Особенности эксплуатации газовых скважин Заполярного месторождения

Административно площадь Заполярного месторождения находится на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. В географическом отношении Заполярное месторождение находится на севере Западно-Сибирской равнины, в северо-западной части Пур-Тазовского междуречья.

Сеноманская газовая залежь Заполярного НГКМ разрабатывается с 2001 г.На основании проектных решений на месторождении продолжается бурение эксплуатационных скважин на сеноманскую и валанжин-ские залежи. Результаты ГИС в новых скважинах позволяют вести уточнение структурной модели сеноманской залежи, модели эффективного объёма, параметров ФЕС коллекторов. Отбивки текущего ГВК сеноманской залежи в валанжинских скважинах по данным ГИС-бурение существенно дополняют информацию ГИС-К при прогнозе обводнения.

За период 01.07.2011 – 01.01.2012 получены дополнительные данные по отметкам кровли пласта ПК₁ в 18 новых скважинах сеноманского фонда (кусты 232, 233, 234, 331, 332, 334) и в вертикальных разрезах (от устья до уровня кровли пласта ПК 1 ) валанжинских скважин 11201, 11301, 11402, 11504, всего – в 22 скважинах.

Анализ активно-дренируемых запасов газа, приходящихся на одну скважину, доказывает, что в целом по УКПГ значения близки между собой, что говорит об оптимальности схемы размещения скважин. По состоянию на 01.01.2012 величины дренируемых запасов на одну скважину так же близки между собой и можно сделать вывод о равномерном дренировании залежи.

Суммарный отбор газа за 2011 г. практически соответствует проектному (108,57 млрд. м3) и составляет 105,00 млрд. м3. Отбор газа по кварталам за 2011 г. составил: 1 квартал – 30,57 млрд. м3 (105,41% от проекта); 2 квартал – 27,71 млрд. м3 (106,28% от проекта); 3 квартал – 19,12 млрд. м3 (78,98% от проекта); 4 квартал – 27,60 млрд. м3 (94,23% от проекта). В целом по залежи накопленный отбор газа с начала разработки составляет 892,55 млрд. м3 или 31,6% от начальных запасов газа.

За 2011 г. средний дебит скважин по газу составил 664 тыс. м3/сут, что выше проектной величины (655 тыс. м3/сут) на 1,40%. В 1 и 2 кварталах фактические среднесуточные дебиты по газу на 13,78% и 14,62%

По состоянию на 01.01.2012 пластовое давление в эксплуатационном поле составляет 8,92 МПа, в том числе по УКПГ: УКПГ-1С – 8,84 МПа; УКПГ-2С – 8,75 МПа; УКПГ-3С – 8,81 МПа. В целом текущий характер распределения пластового давления по площади газоносности свидетельствует о хорошей газодинамической связи между центральными и периферийными зонами и подтверждает высокие фильтрационноемкостные свойства продуктивных отложений. По состоянию на 01.01.2012 общий фонд сеноманских газовых скважин Заполярного НГКМ составил 527 единиц, в том числе 482 эксплуатационных, 37 наблюдательных и восемь поглощающих.

Из 482 эксплуатационных скважин 476 сеноманских газовых скважин эксплуатационного фонда по состоянию на 01.01.2012 являются действующими.

Анализируя техническое состояние эксплуатационных скважин, на ряде скважин отмечено наличие межколонных газопроявлений. Обследования межколонного пространства всего фонда скважин в 2011 г. проводились ежеквартально. Наиболее вероятными причинами появления межколонных газопроявлений, помимо недоподъема цемента за колоннами до устья скважины, являются негерметичность обсадных колонн и их резьбовых соединений в верхней части скважины (интервалах кондуктора) и в интервале искривления ствола скважины, негерметичность контакта между цементным камнем и породой, а также негерметичность устьевого оборудования. Кроме этого, негерметичность эксплуатационных пакеров типа ПССГ 219-21 (ВНПО «Союзтурбогаз»).

В связи с незначительным подъемом ГВК и наличием песчанно-жидкостных пробок, не снижающих дебит скважин, работы по изоляции пластовых вод и удалению ПГП в настоящее время можно не проводить. Однако из-за достаточно высоких отборов газа из центральной части залежи, сложенной высокопроницаемыми коллекторами с хорошими ФЕС, возможно подтягивание конуса пластовых вод к скважинам, расположенным в центральной части месторождения в ближайшем будущем, что повлечет за собой работы по гидрофобизации продукции этих скважин, либо по ликвидации обводнения скважин.

Одновременно с поступлением воды к забоям высока вероятность увеличения скорости образования ПГП и увеличения их толщины, что приведет к снижению дебитов, соответственно потребуется проведение ремонтных работ по ограничению выноса песка (ликвидация ПГП, установление противопесочных фильтров, закрепление ПЗП), а при сохранении высоких скоростей движения газа в лифтовых колоннах, способных выносить мелкие частицы песка, возможен абразивный износ скважинного оборудования.