Ямбургское месторождение

На основе уточненных запасов углеводородов, а также с учетом анализа разработки залежей институтом ТюменНИИгипрогаз выполнены “Коррективы проекта разработки…” (1997 г) и “Дополнения…” к ним (1998 г), предусматривающие снижение максимального уровня отбора газа до 15 млрд.м³ в год. При этом распределение отбора газа  по объектам эксплуатации для различных участков месторождения устанавливалось таким образом, чтобы обеспечить равномерную выработку запасов и уменьшить создавшуюся величину депрессионной воронки в районе УКПГ-1В. Для повышения степени вовлечения в активную разработку запасов углеводородов предложено расширить зону дренирования запасов добуриванием 53 скважин с вертикальным и 97 с субгоризонтальным окончанием в периферийных частях залежей, а необходимый эксплуатационный фонд при полном развитии ограничен 509 газоконденсатными скважинами.

Ввиду отставания строительства  объектов обустройства месторождения в 2000 и 2002 г.г. институтом ТюменНИИГипрогаз в рамках авторского надзора за реализацией проектных решений уточнены технологические показатели разработки газоконденсатных залежей на перспективу без добуривания новых скважин на период до 2004 г, а в 2005 г утвержден новый проектный документ на полное развитие месторождения. В соответствии с «Приказом…» (2005 г) предусматривается выход в 2009 г и дальнейшее поддержание максимального уровня годового отбора газа с месторождения на уровне 15 млрд. м³. и стабильного конденсата – 1 млн. т при доведении коэффициентов газо- и конденсатоотдачи за последующие 50 лет разработки залежей до 76.0 и 42.2 %. Для реализации проектных решений необходимо пробурить и ввести в эксплуатацию 108 скважин и проложить газосборные сети к 25 кустам протяженностью 267 км, и построить 88 км внутрипромысловых дорог.

 

3.2. Анализ текущего состояния разработки залежей

 

3.2.1. Характеристика фонда скважин

Эксплуатационное разбуривание  газоконденсатных залежей на месторождении  осуществлялось в период с 1987 по 1996 гг. В настоящее время для добычи газа и конденсата из нижнемеловых отложений на месторождении пробурено 378 эксплуатационных и наблюдательных скважин. По состоянию на 01.07.04 г. на балансе ООО «Ямбурггаздобыча» находится 343 скважины, из которых 328 составляют эксплуатационный фонд и 15 наблюдательные. Карта изобар и схема размещения скважин представлена на рис.3.1.

 

Рис. 3.1. Карта изобар (II эксплуатационный объект) на 01.07.2004 г.

 

 Действующий фонд  скважин достиг 199 ед., 81 скважина  находится  в бездействии и  48 ожидают подключения и проведения  дополнительных работ. Кроме того, 31 эксплуатационная скважина, незавершенные производством и четыре наблюдательных находятся на балансе «Тюменбургаз» (10 скв. На УКПГ-1В, 24 – на УКПГ-2В и одна – на УКПГ-3В).

Основная часть бездействующего  фонда  представлена скважинами с  низкими устьевыми параметрами (33 ед. или 40,7% от всего количества). Анализ выполненных промыслово-геофизических исследований  последних свидетельствует, что в данную категорию входят не только скважины, дальнейшая эксплуатация которых невозможна вследствие низких добывных возможностей при снижении пластового давления в зоне отбора, но и требующие ремонтных работ по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и водоизоляции (скв. 10903, 10904, 12906, 30104, 30806, 30908, 31103, 31605, 32108). В низкопродуктивных скважинах    с удовлетворительным техническим состоянием из-за недостаточных скоростей потока газа на забое происходит образование столба жидкости частично или полностью перекрывающего интервал перфорации и способствующего уменьшению добывных возможностей ( скв. 10905, 20307, 20604, 31610, 31607). Для таких скважин необходимо проведение работ по интенсификации притока газа путем дострела или перестрела интервалов перфорации, в том числе приобщению     I объекта, а также, по возможности, проведение ГРП. В случае неэффективности или невозможности проведения этих работ в данных скважинах целесообразна замена НКТ на меньший диаметр и доспуск их до нижних отверстий перфорации.

Таким образом,  категория  скважин с низкими устьевыми  параметрами даже при вводе ДКС  не может быть полностью востребована как резервный фонд для добычи газа и конденсата. Практически на всех скважинах требуется проведение ремонтно-восстановительных работ для подготовки к пуску их в эксплуатацию.

Помимо скважин с  низкими устьевыми параметрами, находящимися в бездействии, значительное количество остановлено по причине неудовлетворительного технического состояния, связанного с негерметичностью эксплуатационных колонн (20 ед. или 24,7%) и их обводнением (15 ед. или 18,6%).

