Рассчитанные величины плотности и коэффициента динамической вязкости вод в стандартных условиях (при атмосферном давлении и 20°С) колеблются в пределах от 1001 до 1004 кг/м' и от 1.01 до 1.02 МПас, соответственно. Гидрохимический разрез продуктивных отложений на - Ямбургском месторождении практически однороден. Также нет заметных различий в гидрохимических показателях между контурными водами изолированных от залежей зон. Поэтому при расчетах показателей физических свойств вод в пластовых условиях было использовано среднее значение минерализации, равное 6.2 г./л. Плотность и вязкость вод вниз по разрезу снижаются, соответственно, от 990 кг/м³ и 0.4 МПа·с в пластах БУ₃-БУ₄ до 986 кг/м³ и 0.34 МПа·с в пластах БУ₈-БУ₉. Коэффициент сжимаемости, наоборот, увеличивается от 427 ТПа^-1 в пластах БУ₃-БУ₄ до 445 Тпа^-1 в пластах БУ₇-БУ₉. Также возрастает с глубиной объемный коэффициент вод с 0.014 в пластах БУ₃-БУ₇ до 1.026 в пластах БУ₈-БУ₉.

Верхневаланжин-нижнеаптская водоносная толща, к которой приурочены продуктивные пласты, имеет весьма широкое распространение на севере Западной Сибири и обладает большими запасами пластовой энергии. Это обуславливает возможность проявления упруговодонапорного режима при разработке большинства залежей на истощении. Исключение составляют залежи, запечатанные в линзах коллекторов.

Учитывая характер распространения водоносных отложений, можно ожидать более активное проявление упруговодонапорного режима разработки залежей пластов БУ₃-БУ₄, чем большинства залежей нижележащих пластов, где законтурные области ограничены. В связи с наличием гидравлической связи между продуктивными и водоносными осадками указанных пластов, интенсивность внедрения контурных вод в залежи будет зависеть в основном от активности проявления этого режима. Для газоконденсатных залежей, приуроченных к линзам, в которых водоносные отложения не выявлены, следует ожидать газовый режим разработки.

2.5 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

Основным документом по запасам углеводородов нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения является выполненный в 1985 г. «Подсчет запасов газа и конденсата по неокомским пластам Ямбургского месторождения ЯНАО Тюменской области на 01.07.1985 г.»

Начальное потенциальное содержание конденсата и коэффициент его извлечения при утверждении запасов приняты для всех продуктивных пластов нижнемелового комплекса 150 г./м³ и 0.68, соответственно.

По результатам эксплуатационного и разведочного бурения уточнялось геологическое строение залежей и, соответственно, запасы газа, был выполнен прирост запасов юго-восточного блока в пластах БУ₈^1-2 (1986 г., 1987 г.), БУ₈³ (1987 г., 1988 г.), отдельно по пластам БУ₈¹ и БУ₈² (1990 г.), БУ₈⁰ (1990 г.).

Были приняты на баланс запасы нефти нефтяных оторочек в пластах БУ₈² и БУ₈³ по категориям С₁ и С₂.

В 1993 г. по результатам исследования скважин в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и начального периода разработки залежей уточнена начальная газоконденсатная характеристика по основным продуктивным пластам: БУ₃¹ и БУ₄^1-3 - 128 г./м³ КИК - 0.64; БУ₈⁰, БУ₈^1-2, БУ₈³, соответственно, 110, 112, 109 г./м³, КИК - 0.68 для всех пластов.

3. Состояние разработки месторождения

3.1 Основные проектные решения по разработке

Газоконденсатные залежи на Ямбургском месторождении введены в разработку в 1991 г. в соответствии с Проектом, выполненным институтами ВНИИГаз и ТюменНИИГипрогаз.

Основные проектные решения проектного документа предусматривали:

· группировку всех продуктивных пластов в два объекта эксплуатации;

· максимальную добычу газа - 21 млрд. м³/год;

· максимальную добычу нестабильного конденсата - 3.7 млн. т/год;

· доведение эксплуатационного фонда скважин до 662 ед. при полном развитии в т. ч. 281 ед. первой очереди для выхода на максимальный отбор газа;

· сбор углеводородной продукции по линейно-лучевой коллекторной схеме;

· промысловую подготовку газа и конденсата на одной УКПГ методом низкотемпературной абсорбции с промежуточной подготовкой газа на двух УППГ.

Технологические показатели разработки объектов и система размещения скважин определялись исходя из геологической модели и запасов углеводородного сырья, принятых при утверждении в ГКЗ по результатам бурения 55 разведочных скважин.

Эксплуатационное разбуривание газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения началось в 1987 году. Учитывая исключительную сложность геологического строения месторождения, было продолжено также поисковое и разведочное бурение.

По результатам эксплуатационного и разведочного бурения уточнялось геологическое строение залежей и, соответственно запасы газа, корректировались показатели разработки.

При подсчете запасов геологические модели продуктивных пластов базировались на построениях по разведочным скважинам, расстояние между которыми в поле газоносности составляло более 5-7 км. Данное обстоятельство, как показали результаты эксплуатационного разбуривания оказалось явно недостаточным для установления деталей геологического строения и принятия решений по системе размещения проектных эксплуатационных скважин. На основе анализа материалов ГИС и результатов испытания доразведочных и эксплуатационных скважин установлено, что геологическое строение продуктивных пластов имеет более сложное строение, чем принятые при проектировании разработки залежей. Отмечалась резкая неоднородность фильтрационноемкостных параметров пластов даже в пределах скважин одного куста, а также наличие зон выклинивания и недонасыщения коллекторов.

