Нефтеюганска.

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть 46-60 м.

Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Березовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области и судоходна весь навигационный период с конца мая по октябрь. На территории района имеется большое количество озер, наиболее крупные из которых оз. Олевашкина, оз. Карасье, оз. Окуневое и др. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года январь (среднемесячная температура -19.5град.С). Абсолютный минимум -52град.С. Самым теплым является июль (среднемесячная температура +17град.С), абсолютный максимум +33 град. с. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75% приходится на теплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжает лежать до начала июня. Мощность снежного покрова от 0.7м до 1,5-2м. Глубина промерзания почвы 1-1,5м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, их температура постоянная и близка к 0 град. С.

На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Нефтеюганский район) до 180-220 м (Лянторское месторождение). Мощность MMП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, является города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Пойковский, Селиярово, Сытомино, Лемпино и др.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. В пределах Ханты-Мансийского района, где расположено месторождение, разрез в целом довольно однотипен и на разных участках отличается только в деталях, поэтому при характеристике его строения использовались и данные по соседним площадям (Салымской, Приразломной). Разрез месторождения состоит из четырех литологических систем - Доюрской, Юрской, Меловой, Четвертичной.

Доюрская система залегающая, по данным сейсморазведки на глубинах 3200-3300 м, состоит из консолидированного фундамента и промежуточного комплекса, включающего в этом районе среднепалеозойские и триасовые образования. Образования фундамента представлены гранит-порфиритами, кварцевыми порфиритами, туфогравелитом пестрым, гравелитом серым, опесчаненным, крепким, кварцевым. Кварцевые порфиры светло-серые, порфириты темно-зеленые, очень крепкие, участками хлоритизированные, разбитые трещинами, которые заполнены кристаллическим карбонатом. Промежуточный комплекс пород представлен метаморфизированными известняками девонского и каменноугольного возраста и различного рода эффузивными породами триаса. Вскрытая мощность доюрских образований составляет 10-96 м.

Юрская система отложений рассматриваемого месторождения состоит из трех свит - Тюменской, Абалакской, Баженовской.

Тюменская свита залегает в основании платформенного чехла и перекрывается верхнеюрскими отложениями. Свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями глинистых известняков (сидеритов) и бурых углей. В целом отложения тюменской свиты можно разделить на три части. В составе нижней преобладают песчаники. Средняя подсвита характеризуется преобладанием глинистых пород над песчаными разностями и повышенной углефикацией разреза. В разрезе верхней подсвиты, особенно верхней ее части, преобладают песчаники и алевролиты. Отложения тюменской свиты вскрыты в пределах Приобского месторождения на глубинах 2806-2973 м. Вскрытая толщина свиты изменяется от 41 до 448 м.

Абалакская свита представлена темно-серыми, почти черными аргиллитами плотными, массивными, алевритистыми, местами известковистыми, глауконитовыми с остатками раковин пелиципод, рострами белемнитов, образовавшимися в условиях нормального морского режима. В основании встречаются песчаники, алевролиты, оолитовые сидериты. Толщина свиты 17-32 м.

Баженовская свита сложена в основном аргиллитами темно-серыми, почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых, прослоями массивными, битуминозными, слюдистыми с очень подчиненным значением известняков и мергелей. Для разрезов свиты характерна следующая закономерность - в верхней части чаще встречаются бурые породы, в средней черные, а в нижней карбонатные или породы с аутигенным кремнеземом. Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, обугленного растительного детрита и фауны аммонитов, пелиципод, фораминифер и радиолярий. Залегание пород баженовской свиты почти горизонтальное и кровля ее четко фиксируется на Приобской площади, мощность свиты составляет 26-38 м.

Меловая система на территории Приобского месторождения развита повсеместно и представлена двумя отделами нижним и верхним. Нижний отдел представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и xанты-мансийской свитами. Верхний отдел представлен верхами ханты-мансийской свиты, континентальными отложениями уватской и морскими отложениями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Ахская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, по литологическому составу делится на четыре части. Непосредственно на битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегает пачка темно-серых, почти черных аргиллитов (подачимовская). Аргиллиты этой пачки слабоалевритистые, слюдистые, известковистые, прослоями битуминозные. Толщина подачимовской пачки не более 20 м. Выше залегает ачимовская толща, представленная обычно довольно сложным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые, мелкозернистые, слюдистые с глинисто-карбонатным цементом, с включением углистого детрита. Песчаные пласты не выдержаны по простиранию и в разрезе имеют линзовидный характер залегания. Толщина ачимовской толщи до 80 м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми, алевритистыми, иногда известковистыми, содержащими прослои песчаников и алевролитов. На плоскостях наслоения отмечается обугленный растительный детрит.

