Анализ технологии подготовки валанжинского газа на УКПГ-1В Ямбургского месторождения

Введение

 

В настоящее время неокомские залежи Ямбургского ГКМ эксплуатируются на УКПГ-1В, УППГ-2В и УППГ-ЗВ. Подготовка добываемого газа осуществляется на УКПГ-1В.

Действующий фонд скважин по установкам постоянно снижается в среднем на 3 скважины в квартал. Основными причинами остановки скважин являются: обводнение самых продуктивных пластов БУ₈³ и БУ₃¹, неудовлетворительное техническое состояние эксплуатационных колонн, высокий темп падения пластового давления.

На УКПГ - 1В ежегодный прирост добычи газа сепарации прекратился с 2002 года, и наметилась тенденция к его снижению. Это связано с падением пластового давления в зоне промысла, отсутствие возможности снижения давления на входе в ЗПА, обусловленное технологическим процессом.

Увеличение добычи на УППГ-2В - результат ввода в эксплуатацию новых скважин: 203 (03,08), 20803, 209 (02,04), 211 (01,02,03,04,06,08,09), 20607, 214 (05,06), 220 (01,02,03,04,06,09), 224 (01,03,05,09,10). Но следует обратить внимание на резкое снижение пластового давления, вызванное интенсивными отборами из дренируемой зоны промысла, что приведет к снижению удельного выхода конденсата, вследствие формирования глубокой депрессионной воронки.

На УППГ-3В продолжается падение добычи, вызванное высокими темпами снижения пластового давления. В 2012 году 8 скважин выбыло в бездействующий фонд по причине низких устьевых параметров и обводнения высокопродуктивных пластов: 30104, 30204, 30806, 30905, 31106, 31203., 321 (07,09).

Низкие скорости движения потока газа не обеспечивают вынос жидкости с забоя, приводят к нарушению температурного режима и самопроизвольной остановке скважин. Проведенные в 2012 году работы по интенсификации притока газа, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, приобщению эксплуатационного объекта с более высоким пластовым давлением относительно вскрытого объекта, обеспечили восполнение фонда.

Технологический режим работы неокомских скважин в 2012 году в целом соблюдался. Ввод новых скважин по эксплуатационной зоне УППГ-2В позволил уменьшить нагрузку на зоны УКПГ-1В и УППГ-3В и поддерживать годовую добычу на уровне 2010 года.

Промысловая подготовка газа на УКПГ-1В производится с применением процесса низкотемпературной абсорбции (НТА) при давлении 5,5-6,5 МПа и температуре минус 25°С, что обеспечивает качество газа согласно требованиям ОСТ 5 1.40-93 - температуру точки росы по влаге и углеводородам не выше минус 25°С, максимально полное извлечение углеводородов С₃₊, круглогодичное поддержание температуры газа и конденсата на выходе с УКПГ-1В на уровне минус 2°С для предотвращения протаивания многолетнемерзлых грунтов в зоне прокладки трубопровода.

Согласно Протоколу №46-К-Р/98 на стадии ОПЭ к реализации принят вариант 4 с годовым уровнем отбора пластового газа в объеме 15 млрд. м³ в год. Генеральный проектировщик - ОАО «Институт Южниигипрогаз». Первая очередь УКПГ-1В введена в эксплуатацию в 1991 г., Вторая - в 1999 г. Технологический регламент является основным документом, определяющим технологический режим и порядок проведения операций технологического процесса УКПГ-1В. Соблюдение всех требований технологического регламента является обязательным и обеспечивает надлежащее количество и качество выпускаемой продукции, рациональное и экономичное ведение производственного процесса, сохранность оборудования и безопасность работ.

 

1. Общая часть

 

.1 Общие сведения по месторождению

 

Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове на территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (Рис. 1.1).

Ближайшим населенным пунктом является вахтовый поселок Ямбург, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Ямбургского месторождения. Районный центр п. Тазовский расположен в 120 км к юго-востоку от Ямбургского месторождения. Расстояние от райцентра (по прямой) до Салехарда составляет 520 км, до Тюмени - 1300 км. Города Новый Уренгой и Надым находятся, соответственно, в 225 км южнее и в 285 км юго-западнее месторождения. Остальные населенные пункты расположены по берегам Обской (п.п. Ныда, Нумги) и Тазовской (п.п. Тазовский, Находка, Антипаюта) губ.

