нспорт продукції свердловин, здійснюваний по трубопроводах. Від кожної свердловини до групової замірній установці підводиться окремий трубопровід. Звідси нафта надходить в збірний трубопровід (промисловий колектор) і далі на установки по її підготовці і в товарні резервуари промислу.
На нафтових промислах проводяться великі роботи з автоматизації промислових технологічних установок, широко поширюються індустріальні методи будівництва технологічних установок. Створюються: групові вимірів установки, які автоматично перемикають свердловини на замір, виробляють завмер, контролюють стан роботи свердловин і забезпечують блокування їх при аварійних випадках; автоматизовані сепараційні установки; сепаратори-деемульсатори, де відбувається одночасне відділення газу та води; установки для обробки води і попутного газу, для обліку та здачі товарної нафти, а також кущові насосні станції, моноблочні автоматичні газомотокомпресора. Розвиток нафтопромислового будівництва грунтується на впровадженні заводського виготовлення окремих транспортабельних блоків основного технологічного обладнання, доставки блоків на промисел і монтування їх на місці. Це дає можливість у кілька разів прискорити і здешевити споруду найважливіших технологічних установок.
У роботі були розглянуті ускладнення експлуатації нафтових свердловин Талаканського родовища.
Талаканське нафтове родовище - велике нафтове родовище в Якутії. Розташоване на південному заході республіки, в середній течії річки Лена, в 300 км від міста Кіренська (Іркутська область).
Ліцензія на розробку Талаканського родовища належить компанії «Сургутнефтегаз». Родовище розділене на три окремих блоку: Центральний, Східний і Таранський.
Запаси нафти на Талаканському родовищі по категорії C1 становлять 105449000 тонн, по категорії С2 - 18132000 тонн, запаси газу по категорії С1 - 43533000000 кубометрів, по категорії С2 - 19634000000 кубометрів, запаси конденсату по категорії С1 - 375 тис. тонн.
Для експлуатації Талаканського месторожденія будуються горизонтальні свердловини і свердловини з пілотними горизонтальними стовбурами.
Свердловини мають наступну конструкцію:
- напрям діаметром 324 мм спускається на глибину 50 м; цементується до гирла;
- кондуктор діаметром 245 мм спускається на глибину 450 м; цементується до муфти ступеневого цементування, установлюваної над зоною поглинань і зустрічним цементуванням через міжколонного простору;
- експлуатаційна колона діаметром 168 мм спускається в покрівлю продуктивного пласта або нижче ГНК при його наявності і цементується до гирла;
- в інтервалі горизонтальної ділянки ствол не обсаджується обсадної колоною.
Дана конструкція свердловин дозволяє отримати протяжну розкриту потужність пласта, рівну довжині необсаженной горизонтальної частини пласта. Досвід робіт з ізоляції газопрітоков в необсаженной стовбурах горизонтальних свердловин, як і відповідних до даної ситуації технологій, у фахівців СУПНП і ВРХ відсутні. Проте було прийнято рішення про проведення комплексу робіт, спрямованих на обмеження газопрітоков в свердловинах №179-018 і №179-029.
У свердловині №179-029 планувалося відключення нижній частині стовбура установкою відсікаючого цементного моста в інтервалі 1 319 - 1 267 м. При прийомистості пласта понад 200 м3/сут планувалося насичення інтервалу установки моста в'язко-пружним складом на основі поліакриламіду. У разі розшарування цементного розчину в інтервалі установки моста можливо проведення повторного цементування.
Прийомистість свердловини, певна після спуску «безперервної труби» до забою, склала 475 м3/добу. Було проведено насичення пласта технічною водою і розчином поліакриламіду в обсязі 160 м3 і 9 м3 відповідно. Триразовим цементуванням встановлений цементний міст в інтервалі 1319 - 1256 м. Геофізичні дослідження, проведені після ремонтно-ізоляційних робіт, показали надходження до свердловини газу з залишеної частини пласта в інтервалі 1225 - 1256 м. Дебіт газу знизився з 8,44 тис. М3/сут до 0,57 тис. м3/добу. Мета ремонту досягнута частково, роботи визнані успішними.
Результати проведених робіт показали, що проблеми обмеження газопрітоков в свердловинах Талаканського родовища вирішувані існуючим в ВАТ «Сургутнафтогаз» обладнанням та наявними технологіями. Проте вживані технології вимагають подальшого відпрацювання та адаптації до конкретних умов Талаканського родовища.
штанговий глибинний насосний свердловина
Список використаних джерел
1. Богуш І.А. Основи геології та нафтогазового справи: навчальний посібник. Самара: Самарський ...
