Поглощающие скважины имеют следующую конструкцию. Удлиненное направление диаметром 324 мм спущено на глубину 107-184 м, закрепляет неустойчивые четвертичные отложения, верхнюю часть ММП и перекрывает самые верхние водоносные горизонты. Кондуктор диаметром 245 мм (иногда 324 или 219 мм) спущен на глубину 431-600 м, перекрывает всю толщу ММП и развитый под ней вер-хнетибейсалинский водоносный горизонт. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм (изредка 219 или 146 мм) спущена до забоя и перфорирована зарядами ПКС-80 и КПРУ-65 плотностью 6-15 отверстий на 1 п.м. Мощность перфорированных интервалов от 8-10 до 37-40 м. В зону перфорации спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром от 73 до 127 мм. Устье скважин оборудовано колонными головками ОКК 1-245x168-210 "ХЛ" или ОКК 2-146x245-350 и фонтанной арматурой АФК-6-100/100-210 "ХЛ".
Все интервалы перфорации расположены ниже ГВК, первоначально находившегося на абсолютных отметках от минус 1187 м (на юге Уренгойского вала) до минус 1190-1200 м (на севере Уренгойского вала). В процессе разработки сеноманской газовой залежи произошел подъем ГВК местами до 30 м.
Из приведенных данных видно, что конструкция поглощающих скважин надежная, так как обеспечивает изоляцию вскрытого перфорацией поглощающего горизонта двумя-тремя колоннами обсадных труб от верхних водоносных горизонтов в палеоген-четвертичных отложениях, служащих для хозяйственно-питьевого водоснабжения. Все обсадные колонны зацементированы до устья и по результатам опрессовок признаны герметичными. Из материалов промыслово-ге-
14
офизических исследований следует, что хорошее и частичное сцепление цемента с эксплуатационной колонной составляет в сумме от 10,4 до 87,2-94,8% от общей длины колонны (в большинстве скважин 50-60%). Во всех скважинах нижняя половина эксплуатационной колонны над интервалом перфорации характеризуется хорошим и частичным сцеплением цемента. Поэтому проникновение закачиваемых промстоков в верхний водоносный горизонт по заколонному пространству исключается.
Закачка промстоков на УНГКМ началась в 1979 г. Средне-многолетние расходы закачки по скважинам колеблются от 64 до 195 м /сут и чаще всего составляют 100-150 м /сут. Лишь по скважинам NN 30, 36, 37 расходы превышают 200 м /сут. Устьевые давления закачки невысокие, в основном 0,2-0,3 МПа. В зависимости от продолжительности эксплуатации скважин в них на 01.01.1992г. закачано от 4,65 до 459,0 тыс.м промстоков, а всего на месторождении около 6,5 млн.м .
На предприятиях имеется обычно по две поглощающие скважины, эксплуатирующиеся поочередно. По мере необходимости в скважинах проводятся ремонтные работы: 1) промывка ствола и призабойной зоны пласта от шлама и песчаных пробок; 2) растепление ледяных пробок, образующихся в интервалах залегания ММП; 3) ревизия и замена НКТ; 4) повторная перфорация ранее перфорированных интервалов эксплуатационной колонны или перфорация дополнительных интервалов; 5) шаблонированис подземного оборудования.
Промстоки УНГКМ представляют собой смесь пластовых и конденсационных вод, поступающих с добываемой продукцией, и техногенных вод, применяемых в технологическом процессе, а также образующихся при промывке оборудования и в котельных. Промстоки содержат механические примеси, нефтепродукты, метанол, диэти-ленгликоль, минеральные соли. Перед захоронением стоки проходят подготовку на очистных сооружениях, где в значительной степени освобождаются от компонентов, способных вызвать кольматацию интервалов перфорации и пор поглощающего пласта-коллектора. Промстоки имеют плотность 0,973-1,003 г/см , общую минерализацию до 1 г/л (изредка до 6,5 г/л), в ионном составе преобладают хлор, натрий и гидрокарбонат-ион; характерно отсутствие или крайне низкое содержание сульфат-иона, повышенное в ряде случаев содержание кальция. Среднегодовое содержание мехпримесей в закачиваемых стоках обычно не превышает 15 мг/л, иногда до 20-23,5 мг/л; нефтепродуктов - не более 15-24 мг/л. Очистные сооружения всех объектов
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.