Методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов на Ямбургском НГКМ

Месторождение открыто в 1969 году на восточном берегу Обской губы на территории Надымского и Та-зовского районов Ямало-ненецкого автономного округа Тюменской области в 60 км севернее Уренгойского месторождения.

Сеноманская залежь Ямбургского месторождения условно включает в себя собственно Ямбургскую площадь, которая находится в разработке с 1986 г., Харвутинскую площадь - в разработке с 1996 г. и Анерьяхинскую, введённую в разработку в 2004 г. Условное разделение месторождения было вызвано организационными причинами, связанными с условиями разработки [1].

По состоянию на 01.10.2011 общий фонд сеноманских скважин на месторождении составлял 1256 единиц из них: 1068 эксплуатационных; 149 наблюдательных; 20 поглощающих; 13 скважин ликвидированы. Из 1068 скважин эксплуатационного фонда: 966 действующих; 90 бездействующих; 12 в ожидании подключения.

Газовые скважины Ямбургского месторождения оснащены лифтовыми колоннами различного диаметра, в основном 168 мм (465 скважин) и 114 мм (593 скважины). Кроме этого, три скважины оснащены комбинированными лифтовыми колоннами диаметром 114/89 мм, две скважины - 168/114 мм, три скважины с лифтовой колонной 102 мм и по одной скважине с НКТ 146 и 89 мм. По результатам анализа замеров текущих забоев скважин отмечаются песчаные пробки, перекрывающие интервал перфорации, включая неперфорированные участки эксплуатационной колонны. Следует отметить, что наиболее интенсивно песчано-глинистые пробки начинают образовываться в скважинах, где лифтовая колонна диаметром 168 мм спущена до верхних отверстий интервала перфорации. Наличие песчано-глинистых пробок связано с тем, что в процессе разработки пласты, сложенные слабосцементирован-ными породами и имеющие низкую прочность, разрушаются и в скважину вместе с газожидкостной смесью поступает большое количество механических примесей. При этом песчаные частицы из-за недостаточной для их подъема скорости восходящего потока смеси осаждаются на забое и в интервале перфорации скважин, тем самым обуславливается присыпание башмака лифтовой колонны. В настоящее время, становятся актуальными проблемы, которые возникают и в ближайшее время станут более острыми при дальнейшей эксплуатации сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения, такие как:

• -    обводнение скважин пластовой водой;

• -    накопление жидкости в системе сбора продукции;

• -    «самозадавливание» скважин вследствие накопления жидкости на забое и в стволе скважин при низких дебитах газа;

• -    снижение устьевых температур, что создаёт условия для образования ледяных и гидратных пробок в наземном оборудовании;

• -    разрушение пласта-коллектора;

• -    образование песчаных пробок;

• -    вынос песка на поверхность, что сопровождается абразивным износом оборудования; снижение эффективности капитальных ремонтов скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

В настоящее время существует ряд методов, позволяющих эксплуатировать обводняющиеся скважины [2]:

• -    проведение капитального ремонта скважин, включающего крепление призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы;

• -    периодическая продувка ствола скважины с выпуском газа в атмосферу;

• -    обработка забоя скважин твёрдыми и жидкими ПАВ;

• -    замена НКТ на трубы меньшего диаметра;

• -    плунжерный лифт;

• -    циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство;

• -    концентрический лифт.

Каждое из вышеперечисленных геолого - технических мероприятий имеет свои преимущества и недо- статки, а в случае применения какой либо из них, на месторождении, должен проводиться анализ, возможность и эффективность ее использования на конкретной скважине.

С точки зрения экономического анализа в данной проблематике целесообразнее применять технологию замены НКТ, скважины с лифтовой колонной диаметром 168 мм рекомендуется переводить на беспакерную схему эксплуатации с заменой лифтовой колонны на НКТ диаметром 114 мм или менее. Данная технология позволяет продлить длительность работы скважины без образования пробки.