На структурных картах по кровлям коллекторов пластов БУ8- БУ14 сохраняются все элементы, выделяемые на структурной карте – по отражающему сейсмическому горизонту Б2 и кровле пласта БУ80, что подтверждает унаследованный характер структурного плана.
Формирование современного структурного плана тесно связано с предшествующим мезозойским этапом платформенного тектогенеза и является непосредственным продолжением последнего.
По сейсмическому отражающему горизонту «Б» (верхняя юра) в наиболее изученной части рассматриваемой территории, т.е. Уренгойского вала выделяется трахиантиклинальная складка платформенного типа, которая в контуре замыкающей изогипсы» – 3950 м» и состоит из двух крупных поднятий: Центрально-Уренгойского вала и Уренгойского куполовидного поднятия. Центрально-Уренгойский вал замыкается изогипсой» – 3900 м» и представляет собой систему из трех кулисообразно сочленяющихся структур третьего порядка: северной - Северо-Уренгойской, средней - Ен-Яхинской, южной - Центрально-Уренгойской. Ось Центрально-Уренгойской структуры отклоняется в юго-восточном направлении. Размеры Северо-Уренгойского поднятия 10*5 км, амплитуда – 50 м, Ен-Яхинского - 18*13 км, амплитуда – 125 м, Центрально-Уренгойского - 27*10 км, амплитуда – 135 м. Размеры Уренгойского куполовидного поднятия по замыкающей изогипсе -» – 3830 м» - 19*10 км, амплитуда – 100 м.
Ен-Яхинское поднятие по сейсмическому отражающему горизонту «В» замыкается изогипсой» – 3000 м». В контуре этой изогипсы поднятие осложнено несколькими небольшими куполами, структурными носами и заливами. Размер куполов от 5*5 км до 7*9 км. Свод поднятия смещен к западу, где пробурены скважины 51, 141, 143. Поэтому же горизонту совместно с Ен-Яхинским куполовидным поднятием изогипсой» – 3100 м» оконтуривается Песцовое куполовидное поднятие (изогипсой» – 3000 м»). Песцовое поднятие представляет собой антиклинальную складку размером 22*15 км, амплитудой более 100 м.
По сейсмическому отражающему горизонту «С» (сеноман) Уренгойское куполовидное поднятие, Центрально-Уренгойский вал, Ен-Яхинское куполовидное поднятие, Песцовое куполовидное поднятие оконтуривается единой сейсмоизогипсой «-1040 м». Сейсмоизогипса» – 1040 м» как бы смыкается севернее Центрально-Уренгойского вала, оставляя небольшой, шириной около 4 км, перешеек для сочленения с Ен-Яхинским поднятием, расположенным севернее скв. 54 и 59.
В пределах сейсмоизогипсы «– 1040 м» Ен-Яхинское поднятие имеет размеры 40*57 км. Оно имеет более пологое строение, осложнено большим количеством куполов, наиболее высокие из которых замыкаются сейсмоизогипсой» – 940 м». Конфигурация поднятия по изогипсе» – 1040 м» имеет очень изрезанный рельеф, с большим количеством структурных осложнений. Углы падения пластов на всех бортах Ен-Яхинского поднятия изменяются от 40' до 1°12'. На западном склоне Ен-Яхинского поднятия сейсмоизогипсы «-1040 м» размыкается в сторону Песцового поднятия. Имеющийся фактический материал позволяет говорить о том, что Песцовое поднятие также оконтуривается сейсмоизогипсой» – 1040 м».
Замыкающая изогипса для Уренгойского месторождения проходит на отметке «-1200 м». В пределах этой изогипсы длина залежи 180 км при ширине от 15 до 37 км. Изменение крутизны крыльев возрастает в северном направлении. Углы падения меняются на западном крыле от 1° до 3°48' и на восточном – от 1° до 1°36'. В этом же направлении возрастают и амплитуды локальных поднятий.
В тектоническом отношении залежи углеводородов в неокоме приурочены к структуре I порядка Нижнепуровского мегавала. Анализ временных сейсмических разрезов отложений осадочного чехла на территории Уренгойского месторождения предполагает наличие разрывных тектонических нарушений в пределах поля нефтегазоносности. В качестве сейсмической основы использована структурная карта по отражающему горизонту В2, который условно сопоставляется с кровлей пласта БУ80. По кровле БУ80 Уренгойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размером по изогипсе – 2650 м 92,3 на 10,5 км с амплитудой 108 м. Размеры южного купола по замыкающей изогипсе – 2625 м составляет 19 на 9 км, амплитуда – 60 м. На структурных картах по кровле БУ8 – БУ14 сохраняются все элементы, выделяемые на структурной карте по отражающему горизонту В2 и кровле пласта БУ80.
1.4 Нефтегазоносность
Под 400-метровым слоем вечной мерзлоты располагаются три этажа нефтегазоносности:
Первый – сеноманский газовый горизонт, который является наиболее крупным и играет более важную роль в экономике России. Так, из всего фонда 2400 скважин УНГКМ 1400 пробурены на сеноман для добычи газа.
По контуру охватывает три структуры: Уренгойский вал, Песцовое и Ен-Яхинское поднятия. Эту залежь отделяет от поверхности Земли немногим более тысячи метров. Начальное пластовое давление газа 122 атмосферы, а температура +31 °С. В составе пластового газа преобладает метан (почти 98%). Здесь нет опасного сероводорода, крайне малы примеси азота, аргона, гелия, углекислого газа. Отложения характеризуются исключительно благоприятными условиями для накопления и сохранения крупных залежей газа. Песчано-алевролитовые коллекторы сеноманаотличаются высокими емкостными свойствами: открытая пористость их 26–34%, проницаемость нередко достигает 3000–6000 мД, составляя в среднем 1000–1500 мД. Это и обусловливаеточень высокие дебиты газа из сеноманских отложений.
Второй – нефтегазоконденсатные залежи нижнего мела, залегают на Уренгойской, Ен-Яхинской, Песцовой, Северо-Уренгойской площадях на глубинах 1700–3340 метров. В нем выделяют до 17 нефтегазоконденсатных пластов. Газа тут уже не так много, как в верхнем ярусе, зато очень много жидких углеводородов – нефти и конденсата. B нижнемеловых отложениях выявлено свыше 25 залежей газового конденсата, в том числе 7 c нефтяными оторочками. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов c резкой литологической изменчивостью.
При этом на долю коллекторов приходится 50–70%, на долю глин – 25–50%. Глинистые прослои не выдержаны по площади, поэтому все пласты песчано-алевролитовых коллекторов являются гидродинамически взаимосвязанными. Они отличаются высокими емкостными свойствами.
Давление не в пример «первому» этажу достаточно высокое – около 300 атмосфер, да и температура до +97 °С. На одной из скважин в этих отложениях получен необычный результат: суточный дебит составил около полумиллиона кубометров газа и более 200 тонн конденсата. Он содержит этан, пропан, бутан. Эффективная мощность коллекторов 1,6–69,2 м, мощность глинистых прослоев 2–45 м. Высота залежей до 160 м.
Перспективы третьего этажа (нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи и юры) растут по мере его дальнейшего изучения. Кроме того, возможен выход к еще более глубоко залегающему, четвертому, этажу газоносности – триас-полеозойскому.
1.5 Физико-химические свойства флюидов, насыщающих продуктивные горизонты
Газы сеноманских залежей всех известных месторождений однотипного состава. Они почти нацело состоят из метана (98–99,6%) и отличаются ничтожным содержанием тяжелых углеводородов (0,1–0,3%). Из неуглеводородных компонентов отмечены углекислота (0,5–1,2%) и азот (0,1–0,4%). По большинству месторождений конденсат практически отсутствует.
Газы валанжинской залежи характеризуются, наоборот, значительным количеством тяжелых углеводородов (до 9,5%) и содержанием метана до 88,5%. Нефть месторождения легкая, ее плотность 766–799 кг/м3. Содержание серы до 0,06%, парафина 2,87%, смол 0,88%.
1.6 Конструкция скважины
| Колонна | Диаметр колонны, мм | Интервал спуска колонны, м | Подъём цемента за колонной, м |
| Направление | 426 | 0 – 105 | до устья |
| Кондуктор | 324 | 0 – 570 | до устья |
| Э/колонна | 219 | 0 – 1248 | до устья |
2. Расчетно-техническая часть
2.1 Техника для проведения подземного ремонта скважин с применением гибких труб
К настоящему времени сформировалось несколько определенных и отличающихся друг от друга направлений в проектировании и изготовлении комплексов оборудования для работы с использованием колонны гибких труб. Под термином «комплекс» в дальнейшем будем подразумевать набор оборудования, позволяющий выполнять все технологические операции при подземном ремонте скважин с применением КГТ. К ним относятся:
транспортные операции по доставке оборудования на место проведения работ;
спуск и подъем колонны гибких труб;
подготовка технологической жидкости, применяемой при ремонте скважины, – доставка жидкости, ее подогрев и т.д.;
собственно подземный ремонт – промывка пробок, сбивка клапана. К этой же группе операций относится и закачка жидкости в скважину;
операции по восстановлению свойств технологической жидкости, использованной в процессе подземного ремонта, – дегазация, очистка и подогрев. При определенной организации работ эта группа операций может не выполняться.
В строгом смысле слова термину «комплекс» удовлетворяет не все оборудование. Например, машины, поставленные фирмами «Hydra Rig», «Dreco», «Stewart & Stevenson», а также в достаточной степени, отечественная установка «Скорпион» представляют собой комплексы, поскольку они обеспечивают проведение операций и с гибкой трубой, и с технологической жидкостью. А установки, выпускаемые заводом «Рудгормаш», фирмой «Коннас», и другие позволяют осуществлять работу только с колонной гибких труб. Поэтому при использовании их во время подземного ремонта скважин необходимо дополнительно иметь насосный агрегат для технологической жидкости, передвижные парогенераторные установки для подачи тепла в емкость для хранения, нагрева и дегазации жидкости.