Практически во всех скважинах с негерметичностью эксплуатационных колонн происходит обводнение за счет поступления в ствол вод водоносных пластов. При остановке таких скважин призабойная зона насыщается   жидкой фазой, что приводит к ухудшению ее продуктивной характеристики, вплоть до полного прекращения притока. Ремонт скважин осуществляется установкой пакерующих устройств или спуском дополнительной колонны и, как правило, характеризуются относительно низкой успешностью и необходимостью проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа. Наиболее эффективным мероприятием по выводу из бездействия указанных скважин является по возможности забурка в них второго ствола.

Обводнение скважин  водами разрабатываемых пластов  происходит как за счет подъема газоводяных  контактов в пластах БУ₃¹, БУ₈³ ,БУ₉¹(скв. 10202, 12902, 31806, 32402 и др.), так и за счет поступления их в интервал перфорации через негерметичность цементного кольца или установленных мостов (скв. 12005, 32107, и др.). Ремонт указанных скважин, особенно после длительного простоя также характеризуются низкой эффективностью, поскольку изоляция обводненных пластов, а также проникновение через интервал перфорации жидкости в газоконденсатные пласты при остановке скважин существенно ухудшает их начальную продуктивность  и требует помимо водоизоляции также проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа.

Категория скважин с  удовлетворительным техническим состоянием,  но простаивающими по причине низкой продуктивности, в бездействующем фонде  по отношению к другим категориям незначительна и составляет 13 ед. (16,0%). Работа этих скважин невозможна из-за неблагоприятного температурного режима и опасности загидрачивания. Как правило, в этих скважинах перфорацией вскрыты продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными параметрами. С начала разработки залежей в данной категории скважин проведен значительный объем работ по интенсификации притока газа  с помощью физико-химических обработок призабойных зон   различными композициями. В основном применялись кислотные виды обработок, также как оцетонокислотные, спиртокислотные, глинокислотные, азотнокислотные и др. Однако,  ощутимых результатов эти методы не принесли. Более существенная эффективность   достигнута при использовании ГРП для повышения продуктивности скважин.

В период с 2002 г. в газоконденсатных скважинах силами фирмы «Тюменбургаз», компании «Шлюмберже» и ОАО «Пурнефтеотдача»   проведено 44 ГРП, из которых 37 получены    положительные результаты. Данный способ интесификации рекомендуется по-возможности принять в качестве основного для вывода из бездействия низкопродуктивных скважин.

Практически весь фонд скважин,  ожидающих  подключения на   УКПГ-1В и УКПГ-3В не может быть введен в эксплуатацию без проведения в них дополнительных работ по ликвидации негерметичности колонн, изоляции водопритока, интенсификации притока и др., а также освоения (незавершенные производством). В районе УКПГ-2В  скважины, которые не были в эксплуатации, либо недоосвоены, либо требуют производства аварийно-восстановительных работ (прихват или обрыв НКТ, замена фонтанной арматуры).

Находящиеся на балансе  «Тюменбургаз» все десять скважин  на УКПГ-1В как освоенные, так и неосвоенные требуют проведения работ по ликвидации негерметичности и водоизоляции, а также аварийно-восставновительных работ. В районе УКПГ-2В, за исключением пяти скважин 210 куста и скв. 21308 неперфорированных, остальные 12 на действующих кустах ожидают либо дополнительного освоения, либо проведения после освоения ремонтных работ.

Таким образом, простаивающий  фонд эксплуатационных газоконденсатных скважин на месторождении составляет 160 ед., из которых только 13 скважин с удовлетворительным техническим состоянием ожидают ввода или не освоены. Для пуска в работу остальных скважин необходимо проведение работ по их капитальному ремонту и интенсификации.

Оценивая эффективность  проводимых на месторождении ремонтных  работ следует отметить его относительно низкую успешность для вывода скважин  из простоя. Так из 25 скважин, на которых  выполнены работы по капитальному ремонту в 2003 г. введены в эксплуатацию только 10, то есть успешность составила 40%.  Отдельные скважины (10202, 10402, 10706, 10903, 12002, 12205, 12602, 12603, 12605, 21307, 21704, 30507, 30702 и др.), несмотря на проведенные работы, не подлежат восстановлению по комплексу технических и геологических причин. Часть этого фонда может быть переведена для эксплуатации сеноманской залежи в качестве добывающих или наблюдательных, остальные из-за невозможности дальнейшего использования подлежат ликвидации.

Анализ геолого-промысловых характеристик разреза и технического состояния простаивающего фонда скважин, а также  среднестатистические показатели эффективности различных видов ремонтных работ свидетельстуют, что за счет освоения скважин незавершенного производства и выполнения мероприятий по выводу из бездействия уже пробуренных скважин действующий фонд в соответствии «Программой вывода из незавершенного производства и ремонта скважин ООО «Ямбурггаздобыча» на период 2004-2006 г.г.»,  к 2007 г. может быть максимально пополнен на 40-50 ед. Без учета выбытия.