В 1993 г. по результатам исследования скважин в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и начального периода разработки залежей уточнена начальная газоконденсатная характеристика по основным продуктивным пластам.

В 1994 году ВНИИГазом и ТюменНИИгирогазом выполнены работы по уточнению геологического строения неокомских залежей нижнемелового комплекса и пересчету запасов газа, конденсата и нефти по состоянию на 01.01.04 г.

Выполненный, на основе дополнительной информации, по данным эксплуатационного разбуривания пересчет запасов газа и конденсата, показал о их существенном уменьшении по сравнению с утвержденными ранее в ГКЗ. Запасы газа по кат. С₁ подготовленной для промышленного освоения уменьшились на 195.4 млрд. м³ или 19.2%, конденсата (извлекаемые) на 42.7 млн. т или 39.8%. Основными причинами снижения запасов были уменьшение коэффициентов газоносыщенности пластов БУЗ(1) и БУ6 (1) а также уменьшение прощади и объема газоносыщенных пород болыпенства залежей за счет выявленных зон глинизации и изменения положения ГВК.

На основе материалов пересчета запасов углеводородов и анализа текущего состояния разработки залежей ТюменНИИГипргазом в 1997-1998 гг. выполнены «Коррективы проекта разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения» и «Дополнения…» к ним.

Основные положения «Корректив проекта разработки…» предусматривали:

· снижение уровня годового отбора газа до 15 млрд. м³ и выход на него в 2001 г.;

· максимальный годовой объем добычи нестабильного конденсата в объеме 1.68 млн. т;

· добуривание к уже существующим 359 эксплуатационным скважинам 150 ед. в т.ч. 97 ед. с субгоризонтальным забоем.

Для выхода на уровень максимального отбора газа предлагалось:

· довести действующий фонд до 236 скважин из числа пробуренных, в т.ч. ввести на УППГ-2В -53 скважины;

· построить и ввести УППГ-2В;

· проложить межпромысловый коллектор между УКПГ-1В и УППГ-2В и внутрипро-мысловые коллекторы от семи кустов к УППГ-2В.

Накопленный материал по Ямбургскому месторождению позволил выполнить интегрированную интерпретацию всех имеющихся геолого-геофизических данных (в т.ч. сейсморазведки МОВ ОГТ 3D) и создать новые геологические модели неокомских пластов. На основе указанных материалов ООО «ТюменНИИГипрогаз» в 2004 г. создана цифровая геологическая и фильтрационная модель эксплуатационных объектов и составлен «Проект разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения на полное развитие», в котором определены основные проектные решения, технологические и технико-экономические показатели дальнейшего развития разработки газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения.

Для обоснования показателей добычи газа и конденсата на перспективу рассмотрено три основных варианта последующей разработки залежей, различающихся уровнем максимального годового отбора газа:

Вариант 1, обеспечивающий максимальный отбор пластового газа в объеме 14 млрд. м³/год, при наращивании действующего фонда скважин только за счет вывода скважин из простоя;

Вариант 2, с максимальным отбором пластового газа 15 млрд. м³/год, при добуривании новых скважин в количестве 108 единиц;

Вариант 3, с максимальным отбором пластового газа 18 млрд. м³/год (с учетом максимальной загрузки существующих мощностей по подготовке газа) при добуривании новых скважин в количестве 108 ед.

Выполненные технико-экономические расчеты свидетельствуют, что разработка по всем рассмотренным вариантам эффективна. Лучшими показателями экономической эффективности характеризуется вариант 3, с последующим наращиванием максимального отбора газа до 18 млрд. м³/год. Однако, вариант 2 при выходе и поддержании отбора газа в 15 млрд. м³/год, который незначительно отличается показателями эффективности от варианта 3, обладает большей технологической надежностью и стабильностью на протяжении 11 лет уровней добычи газа.

Данный вариант рекомендован для практической реализации.

При подготовке ТЭО извлечение нефти ООО «Сервис-Нафта» на основе технико-экономических расчетов показана нерентабельность освоения оторочек в современных экономических условиях и рекомендовано отнести запасы нефти по Ямбургскому месторождению к категории некондиционных и разработка их в ближайшее время не планируется.

3.2 Фактическое состояние разработки неокомских залежей

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 01.07.10 г. на балансе ООО «Ямбурггаздобыча» находится 343 скважины, из которых 328 составляют эксплуатационный фонд и 15 наблюдательные. Действующий фонд скважин составляет 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 «Тюменбургаза» (10 скв. На УКПГ-1В, 24 - на УКПГ-2В и одна - на УКПГ-3В.

Практически во всех скважинах с негерметичностью эксплуатационных колонн происходит обводнение за счет поступления в ствол воды из 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.

В период с 2002 г. в газоконденсатных скважинах силами фирмы «Тюменбургаз», компании «Шлюмберже» и ОАО «Пурнефтеотдача» проведено 44 ГРП, из которых по 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 УППГ-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).

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.