Доставка грузов на месторождение осуществляется по железной дороге Новый Уренгой - ст. Ямбург, а также по автомобильной дороге от г. Новый Уренгой до порта Ямбург. В период навигации основные грузы доставляются по Обской и Тазовской губам. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой. В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также круглогодично вертолетами.

Населенность района крайне редкая. Население состоит из ненцев, хантов и русских. Основные занятия местного населения - оленеводство, рыболовство, звероводство, охота, работа в газонефтеразведке и газодобыче.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта газовых месторождений севера Тюменской области

В оргидрографическом отношении площадь работ представляет собой слабо всхолмленную равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.

Гидрографическая сеть представлена реками Поелаваяха и Хадуттэ, впадающими в Тазовскую губу, а также многочисленными их притоками. Реки несудоходные, шириной до 100 м, скорость течения 0.5 - 1.0 м/сек. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Почва междуречий сильно заболочена. Для территории месторождения характерны большая заозеренность водораздельных пространств и наличие старичных озер по долинам крупных рек. Максимальная глубина озер составляет 0,5-5,6 м.

Месторождение расположено в тундровой зоне, для которой характерно повсеместное и почти сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП). Глубина кровли ММП изменяется от 0.3 до 1.5 м, а в долинах крупных рек поверхность ММП погружается до двух - пяти метров и ниже. Подошва ММП залегает на глубине от 318 до 465 м, а на преобладающей территории - от 400 до 450 м.

Большая часть площади покрыта мхами и лишайниками. По берегам рек встречается кустарниковая растительность - полярные ивы и карликовые березы высотой до 1.5 м.

Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное. Самый холодный месяц года - январь, морозы достигают минус 50 - 58°С. Среднемесячная температура воздуха минус 27°С. Мощность снегового покрова в понижениях рельефа до 2.0 м, на водоразделах 0,6 - 0,8 м.

Наиболее теплый месяц в году - август. Температура в отдельные дни повышается до плюс 27 + 30°С, а при вторжении арктических масс воздуха летом (июль-август) температура понижается до минус 5-6°С. Среднегодовая температура составляет минус 8-10°С. Преобладающее направление ветров в холодный период - южное и юго-западное, в теплый - северо-восточное. Годовое количество осадков составляет 350 - 400 мм, основная их часть выпадает в весенне-осенний период.

Водоснабжение газопромысловых объектов осуществляется с водозабора на Обской губе, используются поверхностные источники - реки и озера.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, которые представлены песками различной зернистости, супесчано-суглинистыми осадками, редко грубообломочными породами. Мелкозернистые пески, характеризующиеся малым содержанием глинистого материала и вследствие этого высокой фильтрационной способностью, используются для отсыпки насыпей и устройства подстилающего слоя автодорог. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси применяются в качестве наполнителей в бетоны и как балластный материал различного назначения.

Среди аллювиальных отложений террасового комплекса выделяются глины и суглинки. Глины относительно высоко дисперсные, умеренно пластичные, не известковые, применяются для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных буровых глинистых растворов.

На северо-западном побережье Тазовского полуострова расположено Кругломысское проявление песчано-гравийной смеси и представлено средне- и мелкозернистыми песками, обогащенными гравием и галькой. Наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси порядка 65 млн. м³.

На северо-востоке Тазовского полуострова расположен Ворк-Яхский участок кирпично-керамзитовых глин, которые пригодны для производства обыкновенного глиняного кирпича и для керамзитового гравия. Запасы участка составляют порядка 225.0 млн. м.

В 50-60 км на юго-восток от Ямбургского месторождения, в среднем течении реки Хадуттэ выявлено Хадуттинское месторождение строительного песка. Запасы строительного песка в долине р. Хадуттэ оцениваются выше одного млрд. м³.

