Ямбургское месторождение

В отличие от I объекта, где зона перетока в периферийной части представлена одной базовой залежью пласта БУ₃¹, во II объекте зона перетока представлена тремя основными группами пластов  БУ₈¹, БУ₈² и БУ₈³ практически в равной степени удаленной от зоны размещения скважин и обладающих различными фильтрационно-емкостными параметрами. Данное обстоятельство обусловило различие в отработке залежей по площади и разрезу рассматриваемого объекта. Так, если в зоне размещения по скважинам, вскрывшим только залежи пластов БУ₈¹ (скв. 13007, 30906), БУ₈² (скв. 13010) или БУ₈³ (скв. 10405, 11001, 11303, 30403, 30506, 30908, 31003, 31004, 31012, 32103, 32104, 32107) и остальными, в которых вскрыты залежи нескольких пластов, различия в пластовых давлениях не столь значительны и не превышают 0.5-1.4 МПа, то на границах зоны размещения, а также на отдельных участках периферийных залежей эти различия более существенны.

Об этом свидетельствуют результаты замеров пластового давления в трех кустах наблюдательных скважин. Так в скв. 39400 (БУ₈³) и 39401 (БУ₈¹) забои которых расположены в непосредственной близости друг от друга, текущие пластовые давления составляют соответственно 15.8 МПа и 23.5 МПа. В этой части в большей степени происходит выработка запасов пласта БУ₈³. Аналогичное поведение давлений наблюдается и в скв. 39406 (БУ₈¹) и 39407 (БУ₈³), которые в рядом расположенных скважинах составляют, соответственно, 30.3 МПа в пласте БУ₈¹  и 24.8 МПа в пласте БУ₈³.

В указанных кустах скважин, расположенных в северо-западной и западной частях структур различия в давлениях достигают 7.7. и 5.5. МПа, то в скв. 19411 (БУ₆²) и 19412 (БУ₈¹), расположенных в юго-западной части структуры текущие давления практически равны первоначальным и составляют, соответственно,29.0 и 31.6 МПа.

Ограниченность информации по каждому из продуктивных пластов  объекта, особенно в периферийных частях залежей не позволяет на данной стадии отстроить с достаточной степенью достоверности карты изобар по каждому из пластов II эксплуатационного объекта. Представленная на рис.  карта изобар по объекту в южной и восточной периферийных частях носит условный характер из-за отсутствия здесь наблюдательных скважин, а по зоне размещения, вследствие невозможности проведения прямого замера в эксплуатационных скважинах.  Данное обстоятельство наряду с ограниченностью информации  в периферийных частях не позволяет на данной стадии оценить геологические запасы газа методом материального баланса как в целом по объектам эксплуатации так и по отдельным пластам, входящим в них.

Оценка активно дренируемых  запасов, выполненная падению давления свидетельствует, что их значения по скважинам действующего фонда изменяются от 132 по скв. 30306 до 7037 млн.м³ по скважинам 11002 при средней величине 2100 млн.м³/скв. Максимальные значения характерны для скважин II объекта на УКПГ – 1В по которым средняя величина составляет 3453 млн.м³/скв., минимальными характеризуются скважины II объекта УППГ – 2В по которым среднее значение в 2,6 раза ниже и составляет 1337 млн.м³/скв.

В активную разработку действующим фондом скважин в настоящее время вовлечено  417,9 млрд.м³ (или 52% от уточненных начальных запасов газа подготовленных для промышленного освоения), в том числе 93,6 млрд.м³ газа по I объекту эксплуатации, что составляет 20,7% от начальных запасов и 324,3 млрд.м³ по II объекту или 14,8% от запасов, а по зонам УКПГ-1В, УППГ – 2В и УППГ-3В – соответственно 210.5, 80.2 и 127.2 млрд.м³. Для повышения степени охвата активным дренированием запасов газа необходимо расширение зоны размещения скважин разбуриванием периферийных частей залежей.