На основе выполненного выше анализа результатов газодинамических исследований эксплуатационных скважин можно сделать следующие основные выводы:

- продуктивность скважин характеризуется значительной степенью неоднородности по площади эксплуатационных объектов;

- в период после освоения скважин до момента пуска в эксплуатацию продуктивная характеристика скважин не изменяется и не зависит от продолжительности консервации;

- в процессе эксплуатации отдельных скважин наблюдается улучшение продуктивности за счёт самоочистки призабойной зоны от продуктов бурения в среднем на 25-50%, наиболее интенсивно процесс самоочистки призабойной зоны наблюдается в начальный период (до 3 мес.) после пуска скважины в работу;

- как правило, процесс самоочистки призабойной зоны приводит к уменьшению фильтрационного коэффициента «А» при неизменном значении коэффициента «В»;

- любое поступление пластовой воды в скважину приводит к росту коэффициентов фильтрационных параметров «А» и «В» и ухудшению её продуктивности.

- проведение ГРП на скважинах может привести к увеличению начальной их продуктивности в 2-3 раза.

Основным условием нормальной эксплуатации скважин при установлении технологического режима эксплуатации является обеспечение минимального дебита газа, способствующего полному и непрерывному выносу жидкости с забоя.

Большинство газоконденсатных скважин (свыше 80%) на месторождении оснащены лифтовыми колонами 89 мм. или секционными 102 х 89 мм, остальные диаметры 73 мм или 89 х 73 мм.

В «Коррективах проекта разработки…» (1998 г.), в связи с неподтверждением запасов углеводородов, уточнены показатели разработки, предусматривающие уменьшение максимального отбора конденсатосодержащего газа из залежей до 15 млрд. м³/год. Несмотря на уменьшение максимального проектного отбора газа его величина в 2003 г. не достигнута, что было связано с необходимостью дальнейшего наращивания действующего фонда скважин и ввода ДКС.

Ввиду задержки ввода объектов добычи газа и конденсата в первые 5,5 лет в эксплуатации находились только скважины II объекта, а также скважина 10202, вскрывшая I объект, расположенные в районе УКПГ-1В. На протяжении указанного периода здесь поддерживался практически одинаковый уровень отбора газа в объеме 5,5-6,0 млрд. м³/год, что было обусловлено пропускной способностью имеющихся технологических линий комплексной установки подготовки газа и конденсата.

В октябре 1996 г. с вводом в эксплуатацию установки предварительной подготовки газа и расширением УКПГ-1В, началось дальнейшее наращивание добычи углеводородного сырья из скважин I и II объектов УППГ-3В, расположенных в этой зоне. Максимальный отбор газа здесь был достигнут в 1999 г. и составил 4,1 млрд. м³ по каждому из I и II объектов эксплуатации, превысив проектные уровни на 9.1 и 17.6%. В последующий период фактические отборы газа в этом районе, особенно по I объекту также превышали проектные значения. В настоящее время из-за снижения пластовых давлений в районе УППГ-3В рабочие давления на устье отдельных скважин достигли критических значений, при которых невозможна их дальнейшая эксплуатация, что привело к снижению здесь отбора газа. В ближайшей перспективе в районе УППГ-3В возможно дальнейшее естественное снижение уровней отбора газа, связанное с необходимостью выравнивания пластовых давлений по площади объекта.

Ввод в ноябре 2001 г. и наращивание добычи по скважинам УППГ-2В позволило компенсировать снижение отбора на УППГ-3В, а ввод ДКС в 2004 г., обеспечить выход на максимальный уровень добычи газа и конденсата из нижнемеловых отложений. Для дальнейшего поддержания проектных уровней отбора газа из, нижнемеловых отложений потребуется наращивание действующего фонда скважин на 12 - 15 ед. в год.

По состоянию на 01.07.2010 г. из залежей отобрано 127,96 млрд. м³ пластового газа, что составляет 15,9% от уточненных начальных запасов, в том числе 31,87 млрд. м³ из I объекта и 96,1 млрд. м³ из II объекта эксплуатации, или соответственно 20,7 и 14,8% от запасов. Отмечается опережающая выработка запасов газа из залежи I объекта. Отбор стабильного конденсата с начала разработки залежей составил 12,7 млн. т. или 13,7% от начальных запасов. Меньшая по сравнению с газом относительная величина отбора конденсата обусловлена, пластовыми потерями последнего вследствие ретроградных процессов происходящих при снижении давления.

Анализ распределения полей текущего пластового давления в зонах размещения эксплуатационных скважин по состоянию на 01.01.10 г. свидетельствует о неравномерной отработке объектов. Данное обстоятельство связано с последовательностью ввода скважин в эксплуатацию и достигнутым по ним отборам газа.

По I объекту отмечаются две локальные депрессионные воронки в зонах непосредственного размещения групп скважин УППГ-3В и УКПГ-1В По действующему фонду скважин УППГ-3В текущие пластовые давления изменяются от 13.3.0 МПа по скважинам расположенным в центральной части до 18.3 МПа в периферийной. По скважинам УКПГ-1В минимальное пластовое давление фиксируется в скв. 10404 и составляет 15.1 МПа, а максимальное в скв. 11302 - 19.3 МПа. Средние значения текущих давлений по скважинам I объекта УППГ-3В и УКПГ-1В составляют, соответственно, 17,1 МПа и 15,6МПа

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.

Как уже отмечалось выше, при пересчёте запасов углеводородов 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 ситчатых 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 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 неокомских залежей

Основной задачей контроля является обеспечение постоянного комплексного наблюдения за процессом эксплуатации газоконденсатных объектов.

В процессе контроля уточняются:

- геологическое строение залежей по данным бурения эксплуатационных скважин;

- энергетическое состояние объектов эксплуатации;

- динамика текущей и накопленной добычи товарной и сопутствующей продукции;

- газоконденсатная характеристика в различных частях залежей;

- физико-химические характеристики добываемых пластовых флюидов;

- характер изменения пластового давления по площади и разрезу;

- динамика внедрения пластовой воды в залежи.