 

.2 Геологическая изученность и история открытия месторождения

 

Широкое изучение территории Западно-Сибирской низменности геологическими и геофизическими методами началось в 50-х годах. До этого времени геолого-геофизические работы носили случайный характер и серьезных результатов для оценки перспектив нефтегазоносности не имели. Для проведения планомерных нефтегазопоисковых работ в пределах исследуемой территории в Новосибирске, Томске, Тюмени были созданы специальные организации, которые и начали проводить детальное геолого-геофизическое изучение региона. Так в 1949-1953 годах трестом «Сибнефтегеофизика» проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:1000 000, по результатам которой было проведено районирование территории.

Более значительными по объему и результатам явились совместные исследования, проведенные в 1952-1954 гг. институтами ВСЕГЕИ и НИИГА на значительной территории севера Тюменской области. В этот период выполнена геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000 000, по материалам которой разработана стратиграфия четвертичных отложений, получены сведения о распространении многолетней мерзлоты. В 1954-1955 гг. проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:1000 000, а позднее в 1958-1959 гг. масштаба 1:200000.

В 1959 г. в селе Тазовском пробурена колонковая скважина глубиной 538 м., по результатам которой были получены сведения о литологии четвертичных, третичных и меловых отложений. В этом же году в южной части Тазовского полуострова проводилась геологическая съемка масштаба 1:200000, и с учетом данных предыдущих исследований составлена геологическая карта территории.

С 1959 по 1961 г. в пределах Надымского, Пуровского и Тазовского районов партиями Ямало-Ненецкой экспедиции проведена региональная аэрогравиметрическая съемка масштаба 1:1000 000. В результате этих работ выполнено тектоническое районирование фундамента. Первые площадные сейсморазведочные работы МОВ на территории севера Тюменской области стали проводиться с 1959 года. По результатам данных работ к юго-востоку от Тазовского полуострова выявлены и оконтурены Тазовская и Заполярная положительные структуры.

Ямбургская структура впервые была выделена на тектонической схеме, составленной партией оперативного анализа Тюменского геологического управления в 1963 г. (Смирнов и др.) Она предполагалась по данным качественной интерпретации аномалий гравитационного и магнитного полей и названа Посрангским куполовидным поднятием. С 1965 по 1971 годы на площади проведены детальные сейсморазведочные работы МОВ. По результатам этих работ Посрангское поднятие перешло в разряд выявленных структур, названо Ямбургским и подготовлено к глубокому бурению. Первая поисковая скважина 2 на структуре была заложена в присводовой части и начата бурением 27 июля 1969 года.

При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс. м³/сут. Таким образом, первая поисковая скважина №2 явилась первооткрывательницей Ямбургского месторождения. С 1969 года по 1973 на месторождении была пробурена 21 скважина (в том числе 2 скважины №№1, 24 глубокие, до вскрытия неокомской части разреза). По результатам бурения указанных скважин в 1973 году были подсчитаны запасы сеноманской залежи и утверждены ГКЗ СССР в количестве 2810,4 млрд. м³ по категории С₂.

Результаты бурения и исследования дополнительных скважин явились основой вторичного пересчета запасов, которые в 1976 году и были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд. м³ по категориям В+С₁ и 260 млрд. м³ по категории С₂. Однако, и по результатам 29 скважин оставались недоизученными Северо-Ямбургское малоамплитудное поднятие и Южно-Ямбургский купол.

В 1976-1982 гг. на площади производилось интенсивное изучение нефтегазоносности нижележащих неокомских отложений. В этот период было пробурено 38 глубоких поисково-разведочных скважин, а также проводились высокоточные сейсмические исследования МОВ ОГТ. В результате этих работ, в неокомских залежах (пласты БУ₃-БУ₁₁) открыто многопластовое газоконденсатное месторождение и установлено продолжение сеноманской залежи в пределы Харвутинского поднятия.

Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.83 г., т.е. по результатам бурения 67-ми скважин, его результаты были приняты за основу к составлению проекта разработки. В то же время на глубинах 2500-3300 м выявлено 7 крупных газоконденсатных залежей с общими запасами газа по категории В+С₁ 1193 млрд. м³, С₂ 585 млрд. м³, конденсата соответственно 102 млн. т. и 50 млн. т.

 

2. Геологическое строение месторождения

 

.1 Стратиграфия

Геологический разрез Ямбургского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и породами палеозойского фундамента. Разрез осадочного чехла в контуре продуктивности неокомских шельфовых пластов вскрыт на максимальную глубину 4515 м (скв. 500).