Викуловская свита характеризуется присутствием обильного растительного детрита. Толщина викуловской свиты на Приобском месторождении колеблется от 264 м на западе до 26 м на северо-востоке, минимальные толщины приурочены к приподнятым частям структуры, максимальные к погруженным.

Ханты-Мансийская свита представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней песчано-алевритовые. Глины темно-серые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, слюдистые, с прослоями глинистых известняков и сидеритов. Алевролиты и песчаники светло-серые и серые, глинистые, не очень крепкие, слюдистые, с прослоями глин. Для пород свиты характерно обилие углистого детрита. Толщина отложений ханты-мансийской свиты колеблется в небольших пределах от 292 до 306 м.

Уватская свита сложена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов слабосцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых, песчаников и алевролитов, а также глин аргиллитоподобных, зеленовато-серых и темно серых. Характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря, встречаются единичные фораминиферы. Толщина свиты изменяется от 283 м на западе до 301 м на востоке.

Кузнецовская свита сложена глинами серыми и зеленовато-серыми, плотными, с прослоями глауконитовых алевролитов и редко песчаников. Отмечаются остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, углефицированные растительные остатки, фауна фораминифер и пелиципод. Толщина кузнецовской свиты изменяется в небольших пределах от 49м до 63 м. Наблюдается некоторое увеличение толщин на западе и на севере месторождения.

Атлымская свита сложена песками серыми мелко и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, алевритистых. Толщина свиты составляет 50-60 м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Пески серые, светло-серые тонко и мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые с включениями растительных остатков. Глины и алевриты серые, коричневато-серые с включениями обломков древесины и прослойками угля. Толщина свиты до 80 м.

Туртасская свита представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Толщина свиты составляет 170 м.

Четвертичная система представлена в нижней своей части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами зеленовато и буровато-серыми, песчанистыми, лессовидными суглинками и супесями. В верхней части болотные и озерные отложения: торф, ил, глины, суглинки и супеси. Для четвертичных отложений характерна пресноводная фауна. Толщина отложений свиты 70-100 м.

2.2 Нефтегазоносность пластов

Этаж нефтегазоносности на Приобском месторождении охватывает толщу осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км, но все же основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в отложениях неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счет выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: континентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море. По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зональные репера), так содержащихся между ними песчано-алевролитовых пород.

При подсчете запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0, АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7. Пачка продуктивных пластов АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В ее составе выделено три пласта АС12/3, АС12/1-2 и АC12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.

Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755 м и является литологический экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются oт 12,8м до 1,4м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м^3/сут до 7,5 м^3/сут при Hд=1327 м. Размеры литологический экранированной залежи составляют 25,5х7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС12/3 в районе скв.241 вскрыта на глубинах 2640-2707м и приурочена к Ханты-Мансийскиму локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м^3/сут. Размеры залежи 18х8,5 км, высота 70 м. Тип - литологический экранированный.

Залежь пласта АС12/3 в районе скв.234 вскрыта на глубинах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Нефтенасыщенные толщины, как и в предыдущих залежах, максимальные на востоке 6 м и минимальные на западе 1 м. В скв.234 при испытании интервала 2646-2656 м получен приток нефти 13.9 м^3/сут нефти при Hд=1329 м. Размеры залежи 8,5х4 км, высота 40 м, тип - литологический экранированный.

Залежь АС12/3 в районе скв.15 вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Нефтенасыщенные толщины но ГИС изменяются от 0,4 м до 6,5 м. Размеры литологический экранированной залежи 11,5х5,5 км, высота до 28 м.

Залежь в районе скв.420 вскрыта на глубине 2732-2802м, Нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Размеры литологический экранированной залежи 5х4 км, высота 70м.

Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трех сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Дебиты нефти изменяются от 1 м3/сут при динамическом уровне до 26 м3/сут на 6 мм штуцере (скв.235). Размеры литологический экранированной залежи 45х25 км, высота 176 м.

В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи в районе скв. 4Х-М (7.5х7 км, высотой 7 м) и в районе скв.330 (11х4,5 км, высотой 9м). Обе залежи литологический экранированного типа.

Пласт АС12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41х14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от 1 м^3/сут при динамических уровнях до 48 м^3/сут (8 мм штуцер). Небольшая изолированная залежь выявлена в районе скв.331, размеры ее 5х4,2 км, высота 21 м. Дебит нефти 2,5 м^3/сут при динамическом уровне 1932 м. Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС11, в состав которой входят АС11/0, АCll/1, АCll/2, АCll/3, АС11/4. Три последних объединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводовым участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до 78.6 м в скв.246). На юго-востоке (скв.151) этот горизонт представлен лишь пластом АС11/2, в центральной части (скв.262) - пластом АCll/3, на севере (скв.246-247) - пластом АС11/2-4. Выделено 8 небольших по размерам и площадям отдельных залежей в пласте АС12/2-4, вскрытых 1-2 скважинами каждая: в районе скв.246(7х4,6 км), 247(5х4,2 км), 251(7х3,6 км), 232(11,5х5 м), 262(4,5х4 км), 271(14х5 км), 151(5,1х3 км) и 293(6,2х3,6 км). Дебиты в диапазоне от 0.4 (скв.252) до 25.5 м^3/сут (скв.246) при динамических уровнях 801-1284 м.