- профиль притока газа в скважине с выделением работающих интервалов;

- продуктивная характеристика и оптимальный технологический режим работы скважин;

- температурные режимы работы скважин в статическом и динамическом состояниях;

- техническое состояние скважин (герметичность колонн, качество цементного камня);

- особенности гидродинамического взаимодействия продуктивных пластов;

- технологическая эффективность мероприятий по капитальному ремонту и интенсификации притока газа;

Контроль за разработкой следует осуществлять с помощью комплекса телеметрического наблюдения, при исследовании эксплуатационных и наблюдательных скважин согласно «Правил разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений».

Данные, необходимые для контроля, определяются путем прямых измерений параметров на основе комплекса геофизических, газогидродинамических и лабораторных исследований.

В пределах зон размещения пробуренных и проектных эксплуатационных скважин, необходимость бурения специальной сети наблюдательных за давлением скважин отпадает. Для этих целей достаточно использование эксплуатационных скважин. Для контроля за снижением давления в зонах не охваченных активным дренированием и за контуром газоносности рекомендуется использовать уже пробуренные наблюдательные, а также разведочные скважины после проведения в них комплекса работ по расконсервации, изоляции и перестрелу (при необходимости) перфорированных интервалов.

Необходимый минимум работ по контролю за разработкой газоконденсатных залежей и их периодичность представлены в таблице 3.1.

Контроль за разработкой методами промысловой геофизики

Контроль за разработкой промыслово-геофизическими методами включает в себя все виды геофизических исследований эксплуатационных и наблюдательных скважин.

Данных разведочного бурения недостаточно для построения адекватной промыслово-геологической модели эксплуатационных объектов в периферийных частях залежей. В этой связи, комплекс «ГИС-бурение» в проектных эксплуатационных скважинах должен обеспечить получение недостающей информации и решить следующие основные задачи:

- литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов;

- уточнение геологического строения месторождения;

- оценка характера насыщения и промышленная оценка нефтегазоносности коллекторов;

- определение емкостных параметров продуктивных отложений;

- оценка начального и текущего положения ГВК, ГНК и ВНК;

- оценка технического состояния ствола скважин и качества цементирования.

Комплекс ГИС составляется на основании инструкции «Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на газ и нефть» [9]. В комплекс включаются замеры каверномером и локатором муфт до и после перфорации, с целью уточнения положения интервалов перфораций, и акустическая цементометрия после перфорации для оценки возможных изменений в цементном камне.

В наклонных, субгоризонтальных и горизонтальных эксплуатационных скважинах проводится сокращенный комплекс ГИС в открытом стволе. Исключаются методы индукционного и бокового каротажа, а из комплекса зондов бокового каротажного зондирования (БКЗ) выполняются замеры тремя малыми зондами.

В эксплуатационных скважинах промыслово-геофизические исследования «ГИС-контроль» выполняются с целью решения следующих основных задач:

- определение профиля притока газа в скважину;

- выделение нефте и газоотдающих интервалов и дифференцированная оценка их продуктивности;

- определение пластовых давлений;

- определение проницаемости призабойной зоны;

- выявление компенсационных перетоков в пределах залежи и их направления;

- определение интервалов заколонных перетоков и мест поступления газа в заколонное пространство;

- изучение технического состояния скважин - уточнение глубины спуска лифтовых труб, положения фактического забоя, интервалов перфорации, наличия пакеров и мостов и их герметичности.

Комплекс «ГИС-контроль» для решения поставленных задач проводится как в остановленных, так и в работающих скважинах на нескольких режимах работы. В качестве дополнительных исследований в комплекс рекомендуется включить спектральный нейтронный гамма-каротаж широкодиапазонный (СНКГ-Ш), который хорошо зарекомендовал себя при проведении исследований в действующих скважинах на месторождениях севера Тюменской области.

Этот метод позволяет определить:

- интервалы поглощения цемента

- наличие цемента за эксплутационной колонной

- интервалы выноса песка

- газоотдающие интервалы

- характер насыщения разреза.

Для реализации названных задач рекомендуется следующий комплекс ГИС, приведенный в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Комплекс ГИС при контроле за разработкой газоконденсатных залежей

Решаемая геолого-промысловая задача	Рекомендуемый комплекс ГИС.	М-б, верт.	Интервал проведения
Привязка и контроль интервала перфорации	ГК, ЛМ, ВЧТ, МИД	1:200	± 50 м от интервала перфорации
Профиль притока	РГТ-2 (с пакер), РГТ-2 (без пакер), СТД-2 в режиме термодебит и анемометра.	1:200	± 50 м от интервала перфорации
Текущее положение ГВК	1. В режиме замера НК. 2. АКШ.	1:200	± 50 м от интервала перфорации
Наличие (отсутствие) газогидроди-намической связи между скважина-ми по отдельным пластам. Оценка текущего пластового давления	1. Гидропрослушивание. 2. Манометрия.	1:200	± 50 м от интервала перфорации
Состав флюида по стволу и на забое скважины	1.ГГК-П. 2. ВД. 3. Манометрия. 4. Резистивиметрия.	1:200	В интервале перфорации по стволу
Наличие притока (перетока) пластовых флюидов в стволе скважины	1.ВЧТ. 2. Резистивиметрия. 3.АКШ	1:200	± 50 м от интервала перфорации

Контроль за разработкой газогидродинамическими методами

Основными задачами исследований скважин газодинамическими методами являются:

- определение фильтрационно-емкостных характеристик пластов;

- оценка добывных возможностей скважин;

- изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов;

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

Первичные исследования проводятся на всех скважинах эксплуатационного фонда после завершения бурением перед вводом в эксплуатацию. В результате первичных исследований определяют пластовое давление, продуктивную характеристику скважины и фильтрационно-емкостную характеристику пласта.