Ниже дано краткое описание наиболее изученной вскрытой части разреза (4100 м). Нижележащая часть разреза не приводится, так как на Ямбургском месторождении отложения ниже кровельной части тюменской или малышевской свиты (средняя юра) изучены слабо.

Палеозойский фундамент

Отложения палеозойского фундамента на территории Надым-Пурского междуречья вскрыты единичными скважинами (Тюменская сверхглубокая СГ-6; Уренгойская площадь, скв. 414; Надымская, скв. 7; Юбилейная, скв. 200; Комсомольская, скв. 198, 199 и др.). Фундамент в пределах Ямбургского месторождения может быть представлен кремнисто-глинистыми, песчаными метаморфизованными породами, известняками. К кровле фундамента приурочен отражающий горизонт «А». Глубина залегания фундамента 7.0 - 10.0 км.

Триасовая система

Триасовая система в пределах Надым-Пурского междуречья представлена эффузивно-осадочным и осадочным комплексом пород и относится к тампейской серии. Эффузивно-осадочный комплекс представлен покровами базальтов с корой выветривания в нижней части, аргиллитами, алевролитами с отпечатками растений, туфогенными породами, содержание которых уменьшается вверх по разрезу. Комплекс развит в пределах Уренгойского прогиба.

Вышележащий осадочный комплекс в Уренгойском районе подразделяется на пурскую, варенгаяхинскую и витютинскую свиты. Пурская свита представлена конгломератами, песчаниками каолинизированными с прослоями аргиллитов. Варенгаяхинская свита сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников и конгломератов. К кровле свиты приурочен отражающий горизонт «1б». Витютинская свита представлена серыми песчаниками, полимиктовыми конгломератами с прослоями темно-серых аргиллитов. К кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт «1а». Общая толщина триасовых отложений по данным сейсмических исследований составляет 2.0 км (на своде) - 4.0 км (на восточном погружении). Установлено выклинивание нижней части разреза к своду Ямбургского поднятия.

Юрская система

Отложения юрской системы Надым-Пурского района подразделяются на береговую, ягельную, котухтинскую, тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты.

Береговая свита (геттанг-синемюр) представлена песчаниками грубозернистыми, гравелитами, конгломератами с подчиненными прослоями аргиллитоподобных глин. По разрезу отмечается растительный детрит. Толщина свиты порядка 600 м.

Ягельная свита (нижний плинсбах) сложена глинами аргиллитоподобными темно-серыми, серыми от тонкоотмученных до алевритовых, с зеркалами скольжения, с прослоями гравелитистых песчаников, иногда карбонатных. Толщина свиты до 150 м.

Котухтинская свита (плинсбах-тоар-нижний аален) в Надым-Пурском районе подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя часть нижней подсвиты сложена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин, прослоями битуминозных пород. Верхняя часть (тогурская пачка) представлена глинами уплотненными темно-серыми, тонкоотмученными и слабоалевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников. В глинах отмечаются стяжения пирита, остатки микрофауны (фораминиферы, филлоподы), в отдельных прослоях встречен углистый растительный детрит. Верхняя подсвита также имеет двухчленное строение. Пачка 1 - песчаники серые, зеленовато-серые, чередующиеся с алевролитами и уплотненными глинами. Пачка 2 (радомская) представлена глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, реже битуминозными, с прослоями алевролитов и песчаников со следами оползания. Толщина свиты около 500 м.

Тюменская свита (аален-бат) представлена сложным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Алевролиты серые, темно-серые, слюдистые, крепко сцементированные, с горизонтальной и волнистой слоистостью. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, крепко сцементированные, прослоями карбонатные. Аргиллиты темно-серые, почти черные, алевритовые, слюдистые, плотные, прослоями сидеритизированные. По разрезу наблюдаются обильные включения углистого и углисто-глинистого материала. Песчано-алевритовые пласты характеризуются резкой невыдержанностью по площади и по разрезу, значительной глинистостью. В районе четко выделяется регионально нефтегазоносный пласт Ю₂, залегающий в кровле свиты. К ней приурочен и отражающий сейсмический горизонт «Т₁» Толщина свиты 580 - 620 м. В скв. 500 кровля тюменской свиты вскрыта на глубине 3754 м.