Основная залежь АCll/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС11/1 развит в присводовой части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48х15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м^3/сут при динамическом уровне 1195 м до 118 м^3/сут через 8 мм штуцер. Имеется линзовидная залежь в районе скв.151 (5х3,2 км, высотой 7м).

Пласт АС11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8х5,5 км, вторая 4,7х4,1 м. Обе залежи литологический экранированного типа, имеют нефтенасыщенные толщины от 2 до 4 м. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м^3/сут при динамическом уровне.

Горизонт АС10 вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС10/2-3, АС10/1, АС10/0.

Основная залежь АС10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологический экранированный, размеры 31х11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Небольшие литологический экранированные залежи зафиксированы в районах скважин 243(8х3,5 км) и 295(9,7х4 км). Нефтенасыщенные толщины 1,6-8,4 м. Дебиты нефти 5,7-8,4 м^3/сут при динамическом уровне 1248 м.

В пределах зон развития пласта АС10/1 в песчаных фациях выделены четыре залежи. Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38х13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 при динамическом уровне 1064 м до 6,4 м^3/сут переливом на 2 мм штуцере. В районе скважин 255, 420, 330 выявлены литологический экранированные залежи небольших размеров(6х4 км) с нефтенасыщенными толщинами от 0,8 до 5,2 км.

Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АC10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридионального простирания.

Залежь АС10/0 в районе скв.242 литологический экранированная. Дебиты нефти составляют 4,9-9 м^3/сут при динамических уровнях 1261-1312 м. Размеры 15х4,5 км, высота до 58 м. Залежь АС10/0 в районе скв.239 размерами 9х5 км, высотой 63 м. Нефтенасыщенные толщины от 1,6 до 2,4 м, дебиты 2,2-6,5 м^3.сут. В районе скв.180 литологический экранированная залежь размерами 6,2х4,5 м. Нефтенасыщенная толщина 2,6 м. Дебит 25,9 м^3/сут при динамическом уровне 1070 м.

Горизонт АС9 имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фациальных зон, располагающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

В районе скв.290 залежь АС9 вскрыта на глубинах 2473-2548 м. Размеры залежи 16,1х6 км, высота до 88 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составили 1,2-4,75 м^3/сут при динамических уровнях 1382-1184 м. На востоке месторождения выявлены три небольших (6х3,6 км) залежи в районе скв.406, 411, 408. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Все залежи литологический экранированные.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет очень мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м^3/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины от 0,8 до 7,8 м. Размеры залежи 46х8,5 км, высота 91 м.

Залежь пласта АС7 в районе скв.331 вскрыта на глубинах 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. Размеры залежи 17х6,5 км, высота 27 м. Тип литологический экранированный. Меньшие по размерам литологический экранированные залежи (в районах скв.290, 230, 243, 255) имеют площади от 19 км^2 до 36 км^2, нефтенасыщенные толщины 1,2-3,6 м. Дебиты нефти от 1,5 до 5,3 м^3/сут.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018км^2), минимальную (10 км^2) - залежь в пласте АС10/1.

2.3 Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов

Для продуктивных пластов неокомского возраста Приобского месторождения характерны следующие общие черты:

1.Состав алеврито-песчаных пород аркозовый, кварцполевошпатовый.

2. Поровый, пленочный, порово-пленочный цемент, по составу глинистый, реже карбонатно-глинистый.

3. Преимущественно мелкозернистый гранулометрический состав песчаников.

4. Тип коллекторов - поровый.

Горизонт АС12 представлен неравномерным довольно тонким чередованием песчаников и алевролитов с прослоями уплотненных глин. Нередки и прослои карбонатных пород или песчано-алевролитовых разностей с кальцитовым цементом. Содержание песчаной фракции по пластам горизонта составляет 37-40%.

В обломочной части пород коллекторов горизонта АС12 наблюдается преобладание кварца (43,4-46,4%) над полевыми шпатами (40-45,5%) при небольшом количестве обломков пород (10,4-13%), представленных кварцевыми, кремнистыми разностями, эффузивами и сланцами. В глинистом цементе наблюдается довольно значительное содержание каолинита (47,4%). Содержание хлорита 34%, гидрослюды 18,4%.