Характеристика пробуренного фонда скважин и характеристика простаивающего фонда представлены на рис. 3.2., 3.3.

3.2.2. Добывные возможности  и технологический режим эксплуатации  скважин

Первоначально при проектировании разработки нижнемеловых отложений обоснование продуктивной характеристики и технологического режима эксплуатации скважин производилось на основании обобщения результатов испытания и исследования 78 газонасыщенных объектов по 26 разведочным скважинам, из которых только 24 объекта были расположены в зоне непосредственного размещения эксплуатационных скважин.

 

 

 

Рис.3.2. Характеристика пробуренного фонда скважин.

 

 

Рис. 3.3. Характеристика простаивающего фонда.

 

 

При этом газодинамические исследования большинства объектов из-за низкой продуктивности выполнены  некачественно, с нарушением общепринятых правил (недостаточное время работы, гидратообразование на режимах, узкий  диапазон дебитов и др.), а при испытании отдельных интервалов в скважинах, вскрывших пласты БУ8-3, БУ8-1, БУ7, БУ6-1 получены совместные притоки газа и воды. Оценка продуктивности в указанных скважинах выполнена условно. Ввиду недостатка исходной информации добывные возможности проектных скважин определены в целом по объектам эксплуатации с определённой долей погрешности. В результате в первые годы эксплуатации скважин II объекта на УКПГ-1В при сопоставимых значениях рабочих давлений на устье скважин величины фактических дебитов в 1.2 – 1.5 раза превышали проектные. Задержка ввода УППГ-3В привела к снижению пластового давления в этом районе, а соответственно  и снижению начальных рабочих дебитов скважин. Тем не менее, их фактические значения в начальный период работы УППГ соответствовали и даже были несколько выше проектных. В процессе эксплуатационного разбуривания существенно уточнилось геологическое строение залежей и запасы углеводородов, содержащихся в них. Указанные обстоятельства вызвали необходимость уточнения показателей разработки, в том числе и технологических режимов эксплуатации скважин.

При корректировке проекта  разработки (1998 г.) продуктивная характеристика скважин уточнена уже на основе результатов  дополнительных 352 исследований, выполненных  по 195 эксплуатационным скважинам, а также результатам испытания 14 доразведочных скважин, из которых были получены притоки газа.

В процессе эксплуатации скважин установлено, что принятое ранее при установлении технологического режима работы скважин максимальное значение депрессии на пласт в 8-9 МПа целесообразно уменьшить до 3-4 МПа, во избежание форсированного отбора газа и исключения других пагубных последствий, таких как появление воды в продукции из-за негерметичности колонн и некачественного цементажа, снижения выхода конденсата и др.

 Последующий опыт  эксплуатации скважин при уменьшенных  депрессиях  до 3-5 МПа подтвердил  правомерность данного решения.  Увеличение депрессии на пласт  выше принятых значений до 8-9 МПа  рассматривалось как исключительная  мера на непродолжительный период при пуске скважин в эксплуатацию. В то же время, уменьшение депрессии на пласт ниже 3 МПа является нежелательным, и ведёт к пагубным последствиям, таким как снижению температур потока газа и возможности образования гидратов в стволе скважин и промысловых коммуникациях, скоплению жидкости на забое, неустойчивой работе газосборных коллекторов и др.

В настоящее время (по состоянию на 01.01.04 г.) выполнено 1368 газодинамических исследований по 299 эксплуатационным скважинам, находящимся на балансе ООО ”Ямбурггаздобыча”. Практически по всем скважинам УКПГ-1В и УППГ-3В исследования выполнены от 3 до 9 раз, а по некоторым более 10 раз, что позволяет оценить не только динамику изменения продуктивной характеристики в процессе эксплуатации, но и влияние на их добывные возможности процесса длительной консервации отдельных скважин.

Анализ результатов  исследования скважин свидетельствует  об их значительной неоднородности по продуктивной характеристике. Так, величина абсолютно-свободного дебита, являющегося  обобщённой характеристикой продуктивности скважин, приведённая к начальному пластовому давлению, изменяется от 200-400 тыс.м³/сут до 1800-2000 тыс.м³/сут, достигая в отдельных случаях 2800-3000 тыс.м³/сут.

Лучшей продуктивной характеристикой обладают скважины I и II объектов эксплуатации на УППГ-3В. Средние величины приведённых к начальному пластовому давлению абсолютно-свободных дебитов скважин по этой зоне составляют для I объекта 967 тыс.м³/сут, по II объекту- 1025 тыс.м³/сут. На других участках месторождения их величина в 1.1 – 1.7 раза ниже и составляют по I объекту в районе УКПГ-1В 717 тыс.м³/сут, по II объекту в районе УКПГ-1В и УППГ-2В, соответственно, 613 и 898 тыс.м³/сут.