Абалакская свита (келловей-кимеридж) представлена аргиллитами (глинами аргиллитоподобными) темно-серыми, тонкоотмученными, алевритистыми, слабо слюдистыми, с глинисто-карбонатными конкрециями и пиритовыми стяжениями. Толщина свиты 30 - 50 м (скв. 113,500).

Баженовская свита (титон-берриас) сложена аргиллитами черными, темно-серыми, битуминозными, плитчатыми, с прослоями глинистых известняков. К кровле свиты приурочен региональный опорный отражающий сейсмический горизонт «Б». Толщина свиты составляет 75 м (скв. 113, 500). Для баженовской свиты Ямбургского месторождения характерна более низкая битуминозность по сравнению с южными районами Надым-Пурской области.

Меловая система

Отложения нижнего мела подразделяются на сортымскую, тангаловскую и покурскую (нижнюю часть) свиты.,

Сортымская свита (К₁ берриас-валанжин). Верхняя часть свиты вскрыта почти всеми разведочными скважинами, а в скв. 113, 180, 184, 441, 500 она вскрыта на полную толщину. Свита сложена преимущественно глинами темно-серыми, алевритистыми, слюдистыми, плотными, часто карбонатными, с прослоями и включениями сидерита и пирита. В основании свиты залегает ачимовская толща (скв. 500, интервал 3445 - 3616 м), представленная чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород. Общая толщина свиты 450 - 550 м.

Тангаловская свита (К₁ валанжин-готерив) вскрыта всеми разведочными скважинами и подразделяется на три подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми с зеленоватым или коричневатым оттенком, алевритистыми, с прослоями песчаников и алевролитов (пласты БУ₈ ⁰ - БУ₉). На западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия разрез подсвиты полностью представлен глинами.

Средняя подсвита сложена чередованием пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчаные пласты БУ_1-2, БУ₃, БУ₄ более выдержаны по площади, а нижние пласты - БУ₅, БУ₆, БУ₇ - характеризуются резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Подсвита завершается глинистой пачкой (ямбургской) толщиной до 50 м. Верхняя подсвита представлена песчаниками, алевролитами и глинами, невыдержанными по площади. Песчаным пластам присвоены индексы от АУ₄ до АУ₁₁. Наиболее выдержанными являются пласты АУ₆ - АУ₇ в средней части верхней подсвиты. Общая толщина тангаловской свиты на Ямбургском месторождении составляет 1150-1310 м.

Покурская свита (баррем-сеноман) сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники от светло-серых до серых, мелко-среднезернистые, слюдистые, слабо сцементированные, в различной степени глинистые, редкими прослоями карбонатные. Алевролиты серые и светло-серые, разнозернистые, слюдистые, глинистые с прослоями тонких черных глин, реже карбонатные. Глины серые и темно-серые, алевритистые, плотные, с тонкими линзами песчано-алевритового материала, отмечены прослои углистых глин с маломощными пластами бурых углей (лигнитов). По разрезу свиты отмечается обилие растительного детрита, включения янтаря. Установлено чередование существенно глинистых и песчано-алевритовых пачек. К средней части разреза свиты приурочен регионально прослеживаемый отражающий сейсмический горизонт «М», стратиграфически относимый к границе апта и альба. К кровле свиты приурочен опорный сейсмический отражающий горизонт «Г». Мощность свиты на Ямбургском месторождении составляет 826 - 987 м.

Отложения верхнего мела подразделяются на покурскую (сеноманская часть которой описана выше), кузнецовскую, березовскую, ганькинскую свиты.

Кузнецовская свита (турон) представлена глинами темно-серыми с коричневатым оттенком, вязкими, слюдистыми, глауконитовыми, с остатками раковин двустворок, стяжениями пирита. Толщина свиты 47 - 88 м.

Березовская свита (сенон) подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми, прослоями опоковидными, с редкими прослоями опок. Верхняя подсвита представлена глинами серыми, темно-серыми, слабо алевритистыми, с редкими прослоями глауконитовых алевролитов. Толщина свиты 250 - 280 м.

