Оценка причин, осложняющих разработку Комсомольского газоконденсатного месторождения

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

РГУ нефти и газа им. Губкина, г. Москва, Россия

• Е-    mail авторов: krasnova.spe@gmail.com

Разработка газовые и газоконденсатные месторождения Крайнего Севера, находящихся на поздней стадии разработки, сопровождается обводнением призабойной зоны скважин конденсационными и пластовыми водами, интенсивным выносом механических примесей, образованием гидратно-песчаных пробок на забое и в стволе насоснокомпрессорных труб, гидратным режимом работы шлейфов, снижением пластового давления, что является основной причиной падения дебитов добывающих скважин [1-3].

В последние годы в процессе разработки Комсомольского месторождения наблюдается интенсивный подъём уровня газоводянного контакта (ГВК) к зоне отдельных эксплуатационных объектов, который служит причиной ряда технологических осложнений при добыче, сборе и промысловой подготовке природного газа (снижение дебита по газу, образование глинисто-песчаной пробки, разъедание штуцеров и надземного оборудования, образование гидратов и т.д.). В скважинах проявляется подошвенная вода, которая располагается под продуктивным пластом. В процессе эксплуатации скважин пластовая вода конусооб- разно подтягивается к их фильтровой зоне, вторгаясь в газонасыщенную часть пласта, обводняет её, вследствие чего дебит по газу существенно снижается.

Одной из важнейших особенностей разработки Комсомольского месторождения является наличие четырех эксплуатационных участков, характеризующихся различными запасами газа и продуктивными характеристиками. Межпромысловый транспорт газа до центральной УКПГ, расположенной на восточном куполе, осуществляется за счет естественного перепада давления, сформировавшегося в условиях разновременности ввода участков в эксплуатацию. Сеноманская газовая залежь месторождения находится на стадии падающей добычи, которая характеризуется интенсивным обводнением продуктивного разреза, более жесткими условиями разработки пластов и технологических режимов работы промыслового оборудования.

В настоящее время на восточном куполе средний дебит одной скважины составляет 400 тыс. м3/сут, при этом изменяясь от 92 (скважина №1122) до 695 тыс. м3/сут (скважина № 1075). Из общего количества действующих скважин 8,7 % (8 ед.) работает с дебитами до 200 тыс. м3/сут. Большая часть скважин купола – 78,3 % (72 ед.) эксплуатируется с дебитами от 200 до 600 тыс. м3/сут. По 12 скважинам дебит превысил 600 тыс. м3/сут. Величины рабочих депрессий в пределах от 0,01 МПа при дебите 423 тыс. м3/сут (скв. № 1156) до 0,33 МПа при дебите 324 тыс. м3/сут (скв. № 1074). Гистограмма распределения скважин по рабочим депрессиям показывает, что для 85,9% скважин (79 ед.) депрессия на пласт не превысили 0,2 МПа. Рабочие депрессии от 0,2 до 0,4 МПа характерны для 14,1% скважин (13 ед.). Величины скорости в НКТ по скважинам изменялись от 1,9 (скважина № 1122) до 13,9 м/с (скважина № 1075), составляя в среднем 8,4 м/с. Для 63,0% эксплуатационного фонда скважин (58 ед.) характерны скорости от 5 до 10 м/с, 29,3% скважин (27 ед.) эксплуатировались со скоростями более 10 м/с. В семи скважинах купола (№№ 1037, 1055, 1061, 1081, 1122, 1154, 1164) скорость газа в НКТ не превысила 5 м/с. В данных скважинах возможны проблемы выноса с забоя песка и конденсационных вод. Среднее значение потерь давления по стволу скважин составило 0,29 МПа. Большая часть фонда – 93,5% (86 ед.) работала с потерями по стволу от 0,2 до 0,4 МПа. Для трех скважин характерны потери более 0,4 МПа. Не большие потери давления обусловлены использованием НКТ диаметром 168 мм. Средняя скорость в призабойной зоне скважин составила 3,4 м/с. Для 87,0% скважин (80 ед.) скорости не превысили 5 м/с. При скоростях от 5,0 до 10,0 м/с начинается разрушение слабосцементированного коллектора, что можно отнести к 13,0 % фонда (12 ед.). С целью определения текущего положения газоводяного контакта в сеноманской залежи проведены геофизические исследования в 43 скважинах. Подъем ГВК достоверно установлен в 11 скважинах. На северном куполе наибольший подъем зафиксирован в центральной части, в скважине № 440-р – на 8,0 м. Так же подъемы установлены в скважинах № 1261, №1291 на 0,3 м и 2,7 м соответственно. На восточном куполе изменения уровня ГВК также отмечены преимущественно в центральной части в скважинах № 103-Н на 1,6 м, №1030 на 0,75 м, № 153-р на 6,6 м, № 1090 на 0,8 м. На западном куполе в скважинах № 1350, № 1450 ГВК поднялся на 3,3 м и 1,0 м соответственно, а на центральном уровень изменился только в скважине № 141-р на 1,4 м. Средневзвешенная высота подъема контакта южного участка составляет 14,1 м. Объем внедрившейся пластовой воды, определенный объемным методом, со- ставляет 1762 млн м3. На восточном куполе средневзвешенная высота подъема достигал 19,1 м, на западном – 15,1 м, на северном – 5,4 м, на центральном – 13,9 м. Объем внедрившейся воды по куполам составил: 868 млн. м3 на восточном куполе, 479 млн м3 – на западном, 161 млн м3 – на северном, 255 млн м3 – на центральном.

Таким образом, вынос песчано-глинистых частиц породы и конденсационной воды с забоя обеспечивались во всех скважинах купола за исключением скважины № 1502. Среднее значение потерь давления по стволу скважины составило 0,56 МПа. Поэтому ограничение водо-притоков и снижение обводнённости особенно остро стоит при эксплуатации Комсомольского месторождения. Возникает ряд осложнений, которые ухудшают условия эксплуатации скважин и снижают их дебит. Одним из таких осложнений является обводнение скважин за счет притока подошвенных вод и накопление жидкости, которая из-за недостаточных скоростей восходящего потока газа не выносится на поверхность. Горно-геологические и гидродинамические условия сеноманской залежи обусловили значительный рост перепадов давления между водоносным и продуктивным пластом. Другой причиной обводнения скважин является многообразие образования каналов в затрубном пространстве обусловлено большим числом технических и технологических факторов, влияющих на качество и свойства сформированного цементного кольца. При разработке Комсомольского месторождения основные причины, способствующие каналообра-зованию, закладываются при проводке и креплении ствола и могут проявляться до, и после освоения скважины. В каждом конкретном случае причина межпластовых перетоков флюидов будет определяться одним или несколькими из указанных факторов.