Породы-коллектора пласта АС12/3 представлены цепочкой песчаных линзовидных тел северо-восточного простирания. Коэффициент песчанистости пласта имеет тенденцию увеличиваться в северо-восточном направлении и колеблется от 0,004 до 0,7 (в среднем 0,29). Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14 (Крср=5). Средневзвешенная по толщине средняя величина открытой пористости равна 17,5%, проницаемость 0,001мкм^2, остаточная водонасыщенность 58,9%, карбонатность 3,05%.

Породы-коллекторы пласта АС12/1-2 как известно занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде мощного субмеридионального вытянутого линзовидного песчаного тела. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,04 до 0,63, составляя в среднем 0.29. Коэффициент расчлененности увеличивается с повышением величины эффективной толщины пласта и изменяется в пределах от 1 до 33 (Крср=10).

В распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по пласту АС12/1-2 наблюдается определенная зональность. На востоке отмечается зона коллекторов с наилучшими ФЕС (Кп более 19% и Кпр более 10мД) по залежи, для которой характерны и повышенные дебиты нефти вплоть до фонтанов. В следующей за ней зоне преобладают коллектора с пористостью от 17,5 до 19% и Кпр 1-7мД, дебиты изменяются от 2 до 5 м^3/сут. Последняя зона характеризуется Кпр 1мД и Кп 17.5%,дебиты в этой зоне не превышают 2 м^3/сут при динамическом уровне.

Средние параметры, характеризующие коллекторские свойства пласта, следующие: пористость 18,5%, проницаемость 0,005 мкм^2, остаточная водоносность 55,8%, остаточная нефтенасыщенность 22,8%, карбонатность 3,2%. Содержание алевритовой фракции по пласту составляет 51,3%, песчаной 37,5%.

В целом для пласта АС12/1-2 отчетливо прослеживаются так называемые "каналы" (понижения в палеорельефе, вероятно, с последующим размывом), по которым шла основная транспортировка терригенного материала, где в настоящее время и сконцентрирована основная масса песчаного материала.

Пласт АС12/0 имеет в принципе ту же зону развития, что и нижележащий пласт, но меньшую по размерам. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,03 до 0,60, составляя в среднем 0,28. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 25 (Крср=7). Коллекторские свойства пласта АС12/0 имеют тенденцию улучшатся в восточном направлении. Открытая пористость колеблется в пределах 17,2-20,0%, проницаемость 0,005-0,013 мкм^2, остаточная водонасыщенность 39,5-75,8%, остаточная нефтенасыщенность 10,6-41,8%, карбонатность 2,2-5,6%, алевритовая фракция составляет 48,3%, песчаная 40,1%.

В целом ФЕС коллекторов пласта АС12 близки между собой, при этом коллектора пласта АС12/3 обладают пониженными значениям.

Горизонт АС11 на Приобском месторождении как известно представляет собой огромную субмеридиональную вытянутую линзу, ограниченную практически со всех сторон зонами глинизации. Формирование пород-коллекторов на данной территории происходило, вероятно, большей частью в условиях шельфового мелководья. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,13. Связь Кп с эффективной толщиной отсутствует. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14, составляя в среднем 5. Основная доля среди коллекторов приходится на пропластки менее 1 м - 79,4%.В отличие от горизонта АС12 содержание песчаной фракции здесь несколько больше 43,8%, пласт более однородный Кодн=1,66,лучше отсортированность пород. По составу породообразующих компонентов песчаники аркозового состава с преобладанием кварца (44,2%) над полевыми шпатами (39,7%) при небольшом количестве обломков пород (15,8%) и слюды (0,6%). Открытая пористость в среднем составляет 19,2%, проницаемость 0,015 мкм^2, остаточная водонасыщенность 28,9%, карбонатность 2,1%.

Коллекторы пласта АС11/1 приурочены в основном к присводовой части в виде широкой полосы cевеpo-восточного простирания. Коэффициент расчлененности пласта АС11/1 колеблется в пределах от 1 до 14, а среднее его значение равно 8. Для этого пласта также характерно наличие более значительной доли пропластков мощностью от 1 до 4 м - 41,8%, при небольшом преобладании прослоев менее 1 м - 54,3%.

В распределении ФЕС пластa АС11/1 по площади намечается тенденция улучшения коллекторских свойств в северо-восточном направлении. В ряде скважин, пробуренных на северо-востоке, встречаются прослои (зоны) рыхлых песков мощностью до 9 м. Вероятно, залежь пласта АС11/1 формировалась в несколько этапов и такие зоны разуплотнения должны иметь место в ряде других скважин. Пределы изменения открытой пористости по пласту составляют от 17,7 до 22,З%, проницаемости от 2,2 до 0,0076 мкм^2, остаточной водонасыщенность меняется от 26,8 до 42,6%, карбонатность от 1,6 до 4,6%. Горизонт АС11 перекрывается довольно мощной пачкой глинистых отложений до 30 м.

Горизонт АС10 сложен чередованием песчаников и алевролитов с глинистыми прослоями. Отмечаются единичные слойки и линзочки глинистого материала, подчеркивающие тонкую резкую горизонтальную слоистость. Породы - коллектора горизонта АС10 присутствуют в пределах центральной зоны, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а также к юго-западному крылу структуры.

Коллектора пластов АС10/1 и АС10/2-3 в восточной и центральной частях формировались на относительно выровненной территории в условиях мелководной зоны рельефа. По сравнению с пластом АС11/1 здесь были, по-видимому, еще более мелководные условия осадконакопления.

Породы - коллектора пласта АС10/2-3 наблюдаются в виде линзовидных песчаных тел, приуроченных к западному погружению структуры. Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 64 м, эффективная 0,8-15,6 м, коэффициент песчанистости 0,11-0,6, Кпесср=0,38. Вероятно в этой залежи в восточном направлении, по аналогии с пластом горизонта АС12, должны возрастать ФЕС коллекторов и наблюдаться укрупнение обломочного материала. По-видимому, песчаные тела пласта АС10/2-3 на западных участках сформированы тремя турбидитными потоками, прослеживаются по максимальным значениям эффективная мощность Hэф и коэффициент песчанистости Кпес. В целом для пласта АС10/2-3 коэффициент песчанистости составляет 0,31, коэффициент расчлененности - 7, пористость - 17,7%. По гранулометрическому составу пласт представляет собой не отсортированные разности (алевритовой и песчаной фракции менее 50%).

Коллектора пласта АС10/1 тяготеют к центральной части площади Приобского месторождения и занимают практически ту же территорию, что и отложения пласта АС11/1 с небольшим смещением границ коллекторов на запад. Эффективная толщина пласта АС10/1 колеблется от 0,4 до 11,8 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,08-0,7 (Kпесср=0,30), коэффициент расчлененности - 4. Породы-коллекторы представлены пропластками менее 1м - 74,5% и только 1% приходится на пропластки мощностью более 4 м. Пределы изменения открытой пористости по пласту составляют 19,9-22,6%, проницаемости 0,0022-0,0231 мкм^2, остаточной водонасыщенности 25,5-34,6%, карбонатности 1,3-2,1%. Коллектора представлены крупнозернистыми алевролитами (алевритовой фракции60,7%).

Коллектора пласта АС10/0 представлены субмеридионально вытянутыми линзами. Общая толщина пласта колеблется в небольших пределах 5,6-14 м с увеличением значений параметра в северном направлении. Изменение эффективной толщины незначительно от 1,6 до 4 м. Коэффициент песчанистости повышается в южном направлении от 0,13 до 0,46 (Кпесср=0,27), расчлененность составляет 4. Пористость пласта 17,5%, карбонатность 2,7%. Покрышка над горизонтом АС10 представлена пачкой глинистых пород, толщина которой изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.

Песчано-алевритовые породы пласта АС9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественно к северо-восточным и восточным участкам структуры (образования мелководной зоны рельефа), а также к юго-западному погружению. Общая толщина пласта составляет 11,2-26,4 м, эффективная 0,4-7,2 м, коэффициент песчанистости 0,04-0,53 (Кпесср=0,24), коэффициент расчлененности -5. Пористость коллекторов характеризуется коэффициентом - 0,17, проницаемость- 0,012 мкм^2.

Породы-коллекторы пласта АС7 представлены мозаичным распределением по площади водонасыщенных и нефтенасыщенных линз, имеющих также северо-восточное простирание. Общая толщина изменяется в пределах 7-17 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах 1,2-7,8 м, коэффициент песчанистости 0,08-0,58(Кпесср=0,3), коэффициент расчлененности - 4. Коэффициент пористости имеет средние значения 0,18-0,19, проницаемость- 0,012 мкм^2.

2.4 Свойства и состав нефти и газа

На Приобском месторождении глубинные пробы нефти отбирались пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Методическое обеспечение работ по исследованию пластовых нефтей проводилось в соответствии с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 “Нефть. Типовое исследование пластовой нефти”.

Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Исследование их проводилось по действующим государственным стандартам и методикам. Компонентный состав газа, разгазированной и пластовой нефти определялся методом газожидкостной хромотографии. Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Средние значения свойств пластовых нефтей по основным продуктивным залежам приведены в таблице 1.

