4 Техническая часть
4.1 Конструкция скважин
Эксплуатационная надежность скважины во многом определяется ее конструкцией. Для Приобского месторождения с учетом геолого-технических условий проводки скважин, уровня современной применяемой технологии, условий предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения и последующей эксплуатации скважин рекомендуется следующая их конструкция: направление диаметром 323,9 мм. спускается на глубину 40м., подъем цемента до устья; кондуктор диаметром 244,5мм. – глубиной спуска для добывающих скважин – 750 м., для нагнетательных – 750 м., цементируются до устья; эксплуатационная колонна из труб западного производства диаметром 146,1 м., спускается до проектного забоя, цементируется с подъемом цементного раствора на 100 м. выше башмака кондуктора.
Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по колонне насосно-компрессорных труб.
Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежную эксплуатацию скважин в течении всего срока разработки месторождения при проектном давлении нагнетания . В целях защиты обсадной колонны нагнетательных скважин от высокого давления нагнетания ( 18,0 МПа ) низ колонны НКТ следует оборудовать пакером. Устья нагнетательных скважин рекомендуется оборудовать арматурой типа АНК -1-65х210 . В связи с тем, что на месторождении норма закачки менее 100м/сут., устья нагнетательных скважин при эксплуатации в зимнее время рекомендуется утеплять пенополистирольными колпаками и организовать обогрев гибкой электронагревательной лентой. Весь нагнетательный фонд должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды.
4.2 Подземное и устьевое оборудование
Компоновка подземного оборудования УЭЦН (сверху вниз) следующая: колонна НКТ с кабелем, сливной клапан, сбивной клапан, две НКТ, электроцентробежный насос (ЭЦН), гидрозащита, погружной электродвигатель (ПЭД).
1 - обратный клапан; 2 - спускной клапан; 3 - металлический пояс; 4 - НКТ; 5 - кустовая подстанция (КТППНКС); 6 - кабель; 7 - ЭЦН; 8 - ПЭД.
Рис.4.1 - Установка погружного центробежного электронасоса УЭЦНМ
Устье скважины оборудуется стандартной арматурой, рабочее давление должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.
Арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть спрессована на максимальное давление для данной эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.
Арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек и с уплотнениями, предусмотренными техническими условиями на монтаж арматуры.
Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах должны устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.