63. Разработка глубоководных участков месторождения Кашаган.

Кашага́н — супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Разработку месторождения ведет международная совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию.

Месторождение Кашаган открыто 30 июня 2000 года скважиной «Восток-1». Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море. Западная часть Кашаган (западный Кашаган) открыт в 2001 году, Юго-Западный Кашаган — в 2003 году.

Начало промышленной добычи неоднократно переносилось, в настоящий момент она объявлена на июнь 2013 года.

Разработка месторождения ведется в сложных геологических условиях:шельфовая зона, большие глубины залегания (до 4800 м), высокое пластовое давление (80 МПа), высокое содержание сероводорода (до 19 %).

Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная —46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.

О Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам буренияпервой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Её суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м3 нефти и 215 тыс. м³ газа.

Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочных, 6 оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1).

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах 1,5—10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн.

Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти по данным казахстанских геологов.^[1]

По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн куб. метров.^[2]

64. Основные элементы упругих мсп.

Сваи, Оттяжки, понтоны, инерционность конструкции

65. Освоение скважин компрессорным способом.

Этот способ нашел наибо­лее широкое распространение при освоении фонтанных, полу­фонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арма­турой. К межтрубному пространству присоединяется нагнета­тельный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое р_з. При р_з<р_пл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффек­тивной очистки призабойной зоны скважины. Однако примене­ние компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В неко­торых районах возникает необходимость освоения скважин глу­биной 4500—5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Для более полного использования пластовой энергии, вы­носа жидкости с забоя и возможных промывок скважин баш­мак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие дав­ление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет ос­воение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глу­бине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагне­таемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить р₁, то за­бойное давление р_с будет равно

, (2)

где H — глубина забоя (до верхних перфораций); L — глубина пускового отверстия; — плотность скважинной жидкости; — средний угол кривизны скважины.

Забойное давление до нагнетания газа равно

. (3)

Вычитая из (3) (2), найдем депрессию на пласт

(4)

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отвер­стие или башмак НКТ, а следовательно, больше при прочих равных условиях.

Однако с увеличением L увеличивается и р₁, которое, во­обще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7—10% от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (4). Поэтому для ос­воения глубоких скважин требуются компрессоры, развиваю­щие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости а НКТ дав­ление р₁ (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать.

Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так ска­зать, критический момент.