Заполярное месторождение
Cтраница 2
Сеноманская залежь Заполярного месторождения введена в эксплуатацию в 2001 г. На 01.01.200 6 г. эксплуатационный фонд сеноманских скважин составил 446 ед. [16]
Перспективны также Ямбургское, Заполярное месторождения и группа месторождений полуострова Ямал. [17]
В тектоническом отношении Заполярное месторождение располагается в пределах Надым-Тазовской синеклизы, положительным структурным элементом первого порядка которой является Хадырьяхинская моноклиналь. Последняя осложнена структурами второго порядка: Западно-Заполярным и Ярояхинским валами, Заполярным и Тазовским куполовидными поднятиями. [18]
В геологическом строении Заполярного месторождения принимают участие породы мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и палеозойского фундамента. [19]
 |
Запасы природного газа но компании ( Газпром, трлн. м. [20] |
Ввод в эксплуатацию Заполярного месторождения позволит стабилизировать добычу газа в стране примерно до 2006 г., после чего придется вводить в эксплуатацию новые месторождения. [21]
Наличие в разрезе Заполярного месторождения пластичных глин куз-неповской свиты, перекрывающих сеноманские газоносные отложения, является самым важным фактором образования полузакрытых резервуаров огромных размеров, в которых улавливаются флюиды, не задержавшиеся в более глубоких горизонтах. Однако и эти глины не везде цельны и в случае их негерметичности залежь не может образоваться или будет расформировываться, а газ будет поступать в более высокие проницаемые горизонты, например в газсалинские отложения на Заполярном месторождении или выше, с формированием в породах ниже границы ММП газогидратных залежей. Их запасы могут быть огромными, т.к. они постоянно пополняются с момента формирования зоны ММП, которая практически непроницаема для газа из-за образования малоподвижных соединений газовых гидратов. [22]
Этим способом на Заполярном месторождении запущены в эксплуатацию 232 скважины. Соответственно, при их запуске сокращен выброс оксидов азота и других продуктов горения в атмосферу. Предотвращено от сжигания и подано потребителям 165 млн м3 газа. [23]
При строительстве скважин на Заполярном месторождении для выявления причин появления межколонных давлений и заколонных перетоков газа организован контроль выполнения проектных решений при строительстве скважин и опрессовках обсадных колонн. Проведен детальный анализ результатов цементирования и всех опрессовок скважины, начиная от опрессовки кондуктора и до его цементного кольца, межколонного пространства между колонной и кондуктором. Организована опрессовка обсадных колонн скважин при получении давления Рст и, при необходимости, после затвердевания цементного камня. [24]
В ноябре 2003 г. на Заполярном месторождении с начала эксплуатации добыто 100 млрд. м3 природного газа. [25]
В табл. 2.16 приведены скважины УКПГ-ЗС Заполярного месторождения, оснащенные трубами с резьбовыми соединениями KS-Bear, VAM-Top импортного и ОТТГ отечественного производства. В качестве критерия сравнения выбрана величина падения давления опрессовки сразу после цементирования скважины с момента получения давления Рстоп, выдержкой давления опрессовки 30 мин и количества скважин с межколонными давлениями. [26]
Групповым рабочим проектом № 134 на Заполярном месторождении предусмотрено кустовое расположение эксплуатационных скважин. [27]
При цементировании обсадных колонн на всех скважинах Заполярного месторождения добиваются выхода цементного раствора на устье. Если на устье по каким-то причинам цемент не вышел при прямом цементировании, проектом предусмотрено производить гидроразрыв пласта под башмаком кондуктора с последующим встречным цементированием межколонного пространства скважины. Однако во всех исследованных скважинах, при опрессовке межколонного пространства и регистрации изменения давления опрессовки станцией геолого-технического контроля, отмечено падение давления опрессовки на величину, значительно превышающую предельно-допустимую предусмотренную в соответствующих руководящих документах. В результате этого оказалось, что цементный камень кольца проницаем не только для газа, но и для незамерзающей жидкости, на которой производилась опрессовка. [28]
В табл. 2.17 приведены также скважины УКПГ-ЗС Заполярного месторождения, зацементированные по технологиям компаний Шлюмберже, Халлибуртон, НПО Бурение и Ф Тюменбургаз с участием специалистов и техники этих компаний. В качестве критерия сравнения выбрана величина падения давления опрессовки межколонного пространства между колонной и кондуктором, проводящей сразу после завершения процесса ОЗЦ обсадных колонн, за которыми цемент поднят до устья скважин, и количество скважин с межколонными давлениями. Давление опрессовки на всех скважинах падает на значительную величину. [29]
В 170 км к северо-востоку от Уренгоя расположено Заполярное месторождение, по геологическому строению и эксплуатационной характеристике аналогичное Уренгойскому. [30]
Страницы: 1 2 3 4