Дренируемые запасы по зонам  УКПГ-1В, УППГ – 2В и УППГ-3В определенные по средним значениям давлений в скважинах методом материального баланса составляют, соответственно, 210.8, 71.9 и 120.3 млрд.м³. Данные запасы при практическом совпадении суммарной величины 299 млрд.м³ не отражают фактическое распределение по зонам УКПГ, полученное при суммировании дренируемых запасов по скважинам, поскольку не учитывают разновременность их ввода. Представленные зависимости могут быть использованы только при выполнении газодинамических расчетов при планировании показателей разработки на кратковременный период без расширения зоны дренирования.

3.2.5. Изменение газоконденсатной характеристики

При пересчёте запасов углеводородов ООО «ГазГЕРС» проведено уточнение начального конденсатосодержания в пластовых смесях по всем залежам нижнемелового продуктивного комплекса. Взвешенное по запасам газа начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе составило 124 г/м³ по I эксплуатационному объекту и 112 г/м³ - по II.

Контроль за текущей  газоконденсатной характеристикой  на месторождении осуществляется промысловыми исследованиями скважин непосредственно  в зонах отбора газа. Для этих целей в зоне УКПГ-1В обвязаны с кустами в стационарном исполнении шесть сепарационных установок на базе сетчатых сепараторов типа ГС-8.8-600-2-И, в зоне УППГ-3В установлены четыре сепарационные установки, в зоне УППГ-2В шесть сепарационных установок, четыре из которых типа ГС-8.8-600-2-И, одна передвижная, и одна изготовлена на базе сепаратора ГП – 1530. Схема обвязки обеспечивает проведение исследований на конденсатность с высокой степенью надёжности.

В процессе разработки газоконденсатных залежей получена дополнительная информация, позволяющая проследить за процессом изменения потенциального содержания конденсата в добываемом газе при снижении пластового давления, что показано на рисунке 3.6.

В соответствии с происшедшими изменениями в результате ретроградной конденсации, для планирования добычи конденсата в институте «ТюменНИИГипрогаз» выполнено математическое моделирование фазовых превращений газоконденсатных систем объектов эксплуатации при истощении пластовой энергии на основе уравнения состояния Пенга-Робинсона. Сопоставление полученных результатов с зависимостями, принятыми для прогнозных расчётов в «Коррективах проекта разработки…» (1998 г.), свидетельствует об отличиях в потенциале по I объекту на дату составления данного проектного документа и хорошо согласуется с результатами фактических замеров потенциального содержания конденсата, полученных в результате газоконденсатных исследований.

 

 

3.3. Контроль за разработкой газоконденсатных залежей

 

Основными задачами контроля за разработкой являются наблюдения за текущей газоконденсатной характеристикой эксплуатационных объектов и залежей, входящих в них, вторжением и продвижением контурных вод, изменением пластового давления по площади и разрезу объектов и изучением отработки продуктивных пластов в процессе их эксплуатации. Для этих целей “Проектом разработки...” предусмотрена специальная сеть наблюдательных скважин, как в зонах эксплуатационного разбуривания, так и на периферийных участках структур, которая в последующий период была  скорректирована и их общее  количество  увеличено с 38 до 51 ед.

Контроль за изменением текущей газоконденсатной характеристики осуществляется рекомендуется продолжать промысловыми (стационарными или передвижными) сепарационными установками, а также при возможности через замерной сепаратор на УКПГ с последующим отбором проб и проведением лабораторных исследований продукции скважин. 

 

Рис. 3.6. Ямбургское месторождение. Нижнемеловые отложения. Изменение  потенциального содержания С5+ при истощении  залежей.

 

Для этих целей используются как эксплуатационные, так и наблюдательные скважины. Лифтовые колонны в этих скважинах спускаются ниже интервала перфорации, чтобы обеспечить необходимые скорости потока газа  для непрерывного выноса жидкости с забоя. Методика проведения промысловых и лабораторных исследований на газоконденсатность в настоящее время достаточно отработана применительно к условиям  месторождения и позволяет получать представительные результаты. В пределах каждой зоны УКПГ газоконденсатные исследования ежегодно необходимо проводить не менее чем в 10-12 скважинах, равномерно расположенных по площади газоносности.