Таблица 1. СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

Индекс пласта	АС10/1	АС10/ (2-3)	Сред. По АС10	Сред. по АС11	АС12/0	АС12/ (1-2)	Сред По АС12
1	2	3	4	5	6	7	8
Пластовое давление, МПа	23,4	24,3	23,8	24,6	24,9	25,1	25,1
Пластовая температура , С	88	87	87	89	88	88	88
Давление насыщения , МПа	9,9	8,7	9,3	11,8	10,7	10,2	10,3
Газосодержание , м3/т	67	66	67	80	72	69	70
Газовый фактор , м3/т	54	55	55	70	62	59	60
Объемный коэффициент, b	1,214	1,207	1,210	1,244	1,216	1,199	1,20
Плотность нефти в пластовых услов. пл, кг/м3	785	782	784	769	778	792	788
Объемный коэффициент при С.У. Сепарации bсу	1,177	1,180	1,179	1,206	1,186	1,164	1,17
Вязкость пластовой воды вод , мПа*с	0,36	0,36	0,36	0,35	0,35	0,35	0,35
Вязкость пластовой нефти пл, мПа*с	1,52	1,85	1,69	1,37	1,46	1,60	1,56
Коэффициент объемной Упругости 1/МПа*10	9,4	10,1	9,8	10,7	10,2	11,0	10,8
Содержание парафина в нефти , %	2,65	2,35	2,47	2,48	2,57	2,48	2,64
Плотность нефти в поверх. Условиях , кг/м3	873	869	870	869	867	869	868

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Вывод скважины оборудованной ЭЦН на режим

нефтеносный пласт скважина гидравлический

Вывод скважин на режим работы производится в соответствии с технологическим регламентом, действующим в НГДУ.

В процессе вывода на режим постоянно контролируется рис.3.1

· уровень жидкости в скважине;

· производительность насоса по ЗУ;

· буферное и затрубное давление;

· рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН.

Вывод скважин на режим без контроля и немедленной регистрации в паспорте УЭЦН этих параметров является нарушением технологической дисциплины.

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если:

§ дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса;

§ динамический уровень установился на постоянной отметке или начал подниматься.

Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой.

Монтаж наземного оборудования УЭЦН на площадке производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН. Наземную кабельную линию от устья скважины до СУ УЭЦН прокладывает НГДУ.

Подключение наземной кабельной линии к СУ УЭЦН и клемной коробке (сростку) производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН.

Присоединение концов кабеля к питающей сети должно производиться в соответствии с действующей системой фазировки УЭЦН.

3.1.1 Подготовка скважины к выводу на режим

Записать в карту вывода параметры УЭЦН:

· Тип УЭЦН, напор, тип ПЭД, габарит ПЭД,

· номинальный ток,

· ток холостого хода,

· номинальное напряжение,

· глубину спуска насосной установки (положение приема),

· диаметр НКТ, диаметр эксплуатационной колонны.

Произвести опрессовку НКТ на давление 40 кг/см². Опрессовка лифта производится агрегатом ЦА-320 в трубное пространство или насосной установкой при закрытой трубной задвижке. Если в течение 10 минут давление опрессовки не изменилось, следует считать колонну HKT герметичной.

3.1.2 Вывод скважины на режим

Замерить статический уровень.

Электромонтер 000 "ЭПУ-Сервис", согласно требований по номинальному напряжению и току устанавливает защиты, выбирает соответствующую отпайку на ТМПН и производит запуск УЭЦН в присутствии оператора по добыче скважин.

Засечь время запуска. Дождаться, контролируя время, появление подачи на устье. Если подача появилась позже максимального расчетного времени (таблица 3.1) можно предположить:

· неверное вращение ПЭД,

· негерметичность НКТ,

· неисправность насоса.

Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса:

В пункте 2 таблицы 3.1 указана минимально допустимая производительность насосов по типоразмерам, ниже которой эксплуатировать УЭЦН запрещается.

Таблица №3.1

Тип ЭЦН	Минимально Допустимая Производительность, М3/сут	Диаметр НКТ, Дюйм	Максимальное время появления подачи на устье после запуска (минуты) при статическом уровне (м)
			100	200	300	400
1	2	3	4	5	6	7
ЭЦН5-20	14	2,0	21	42	63	83
		2,5	31	62	93	124
ЭЦН5-50	35	2,0	9	18	27	36
		2,5	13	26	39	52
ЭЦН5-80	56	2,0	5	10	15	20
		2,5	8	16	24	32
ЭЦН5-125	87	2,0	3,5	7	10,5	14
		2,5	5	10	15	20
ЭЦН5-200	139	2,0	2	4	6	8
		2,5	3	6	9	12
ЭЦН5А-250	174	2,0	1,7	3,4	5,1	6,8
		2,5	2,5	5	7,5	10
ЭЦН5А-400	258	2,0	1,1	2,2	3,3	4,4
		2,5	1,7	3,4	5,1	6,8
ЭЦН5А-500	347	2,0	0,9	1,8	2,7	3,6
		2,5	1,3	2,6	3,9	5,2

После запуска установки производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут.

Не допускать снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема насоса!

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). На практике принимаются следующие объемы (м³) 100 метровых участков обсадной колонны:

§ 5” колонна без НКТ - 1.33 м³;

§ 5” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2.5” - 0.9 м³,

§ то же для НКТ 2”-1.05 м³;

§ 6” колонна без НКТ - 1.77 м³;

§ 6” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2.5”-1.35 м³.