Задачи текущих газодинамических исследований заключаются в получении информации о текущем состоянии разработки, осуществлении оперативного контроля системы добычи газа, установление оптимального технологического режима работы скважин и определения текущих параметров прискважинной зоны пласта.

По результатам текущих исследований на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации флюидов определяются следующие параметры:

- условно-статическое пластовое давление;

- текущее рабочее давление, температура и дебит добывающей скважины;

- коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационной скважины;

- коэффициенты проницаемости, пористости, толщины газоотдающих интервалов;

- приведенный радиус скважины;

- количественное соотношение жидкой фазы и мехпримесей в потоке газа;

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

Первичные исследования газоконденсатных скважин выполняются минимум на 5 - 6 режимах прямого хода и 2 - 3 обратного. С отработкой на каждом режиме не менее 10 часов. При проведении исследований по возможности производится снятие КВД глубинным прибором, что позволяет оценить величину скин-фактора, а также контролировать дебит действующей газовой скважины (патент РФ №2037704 от 03.11.92 г.).

Текущие исследования должны проводиться во всех добывающих скважинах с целью установления оптимального технологического режима их работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта. При этом газодинамические исследования можно осуществлять одним из экспресс-методов при сокращенном (до 5-6) количестве режимов и времени исследования на режимах до 1 часа. 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.

Проведение первичных и текущих исследований газоконденсатных скважин с выпуском газа в атмосферу сопряжено со значительными потерями газа и конденсата. Потери пластового газа при соблюдении предусмотренного комплекса исследовательских работ составят в среднем 750 тыс. м³/сут на скважину при первичных исследованиях и 125 тыс. м³/сут при проведении текущих исследований экспресс-методом. Поэтому, при проектировании обустройства месторождения необходимо предусмотреть комплекс оборудования на УКПГ, позволяющий проводить текущие газодинамические исследования с утилизацией газа без выпуска в атмосферу. Это позволит сократить указанные потери до минимума.

Специальные газодинамические исследования проводятся по всему эксплуатационному фонду скважин и позволяют установить не только продуктивность скважин, но и состояние забоя, количественно определить наличие в потоке газа мехпримесей и жидкости при различных дебитах скважин.

На основании опыта контроля за разработкой специальные исследования на месторождении должны также включать следующие виды работ:

- контроль за перетоками газа в вышележащие горизонты по некачественному цементному камню;

- установление эффективности различных методов интенсификации притока газа и изоляции обводненных горизонтов;

- определение условий образования гидратов в скважинах и выкидных линиях;

- опробование новых методов исследования скважин.

Контроль за газоконденсатной характеристикой

В процессе газоконденсатных исследований решаются следующие задачи:

- определение минимальной скорости потока газа на забое обеспечивающей непрерывный вынос жидкости из скважины;

- определение газоконденсатной характеристики и ее изменения в условиях продолжительной работы на различных режимах;

- изменение состава добываемой продукции и ее физико-химических свойств в процессе эксплуатации.

Текущие газоконденсатные исследования рекомендуется проводить не реже одного раза в год на всех скважинах опорных кустов, расположенных на различных участках структуры. Для этого предлагается оборудовать дополнительно четыре опорных куста скважин (по одному на каждом участке освоения за исключением I и II) стационарньми сепарационными установками типа ГС-64 или ГС-88.

Промысловые газоконденсатные исследования проводятся в комплексе с газодинамическими на 2-3 режимах фильтрации. Во время исследований осуществляется обязательный отбор проб газа сепарации и насыщенного конденсата для определения состава пластовой смеси и дегазированного конденсата для определения его физико-химических свойств. Продолжительность исследования на каждом режиме не менее суток.

В лабораторных условиях определяют состав пластового газа и потенциальное содержание в нем конденсатообразующих углеводородов, а также физико-химические характеристики отобранных проб конденсата, такие как плотность, показатель преломления, вязкость, фракционный и углеводородный состав, составы и свойства широких и узких фракций добываемого конденсата.

Кроме этого, для моделирования материальных и компонентных балансов установки подготовки газа и конденсата (в целом и по отдельным сепараторам и разделителям) необходимо не менее одного раза в два года проведение работ по обследованию технологических линий по определению состава и характеристик добываемого флюида.

Исследование проб пластовой воды включает определение физических свойств и химического состава. Комплексные химические и физические исследования как глубинных проб воды, так и проб, отобранных на устье скважин при различных условиях, должны проводится непосредственно на скважинах и в лабораторных условиях. В глубинных пробах изучается вязкость, коэффициент упругоемкости, газонасыщенность, давление насыщения вод газами при пластовых уеловиях для использования при расчетах параметров, определяемых гидродинамическими методами (коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности). Из водоносных объектов пробы отбираются после достижения постоянства химического состава, контролируемого измерением плотности, рН, содержаний хлора и кальция.

Отбор проб и определение химического состава попутно добываемых вод производится ежеквартально в 30% эксплуатационного фонда скважин.