Для систематических  наблюдений за текущим пластовым  давлением, кроме наблюдательных, используются все скважины эксплуатационного  фонда. Необходимым условием получения достаточно надежной информации по текущим пластовым давлениям в скважинах является обязательное проведение глубинных замеров. Контроль за давлением в периферийных частях осуществляется посредством наблюдательных скважин, которые при обводнении служат в качестве пьезометров для наблюдения за снижением статических уровней.

Исследования в пьезометрических наблюдательных скважинах проводятся с целью изучения начального и текущего состояний водонапорной системы, расчета путей, интенсивности и объемов внедрения пластовой воды в газовую залежь во времени.

В период освоения после  бурения пьезометрических скважин, для выяснения начального состояния водонапорной системы проводятся:

- гидродинамические исследования  по изучению фильтрационных и  емкостных параметров водоносного горизонта;

- глубинные исследования  термобарических условий с отбором  серии проб для определения  физико-химических свойств пластовой  воды (состава, минерализации, газонасыщенности, вредных примесей и т. д.);

- отбивку уровня жидкости  в стволе скважины с замером пластовых давлений в интервале перфорации, в период пробных откачек и восстановления естественного уровня.

После этого в процессе разработки залежей проводятся ежегодные  замеры положения уровня жидкости в стволе скважины, периодичность которых при необходимости в случае интенсивного падения уровня может быть увеличена до одного раза в квартал.

Один раз в квартал  осуществляется отбор проб жидкости в продукции эксплуатационных скважин, а по скважинам, находящимся в  зонах интенсивного обводнения,- ежемесячно.

Для контроля и управления технологическим режимом работы эксплуатационных скважин периодически проводятся газодинамические методы исследования скважин, основными задачами которых также являются:

- определение фильтрационно-емкостных  свойств залежи и призабойной зоны;

- изучение физических  свойств насыщающих пласт флюидов;

- контроль за текущим  состоянием призабойной зоны  добывающей скважины, выкидных линий и промыслового оборудования.

Первичные исследования приводятся и обязательны на всех эксплуатационных скважинах, вводимых после бурения. При первичных исследованиях определяются такие параметры, как статическое давление на устье, пластовое давление, забойное давление на различных режимах работы скважины, устьевая температура, дебит скважины и т. д.

Основные задачи текущих исследований заключаются в получении информации о текущем состоянии разработки месторождения и осуществлении оперативного контроля за работой системы добычи газа и конденсата, включающей в себя систему “продуктивный пласт - добывающие скважины - внутрипромысловая сеть выкидных линий - узел входа”.

Текущие исследования должны проводяться во всех добывающих скважинах  с целью установления оптимального технологического режима работы скважин и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта. Данные, полученные при текущих исследованиях, используются для определения мероприятий по обоснованию технологических режимов, дебитов скважин, построения карт изобар в зонах отбора и на периферийных участках, уточнения текущих запасов газа и конденсата, управления системой разработки залежи.

По результатам текущих исследований определяются следующие параметры:

статические на устье  и пластовые давления;

текущие рабочие давления и температуры на устье, а также  дебит скважин;

коэффициенты фильтрационного  сопротивления призабойной зоны эксплуатационных скважин;

коэффициенты  проницаемости, пьезопроводности и  газопроводимости;

приведенный радиус скважины;

количественное  соотношение жидкой фазы и мехпримесей  в потоке газа;

коэффициенты гидравлического  сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий.

С целью обеспечения  оперативного контроля и управления технологическими режимами работы скважин необходимо оснащение эксплуатационного фонда автоматизированной системой дистанционного контроля текущих параметров. Система дистанционного контроля должна работать в диалоговом режиме.

Условным элементом  автоматизированной системы является скважинный комплекс, который должен обеспечивать измерение и передачу по беспроводной связи ряда основных рабочих характеристик:

• давления на буфере, шлейфе, затрубном и межколонном пространстве;
• температуру потока газа на устье скважины;
• дебита скважины;
• количества содержащихся в потоке мехпримесей;
• объемов выносимой потоком газа пластовой жидкости;
• давления, температуры и расхода газа на входе в УКПГ, ДКС.

Внедрение такой системы позволит:

• повысить оперативность управления процессом разработки;
• осуществить повседневный контроль за работой скважин;
• повысить надежность и качество комплексных измерений рабочих параметров;
• значительно сократить эксплуатационные затраты.