После запуска установки через один час работы УЭЦН электромонтер 000 "ЭПУ-Сервис" отключает установку для охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на проведение работ.

· Произвести замер КВУ (кривая восстановления давления). Замер восстановления уровня производить через каждые 15 минут рис.3.2

· Определить по результату KBУ приток из пласта. Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный период времени.

Если уровень остается на прежнем месте, то приток из пласта отсутствует и, следовательно, отсутствует охлаждение электродвигателя насоса. Через каждый час работы следует останавливать установку для охлаждения.

После охлаждения ПЭД производит запуск УЭЦН в работу. Через 1-2 часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов. Заносятся данные в эксплуатационный паспорт и паспорт СУ после чего пломбируют СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН оператору по добыче скважин.

· Производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут

· По скорости падения динамического уровня определить согласно приложению №2 отбор жидкости из затрубного пространства.

· По разнице между замеренным дебитом отбором жидкости из затрубного пространства определить приток из пласта

· Если приток из пласта меньше допустимого (Таблица3.2.) не более, чем через час работы установку ЭЦН остановить на охлаждение электродвигателя (минимум 1.5 часа).

Таблица 3.2

Тип ЭЦН: Q-м3/час	Э-20 0.83	Э-50 2.1	Э-80 3.3	Э-125 5.2	Э-200 8.3	Э-250 10.4	Э-400 16.7	Э-500 20.8
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Q-л/мин	14	35	56	87	139	174	278	347
Т ,(мин)	Снижение динамического уровня (м):
5	5.2	13.2	20.7	32.6	52	65.2	104.6	130.3
10	10.4	26	41	65	104	130	209	261
20	21	53	83	130	210	260	420	520
60	62	158	250	390	625	782	1256	1564

· Если приток из пласта больше допустимого, время работы установки без остановки на охлаждение электродвигателя не ограничивается, при этом снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема не допускается. При снижении динамического уровня ниже 400-600 метров до приема насоса УЭЦН необходимо остановить на накопление.

· Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня производить до стабилизации подачи и динамического уровня при достаточной скорости охлаждения двигателя.

· В процессе вывода регулярно контролировать показания дебита, динамического уровня, токовой нагрузки, напряжения питания, сопротивления изоляции, буферного и затрубного давлений.

· Если приток скважины не обеспечивает минимального дебита, то освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и простоя определяется из анализа циклов откачки на восстановления уровня технологом ЦДНГ. Установки производительностью 20-60 м³/сут можно поставить на периодическую эксплуатацию.

До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, после ГРП, программы ИДН, или, входящих в списки часторемонтируемых и работающих периодически, технолог ЦДНГ составляет программу вывода на режим, которую контролирует ежедневно.

В случае если скважина более 3 суток не выходит на нормальный режим работы ЦДНГ собирает комиссию для окончательного принятия решения по данной скважине, в том числе и для определения возможности спуска в данную скважину другой установки.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструкция скважин

Скважиной называют вертикальную или наклонную горную выработку с круглым поперечным сечением диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров. Дно скважины называют забоем, боковую поверхность - стволом, а выход на поверхность - устьем.

При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, через которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует кольцо цементного камня.

В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб. Полученный после всех этих работ вертикальный или наклонный канал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположенными на поверхности земли, и является скважиной.

При разработке конструкции скважин Приобского месторождения учтены следующие горно-геологические условия месторождения:

многолетнемерзлые породы отсутствуют;

газонасыщенных горизонтов в разрезе нет;

люлинворская свита залегает в интервале 420-660 м;

близкорасположенных водоносных горизонтов в продуктивной части разреза нет;

слагающие продуктивную часть разреза породы достаточно устойчивы и позволяют вести эксплуатацию скважин без осложнений, в том числе и открытым забоем.

На месторождении предусматривается бурение скважин следующего вида:

вертикальные;

наклонно-направленные;

наклонно-направленные с горизонтальным окончанием (с длиной горизонтального участка до 500 м);

заканчиваемые открытым забоем.

С учетом вида бурения и характеристики геологического разреза принят роторно-турбинный способ бурения, обеспечивающий высокие технико-экономические показатели и успешную проводку наклонно-направленных скважин.

Выбор конструкции скважин, цементирование обсадных колонн произведен с учетом геологической характеристики разреза, их назначения, способов эксплуатации в соответствии с работами.

В зависимости от расположения и назначения труб различают:

направление - первый ряд труб, спускаемых на глубину до 30 метров для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и исключение межпластовых перетоков и загрязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины;

кондуктор - второй ряд труб с глубиной спуска до 800 метров, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем интервале и перекрытия глинистых отложений Юлинворской свиты. В процессе бурения эта колонна труб препятствует проникновению бурового раствора и других технологических жидкостей, используемых при бурении скважины, в водоносные горизонты;

эксплуатационная колонна - последний ряд труб, спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осуществляют с использованием только эксплуатационной колонны.

Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затвердевания цементный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключает перетоки между ними, защищает обсадные трубы от коррозирующего воздействия минерализованных пластовых вод.

У устья скважины все спущенные в нее колонны обвязываются с помощью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем фланце монтируют оборудование для эксплуатации скважины.

С учетом вышеупомянутых горно-геологических условий, вида и профиля скважины, требований к заканчиванию обуславливается и различие их конструкций. При бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин их конструкция традиционна для данного региона.

1. Вертикальные и наклонно-направленные с отходом от вертикали до 1200м:

направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется до устья;

кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину до 680 м (по вертикали) и цементируется до устья;

эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, 168 мм или 178 мм спускается на проектную глубину (2700 м по вертикали) и цементируется в добывающих скважинах до уровня 100 м, выше башмака кондуктора в нагнетательных - до устья.

2. Наклонно-направленные с отходом от вертикали более 1200м:

направление диаметром 426 мм спускается на глубину 30м и цементируется до устья;

кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 680 м (по вертикали) и цементируется до устья;

промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 2000 м (по вертикали) и цементируется в добывающих скважинах до уровня 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных - до устья;

эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, 168 мм или 178 мм спускается на проектную глубину (2700 м по вертикали) и цементируется до уровня 1900 м.

3. Наклонно-направленные скважины с горизонтальным окончанием (горизонтальные скважины).

Конструкция горизонтальных скважин отличается от предыдущей тем, что промежуточную колонну диаметром 245 мм здесь целесообразно спускать до кровли эксплуатационного объекта (2560 м по вертикали), что обеспечивает успешную проводку горизонтального участка ствола скважины.

4. Скважины, заканчиваемые открытым забоем.

Заканчивание скважины открытым забоем производится бурением на режимах равновесия в системе «скважина - пласт» или пониженном гидростатическом давлении (ПГД), что обуславливает необходимость изоляции вышележащих водоносных горизонтов и интервалов неустойчивых пород. С этой целью в кровлю эксплуатационного объекта спускается и цементируется эксплуатационная колонна.

Скважины, заканчиваемые открытым забоем на режимах равновесия или ПГД могут быть вертикальными, наклонно-направленными, горизонтальными, в том числе и многозабойными. Во всех этих случаях направление и кондуктор спускаются на обычную принятую глубину. Минимальный целесообразный диаметр для скважин, заканчиваемых открытым забоем - 168 мм.

В этом случае обеспечивается успешность вскрытия продуктивного горизонта существующим стандартным буровым инструментом. Однако более предпочтительной для этой категории скважин является эксплуатационная колонна диаметром 178 мм. Варианты конструкции скважин приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 Конструкции скважин

Название колонны	Диаметр, мм	Глубина спуска по вертикали, м	Уровень подъема там-понажного раствора, м	Примечания
1	2	3	4	5
Наклонно-направленные с отходом до 1200 м
Направление	324	30	0	В нагнетательных скважинах тампонажный раствор поднимается до устья
Кондуктор	245	680	0
Эксплуатационная	146 (168)	2700	580
(Вариант)	178	2700	580
Наклонно-направленные с отходом более 1200 м
Наклонно-направленные с отходом более 1200 м	Наклонно-направленные с отходом более 1200 м	Наклонно-направленные с отходом более 1200 м	Наклонно-направленные с отходом более 1200 м	Наклонно-направленные с отходом более 1200 м
Кондуктор	324	680	0
Промежуточная	245	2000	580
Эксплуатационная	146 (168)	2700	1900
Наклонно-направленные скважины с открытым забоем
Направление	324	30	0	На пласт АС12
1	2	3	4	5
Кондуктор	245	680	0
Эксплуатационная	168 (178)	2590	580
Горизонтальные скважины (заканчиваемые с фильтром)
Направление	426	30	0	На пласт АС12, фильтр 2590-2620 м (по вертикали)
Кондуктор	324	680	0
Промежуточная	245	2560	580
Эксплуатационная	146 (168)	2620	2320-2590
Вариант	146 (168)	2320-2620	2320-2590
Горизонтальные скважины (заканчиваемые открытым забоем)
Направление	426	30	0
Кондуктор	324	680	0
Эксплуатационная	245	2560	580	На пласт АС12

В зависимости от величины смещения забоя скважины от вертикали, применяются трех интервальный и четырех интервальный профили, которые рекомендованы для месторождений Западной Сибири.

4.2 Конструкция УЭЦН

Установка (рис. 4.1) состоит из погружного насосного агрегата (насос и двигатель), кабельной линии и наземного оборудования (трансформатор и комплектное устройство или подстанция трансформаторная комплектная).