4. Конструкция и оборудование скважин

4.1 Анализ технологии и техники добычи газа и конденсата

Месторождения севера Тюменской области, расположенные в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП), и, как правило, имеющие высокое начальное пластовое давление, разрабатываются скважинами, оснащенными комплексами подземного оборудования, по пакерной схеме.

Состав добываемых углеводородов этих месторождений не содержит агрессивных компонентов, поэтому применяемые комплексы состоят из:

- эксплуатационного пакера, предназначенного для герметизации затрубного пространства скважины;

- механического циркуляционного клапана, обеспечивающего временное сообщение затрубного пространства скважины с трубным пространством в процессе ремонта;

- посадочного ниппеля, предназначенного для установки в нем забойного клапана-отсекателя в процессе эксплуатации или глухой пробки при ремонте;

- забойного клапана-отсекателя, предназначенного для перекрытия лифтовой колонны в случае возникновения аварийных ситуаций;

- срезного клапана, предназначенного для приведения пакера в рабочее состояние.

Опыт эксплуатации скважин показывает, что пакерная схема обеспечивает защиту внутренних поверхностей эксплуатационной колонны от абразивного и коррозионного воздействия добываемых углеводородов и технологических растворов, применяемых при ремонте и техническом обслуживании скважин. Она обеспечивает пассивную защиту многолетнемерзлых пород от протаивания в процессе эксплуатации скважины, а эксплуатационную колонну - от смятия при обратном промерзании. Обеспечивает возможность проведения некоторых видов работ без глушения скважин, исключает затрубные перетоки углеводородов. Однако наличие пакера осложняет проведение исследовательских работ и работ по глушению скважины.

Длительная эксплуатация комплекса подземного оборудования в скважине и применение при ее ремонте солевых растворов приводят к отказу циркуляционного клапана на открытие закрытие и к увеличению усилия, необходимого для извлечения пакера из скважины. Отсутствие в составе комплексов телескопического соединения, компенсирующего температурные изменения длины лифтовой колонны, приводит к нарушению герметичности резьбовых соединений лифтовой колонны, и также к неудачным попыткам извлечения пакеров, в особенности из наклонно направленных скважин. Отсутствие в составе комплексов ингибиторного клапана не позволяет производить, при необходимости, закачку в скважину ингибитора гидратообразования через затрубное пространство. Наличие в составе комплексов забойных клапанов-отсекателей, глухих пробок и других составляющих, устанавливаемых или работающих с помощью «канатной техники», ограничивает их применение в скважинах с большим углом наклона.

В последние годы в связи с падением пластового давления и снижением рабочих дебитов наблюдается тенденция извлечения из скважин не только забойных клапанов-отсекателей, но и эксплуатационных пакеров и перевод скважин на беспакерную эксплуатацию, что позволяет уменьшить трудоемкость и продолжительность отдельных видов капитального ремонта, а также сократить затраты на его проведение.

4.2 Конструкция и оборудование устья скважин

Опыт эксплуатации газоконденсатных скважин на Ямбургском месторождении свидетельствует, что различия в рабочих дебитах основного

фонда скважин за исключением высокопродуктивных с дебитами выше 400 тыс. м³/сут достигают 2,5 раз от средней по месторождениям величины.

Выполненные на основе газогидродинамического моделирования расчеты процесса разработки газоконденсатных залежей также указывают на еще более широкий диапазон начальных рабочих дебитов по проектным скважинам. Отметим, что проектные решения предусматривают применение методов для достижения начальных рабочих дебитов не менее 200 тыс. м³/сут. Тем не менее, данное обстоятельство, наряду с существующей долей условности распределения дебитов по конкретным скважинам, обуславливает трудности при обосновании диаметра лифтовых колон. С одной стороны выбранный типоразмер должен удовлетворять условию минимизации потерь давления при движении газа с другой - обеспечивать вынос жидкости с забоя.

Накопленный опыт показывает, что условию выноса жидкости с забоя удовлетворяют в основном НКТ диаметром 102 мм. Однако, учитывая возможный диапазон изменения рабочих дебитов по скважинам для повышения надежности их работы и обеспечения более высоких скоростей потока газа на забое для выноса жидкости и механических примесей, диаметр НКТ целесообразно принимать 89 мм. Уменьшение его до 73 мм вызывает дополнительные потери давления в лифтовых колоннах, более чем на 2,0 МПа, в начальный период разработки, что приводит к снижению пропускной способности скважин и отражается на сроках ввода ДКС второй очереди, а также приводит к непроизводительному расходованию пластовой энергии в завершающий период разработки. В случае, если продуктивная характеристика реальной скважины окажется недостаточной для обеспечения технологического режима, обеспечивающего вынос жидкости с забоя, необходимо предусматривать мероприятия по интенсификации притока газа.

Поэтому эксплуатационные газоконденсатные скважины, несмотря на наличие в разрезе многолетнемерзлых пород, в связи с пониженными пластовыми давлениями и относительно небольшими дебитами рекомендуется оснащать эксплуатационной колонной 168 мм и лифтовой колонной диаметром 89 мм по беспакерной схеме.

Рисунок 4.1 - Фонтанная арматура АФК6-80/65х35 К1 ХЛ

I - крестовина; 2 - подвеска НКТ: 3 - переводник НКТ; 4 - центральная задвижка:

5 - катушка; 6 - задвижка ЗМС1 Б-100П 21ХЛ; 7 - выкидная линия: 8 - регулируемый штуцер: 9 - буферный фланец: 10-задвижка ЗМС1 Б-1100х21; 11 - крестовина.

Исходя из геолого-технических условий разработки газоконденсатных залежей пластов БУ_6-7, БУ₈, БУ₉ предлагаются следующие компоновки лифтовых колонн:

- от устья до глубины подвески хвостовика-фильтра или до кровли продуктивного горизонта, - колонна высокогерметичных насосно-компрессорных труб зарубежного или отечественного производства;

- под зоной многолетнемерзлых пород в составе лифтовой колонны монтируется посадочный ниппель;

- на башмаке лифтовой колонны монтируется воронка для центрирования колонны и облегчения ввода в нее глубинных приборов, спускаемых при исследовании и ремонте скважины.

Рисунок 4.2 - Колонная головка типа ОКК 2 для обвязки трех обсадных колонн

Лифтовые колонны подвешиваются в фонтанной арматуре типа АФК6-80/65х35 К1 ХЛ по ГОСТ 13846-89 (Рис. 4.1.), устанавливаемой на двухсекционной клиньевой колонной головке типа ОКК2-350-168х245х324 К1 ХЛ по ГОСТ Р 51365-99 (Рис. 4.2)

Для обвязки устья газоконденсатных скважин рекомендуется оборудование ООО НПО «Нефтегаздеталь» (г. Воронеж) или ОАО АК «Корвет» (г. Курган).

Принципиальная компоновка лифтовой колонны газоконденсатной наклонно направленной скважины с горизонтальным окончанием ствола приведена на Рис. 4.3.

Эксплуатационные газоконденсатные скважины располагаются на одной кустовой площадке с расстоянием 40 м между устьями.

Приустьевое оборудование включает в себя:

· манифольд;

· выкидную линию с устьевым клапаном-отсекателем и быстросъемным сужающим устройством;

· две задавочные линии с обратными клапанами и быстроразъемными соединениями;

· метанолопровод;

· факельную линию с сепаратором, измерительной установкой и

горизонтальным или вертикальным факельным устройством.

Факельная линия (общая для всех скважин куста) и газосборный коллектор выполняются в подземном исполнении.

Устья скважин оборудуются фундаментами под подъемные агрегаты для капитального ремонта скважин (ППА), якорями для оттяжек ППА, емкостями под технологические растворы, необходимыми для ремонта скважин.

С целью обеспечения экологической безопасности кустовая площадка должна быть обвалована.

Обвязка эксплуатационных скважин, сгруппированных в кусты, производится по ресурсосберегающей технологии с использованием ранее построенного (при бурении) амбара ГФУ.

4.3 Предупреждение осложнений при эксплуатации скважин

Опыт эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях низких температур показывает, что основные осложнения связаны с образованием гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и устьевом оборудовании в период прогрева скважины после ее пуска, а также с возникновением межколонных газопроявлений и появлением жидкости и песка в продукции скважины на поздней стадии эксплуатации.

Для предотвращения образования гидратов производится закачка в скважину ингибиторов гидратообразования (диэтиленгликоля, метанола, раствора хлористого кальция).

Рисунок 4 - Конструкция газоконденсатной скважины с горизонтальным окончанием ствола Ямбургского месторождения

1 - елка фонтанной арматуры; 2 - трубная головка фонтанной арматуры; 3 - колонная

головка; 4 - кондуктор; 5 - посадочный ниппель; 6 - промежуточная колонна;

7 - эксплуатационная колонна; 8 - заколонный пакер; 9 - лифтовая колонна;

10 - воронка; 11 - подвесное устройство ПХН хвостовика-фильтра;

12 - фильтр ФГС; 13 - центратор; 14 - башмак.

Подача ингибиторов гидратообразования на кустовые площадки и к скважинам осуществляется или по стационарным коммуникациям, или путем монтажа на кустовых площадках оборудования для хранения ингибиторов и подачи их в скважины. Проведение указанных мероприятий необходимо и для вводимых после бурения скважин. При этом на период пусковых работ подача ингибитора гидратообразования может обеспечиваться передвижной насосной установкой.

В процессе эксплуатации газоконденсатных скважин нередки случаи появления межколонных газопроявлений, возникающих по различньм геологическим, техническим или технологическим причинам. Для предотвращения заколонных перетоков газа из сеноманской залежи в конструкции скважины предусмотрен заколонный пакер ПДМ-168-1, установленный на глубине 1300 м. Кроме того, промежуточная, эксплуатационная и лифтовые колонны выполнены с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа КS Веаr и NEW VАМ.

Если, несмотря на принятые меры, межколонные газопроявления присутствуют, то природа их должна быть тщательно изучена, после чего принято решение о возможности дальнейшей эксплуатации или ремонта скважин. Эксплуатация скважин с межколонными газопроявлениями может производиться только по регламенту, действующему на месторождении.

Для обеспечения возможности проведения ремонта устьевого оборудования скважин под давлением в составе лифтовой колонны предусмотрен посадочный ниппель, в который перед ремонтными работами устанавливается глухая пробка или предохранительный клапан, перекрывающие трубное пространство скважины.

Для предотвращения обводнения скважин и абразивного износа оборудования, связанных с появлением в обозримом будущем в продукции скважин воды и песка, следует предусмотреть проведение профилактических мероприятий по удалению скапливающейся на забое конденсационной и пластовой воды, а также проведение ремонтных работ по изоляции притока пластовой воды и закреплению призабойной зоны.

Для удаления жидкости с забоя скважины рекомендуется использовать различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). В качестве ПАВ рекомендуются сульфонол, ДС-РАС (для слабоминерализованньгх вод, до 10 г./л); ОП-7, ОП-10, «Универсал» (для минерализованных вод); неонол, водо- и нефтенерастворимые ПАВ (при наличии газоконденсата на забое).

4.4 Рекомендации по ремонту скважин и интенсификации притока

Анализ капитальных ремонтов скважин, проводимых на Ямбургском месторождении, выявил следующую тенденцию.

За последние годы ремонты скважин связаны в основном с изоляцией водопритоков, ликвидацией негерметичности эксплуатационных колонн, аварийно-восстановительными работами, дополнительной перфорацией пластов. Кроме того, начиная с 2002 года, на месторождении проводились работы по выводу скважин из бездействующего фонда методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

По состоянию на 30.08.2004 ГРП проведен в 42 скважинах (4 ремонта силами ОАО «Пурнефтеотдача», 9 - компанией «Шлюмберже» и 31 - филиалом «Тюменбургаз», в т.ч. 14 ремонтов в 2004 году, из которых 2 ремонта произведены повторно).

Двадцать восемь операций ГРП имеют положительный результат, из них:

- хороший результат, т.е. дебиты более 400 тыс. м³/сут, при депрессии менее 10 МПа, устьевая температура на 5 и более градусов выше температуры гидратообразования - всего 19 скважин;

- удовлетворительный результат с дебитами менее 400 тыс. м³/сут при депрессии более 10 МПа и устьевой температуре близкой к температуре гидратообразования - 8 скважин;

- неудовлетворительный результат получен на 5 скважинах, имеющих низкие дебиты и устьевые температуры.

Успешность работ составила: у ОАО «Пурнефтеотдача» - 50%, у компании «Шлюмберже» - 88%, у филиала «Тюменбургаз» - 63,6%. В целом успешность операций по гидравлическому разрыву пласта составила 67%.

Следует учитывать, что даже при наличии удовлетворительного эффекта, сравнительно невысоком дебите и, соответственно, медленной окупаемости затрат, скважины все-таки были введены в эксплуатацию.

Для повышения эффективности операций, перед производством ГРП рекомендуется проводить мини ГРП, который позволит уточнить параметры пласта и вероятную геометрию трещины по результатам нагнетательного теста (например, закачиванием солевого раствора) и калибровочного теста (например, закачиванием 50-60 м³ смеси с концентрацией проппанта порядка 200 кг/м³) и лишь затем приступать к проведению основного ГРП.

При производстве ГРП рекомендуется увеличить массу закачиваемого проппанта до 50-60 т, подбирать размеры закачиваемого проппанта под диаметры перфорационных отверстий эксплуатационной колонны (например, для отверстий диаметром 12 мм оптимальным является проппант фракции 16/30), выбирать жидкость-проппантоноситель требуемой плотности и вязкости. Небольшая масса закачиваемого проппанта ведет к образованию недостаточной ширины закрепленной трещины и, как следствие, к минимальной продуктивности скважины и неудовлетворительному эффекта от ГРП. Недостаточный зазор между наружным диаметром закачиваемого проппанта и внутренним диаметром перфорационных отверстий ведет к увеличению гидравлического сопротивления и росту давления выше критических величин. Маленькая плотность жидкости-проппантоносителя уменьшает несущую способность жидкости и приводит к преждевременному осаждению проппанта в трещине. Низкая вязкость способствует преждевременному выносу проппанта из призабойной зоны пласта, следует в жидкость-проппантоноситель добавлять специальные клеящие композиции, препятствующие этому процессу.

Освоение скважины после ГРП рекомендуется производить с помощью колтюбинговой установки в сочетании с азотной установкой. Применение этих установок в комплексе обеспечивает осушку призабойной зоны и способствует быстрому выходу скважин на проектные режимы.

После окончания производства работ по ГРП необходимо в обязательном порядке провести специальные исследования, направленных на определение оптимальных и допустимых параметров технологического режима эксплуатации скважин после проведения ГРП, позволяющих избежать разрушения скелета горной породы, выноса проппанта, выпадения конденсата в призабойной зоне, скопления его на забое.

Анализируя результаты остальных ремонтных работ на Ямбургском месторождении за последний годы можно отметить два момента: недостаточную эффективность применяемых технологий по изоляции притока пластовых вод и на отсутствие технологий по закреплению ПЗП. В частности отмечалась низкая успешность установки дегацементных мостов по технологии ЗАО «Корпорация «Севергазсервис» и водоизоляционных работ по технологии ОАО «СевКавНИПИгаз». Более удачен опыт по закачиванию в пласт жидкого стекла в сочетании с конденсатом и гелеобразующим и твердеющим составами с последующим докреплением интервала изоляции цементным мостом. Недостаточно эффективны технологии извлечения пакеров и лифтовых колонн из наклонно направленных скважин, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн. Несмотря на хорошую успешность, недостаточно эффективны (по дебиту) технологии по промывке песчано-глинистых и гидратно-ледяных пробок. По-видимому, имеются случаи нарушения технологической дисциплины при производстве ремонтных работ бригадами ЗАО «ЗапСибГаз» с помощью подъемных агрегатов, приводящие к загидрачиванию ствола и образованию гидратно-ледяных пробок, и в итоге - к росту дополнительных затрат на незапланированные работы. Не решена проблема по выводу скважин из бездействующего фонда, хотя и имеется положительный результат таких работ путем гидроразрыва пласта.