Высота подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной в добывающих скважинах устанавливается на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных – до устья. В реальных условиях, учитывая снижение уровня в процессе ОЗЦ, тампонажный раствор должен быть поднят, как минимум, в добывающих скважинах – в башмак кондуктора, в нагнетательных – должна быть перекрыта люлинворская свита.

За колонной в интервале от башмака до уровня на 150 м выше продуктивного пласта размещается седиментационно устойчивый цементный раствор нормальной плотности, выше-облегченный глиноцементный.

В случае, если закачивание воды в нагнетательные скважины будет осуществляться через НКТ, оборудованные пакером, при надлежащем контроле за режимом работы скважины, необходимо поднять тампонажный раствор во всех категориях скважин до уровня на 100 м выше башмака кондуктора.

Для скважин Южно-Ягунского месторождения с целью недопущения гидроразрыва пластов и уменьшения поглощения цементных растворов эксплуатационными объектами рекомендуется цементирование в две ступени.

Разрыв времени между окончанием цементирования нижней ступени и началом цементирования верхней должен быть не менее удвоенного времени начала схватывания тампонажного раствора в условиях температуры и давления нижней ступени цементируемого интервала. Во время ОЗЦ нижней ступени необходимо периодически восстанавливать циркуляцию через отверстия муфты для ступенчатого цементирования.

Следует иметь ввиду, что существующая технология крепления обеспечивает надежность разобщения пластов продуктивной части разреза при среднестатистической величине депрессии 1Мпа на 1м интервала разделяющей непроницаемой перемычки. В реальных условиях непроницаемый раздел может быть незначительным, либо вообще отсутствовать. В этих случаях возникновение заколонных перетоков или подтягивание подошвенной воды неизбежно и определяется только фактором времени.

Для обеспечения качественного крепления ствола скважины и надежного разобщения проницаемых горизонтов должны применяться специальные технические средства на обсадные колонны (скребки, турбулизаторы, центраторы).

Основной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. В проекте строительства скважин должны быть предусмотрены следующие технико – технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на окружающую среду:

- интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбираются в соответствии с требованиями технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой разреза данного месторождения; применение токсичных материалов в процессе цементирования является недоступным.

- для улучшения сцепления цементного камня со стенками обсадных труб и стенками скважины предусмотрена предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, разрушающей глинистую корку.

Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно «Инструкции по испытанию скважин на герметичность». Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.

Основные требования к организации и производству буровых работ на Южно-Ягунском месторождении – это безаварийная проводка ствола скважины, снижение себестоимости метра проходки и минимально возможное техногенное воздействие на окружающую природную среду, недра и подземные воды при обеспечении запланированных объемов бурения.

Правила выполнения этих требований должны соблюдаться в процессе разработки проектной документации и на всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных вышкомонтажных работ, бурение, освоение, а также ликвидацию и консервацию скважин. При этом предусматривается постоянный контроль за состоянием окружающей среды.

4.1 Подземное и устьевое оборудование способах добычи

Южно-Ягунское месторождение находится на стадии, когда основной фонд скважин разбурен, накоплен опыт эксплуатации скважин при высоком уровне их использования. Базовым способом эксплуатации скважин являются УЭЦН и УШГН (механизированный фонд добывающих скважин составляет 96,8 %) и лишь небольшая часть эксплуатируется фонтанным способом.

4.2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанным способом эксплуатации скважин называется способ, при котором подъем жидкости (нефти) на поверхность происходит только за счет пластовой энергии.

Условия фонтанирования скважин завися от энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъем 1т жидкости; изменения давления от забойного до давления на устье; средней скорости движения смеси, зависящей от диаметра НКТ, и содержания воды в добываемой жидкости. В целях наиболее полного использования энергии, заключенной в том или ином пласте, отбор жидкости из скважин из скважин ограничивается.

Оборудование скважин состоит из наземного и подземного. К наземному относятся: фонтанная арматура, манифольд, лубрикатор, выкидная линия для подключения скважины к системе промыслового сбора и транспорта нефти и газа. К подземному относятся: насосно – компрессорные трубы, пакеры, клапаны – отсекатели, циркуляционные клапаны, конические глухие подвески, башмачные клапаны.

Подземное оборудование предназначается для:

- предотвращения открытого фонтанирования скважин при разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства;

- обеспечения одновременно раздельной эксплуатации двух и более продуктивных пластов; разобщения вскрытого продуктивного горизонта от выше- и нижележащих пластов; разобщения лифтовой колонны от затрубного пространства;

- обеспечения разнообразных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин.

В процессе эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных трубпроходит через центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов, другой выкид закрыт.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивному исполнению и прочностным показателям: рабочему давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб, виду запорных устройств. Изготовляют эту арматуру тройникового и крестового типов с условным проходом по стволу от 50 до 100 мм (рис.4.2.). Рассчитана она на давление 14, 21, 25 и 70 МПа.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовыми кранами: один – на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, другой – в верхней части арматуры для замера давления на устье скважины.

В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта скважинными манометрами, термометрами и другими приборами. Приборы спускают через специальное герметизирующее устройство – лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтанной арматуры. После опрессовывания лубрикатора при помощи лебедки, смонтированной на специальной машине, спускают скважинный прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и, следовательно, длительного фонтанирования скважины дебит ее регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцеров, которые монтируются на выкидных линиях, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями.