з цих двох родовищ при облаштуванні Вингаяхінского промислу предусмотренно будівництво газопроводу підключення з урахуванням подальшого врізання газопроводу з Ети-Пура.
Як показують теоретичні розрахунки і досвід розробки аналогічних родовищ кількість експлуатаційних свердловин у кущі контролюється ефективної газонасиченої товщиною, з якою коррелятивно пов'язана величина газопроникності. Але, оскільки, обсяг геологічної інформації на етапі первинного проектування не дозволяє побудувати достатньо достовірну модель зміни проникності за площею поклади, в основу схеми розміщення експлуатаційних свердловин покладена карта ізопахіт.
Для обгрунтування зони розміщення свердловин на площі Вингаяхінского родовища, в проекті розробки на сіткової моделі проведені різноманітні розрахунки, що дозволяють провести аналіз ефективності дренування поклади в залежності від площі експлуатаційного поля. У результаті розрахунків встановлено, що оптимальна ступінь дренування досягається при розміщенні свердловин в межах ізопахіти 30-40 м. При цьому переважна більшість свердловин повинно бути розташоване в межах 40-вої ізопахіти. Але в перспективі найбільша глибина депресійної воронки очікується в північній і північно-східній частинах поклади, у зв'язку з чим на цих ділянках також необхідно розмістити експлуатаційні свердловини.
Фактором, контролюючим кількість свердловин у кущі, є величина питомих запасів газу, що припадають на один кущ. Тому в зоні найбільших питомих запасів газу, обмеженої ізопахіти 60 м розміщені кущі з трьох експлуатаційних свердловин з діаметром експлуатаційної колони 168 мм, а на ділянці обмеженому ізопахітаті 30-60 м - кущі з двох свердловин.
З метою вибору продуктивних пластів для перфорації перша свердловина куща пробурена вертикальної з розкриттям ГВК і спуском експлуатаційно?? колони на глибину 810 м (по вертикалі). Дана свердловина виконує функції експлуатаційно-наглядовою. Винятком є ??кущі №№ 3, 7, 12, в яких пробурені спостережні свердловин. Друга (третя) свердловини пробурені похило-спрямованим способом залежно від фактично встановленого розрізу за результатами ГІС, проведеного в першій пробуреної свердловині куща, і зупинкою вибоїв на 10-20 м від початкового ГВК. Така схема розбурювання з наявного досвіду розробки забезпечує тривалу безводну експлуатацію свердловин протягом 15-18 років.
Крім зазначених факторів, при виборі схеми розміщення свердловин, впливає наявність на площі нафтових комунікацій та природоохоронні обмеження.
За вибраним варіантом пробурено 39 свердловин, у тому числі 33 експлуатаційних (14 кущів), 3 спостережних в кущах і 3 одиночних спостережних свердловин.
Розробка північній поклади (район розвідувальної свердловини 3) передбачається на пізній стадії експлуатації родовища. Враховуючи, що вона ізольована від основної поклади, в технологічних розрахунках вона приймається як самостійний об'єкт.
4 Технічна частина
4.1 Конструкція свердловин
В якості основного способу разбуривания поклади прийняті як похило-спрямований спосіб, так і будівництво вертикальних свердловин. На кущових майданчиках розміщені від двох до чотирьох свердловин (з урахуванням спостережних).
Всі похилі свердловини буряться по трехінтервальному профілем, з ділянкою набору кута нахилу в інтервалі спуску кондуктора зі стабілізацією кута до покрівлі продуктивного горизонту. В інтервалі залягання продуктивного пласта передбачається природне падіння кута нахилу, характерне для прямих компонувань без центруючих елементів.
Виходячи з проектних добивних можливостей продуктивного пласта передбачена відповідна конструкція свердловин. Експлуатаційна колона діаметром 168 мм спускається на глибину 780 м по вертикалі. Центратори встановлюються в інтервалі набору кривизни через кожні 20 м, над покрівлею продуктивного пласта через кожні 20 м і встановлюються два комплекти технологічної оснастки, що включають центратори, турбулізатори і скребки.
У гирлової частини колона обладнана жорсткими центратором в кількості 10 шт., встановлюваних на перших 10 трубах.
Глибина спуску кондуктора визначається згідно РД 39-093-91 «Інструкція по випробуванню обсадних колон на герметичність», Самара, 1991 р за формулою
Нк? 1,105? Рвн/Gгр (4.1)
де Рвн - очікуване внутрішній тиск на глибині Нк (Рвн=Рпл/ЕS), мПа;
g гр - градієнт тиску гідророзриву на глибині Нк, мПа/м.
Згідно з розрахунками глибина спуску кондуктора діаметром 245 мм приймається рівною 500 м. Кондуктор спускається для перекриття зон обвалообразованій і установки на нього противикидн...