Палеогеновая система

В палеогеновых отложениях выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская, люлинворская свиты.

Ганькинская свита (маастрихт-палеоцен) сложена глинами серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, плотными, прослоями известковыми. Толщина свиты 204 - 255 м.

Тибейсалинская свита (палеоцен) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми, алевритистыми, с включениями растительных остатков, с прослоями светло-серых песков и алевритов в верхней части. Верхняя подсвита представлена песками серыми, желтовато-серыми, мелкозернистыми, каолинизированными, с многочисленными растительными остатками, с прослоями алевритовых глин. Толщина свиты 226 - 274 м.

Люлинворская свита (эоцен-олигоцен) подразделяется на три подсвиты: нижняя подсвита сложена опоковидными глинами и опоками синевато-серыми, глинистыми; средняя подсвита представлена диатомитами светло-серыми, слабоглинистыми, легкими; верхняя подсвита сложена диатомовыми глинами серыми, желтовато-серыми, алевритистыми, с линзами алевролитов. Общая толщина свиты до 230 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений. Разрез представлен песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пластами торфа. Толщина отложений 60 - 145 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом строении района принимают участие три структурно-тектонических этажа: нижний - фундамент, промежуточный и верхний - платформенный чехол. Согласно тектоническому районированию Ямбургское месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо-восточном направлении. Мегавал на севере и западе граничит с Северо-Ямбургским мегапрогибом, на востоке - с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддуттейским мегапрогибом, на юге - Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. Общая длина мегавала 150 км, максимальная ширина 65 км. В пределах мегавала с юга на север установлены структуры III порядка: Северо-Анерьяхская, Лымбарская, Анерьяхская, Мало-Ямбургская, Ямбургская, Хосырейская, Южно-Ямбургская, Северо-Харвутинская и без названия. Мало-Ямбургское, Ямбургское, Хосырейское поднятия осложняют Ямбургское куполовидное поднятие.

Эти поднятия по горизонту «Б» оконтуриваются изогипсой минус 3850 м, общая амплитуда структуры 250 м. По морфологическим признакам можно заключить, что Ямбургское поднятие относится к типичным антиклинальным структурам севера Западной Сибири, имеющим длительную историю тектонического развития и испытавшим неотектоническую активизацию (воздымание). Значение «коэффициента унаследованности» (отношение амплитуды по ОГ «Г» к амплитуде по ОГ «Б») составляет для Ямбургского поднятия 0,44, что является средним показателем.

Для структурных построений при первоначальном подсчете запасов в качестве сейсмической основы использовались карты по двум отражающим горизонтам «В₂¹» и «В₁», наиболее приближенные к продуктивным пластам неокома. Отмечалось, что одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено, что отдельные из них, возможно, проникают в меловые отложения. По данным сейсморазведки было выделено четыре системы дизъюнктивных нарушений с преобладанием систем А (юго-восток - северо-запад) и Г (юго-запад - северо-восток), проникновение разломов вверх по разрезу до горизонта «С» (кровля нижней подсвиты березовской свиты). По этим данным наибольшая тектоническая дислоцированность характерна для сводовой части структуры. Эксплуатационным разбуриванием сводовой части не подтверждено наличие дизъюнктивных нарушений, и при дальнейшем изучении Ямбургского месторождения влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность не учитывалось, а все несоответствия положения флюидных контактов и характера насыщения пластов гипсометрическому контролю объяснялись влиянием литологического фактора.

Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность. Несмотря на огромную площадь распространения неокомского продуктивного комплекса, слагающие его породы-коллекторы и приуроченные к ним залежи месторождений Севера Западной Сибири во многом близки по своим характеристикам, так как образовались практически в одинаковых фациальных условиях и залегают в относительно одинаковом диапазоне глубин. Для этих пород характерны близкие значения фильтрационно-емкостных параметров и идентичность характера петрофизических зависимостей, используемых при построении модели.

Средние значения пористости по керну для коллекторов, изученных на керне пластов, составляет: для пласта БУ₃¹ - 0.167 д.ед., БУ₆³ - 0.151 д.ед., БУ₈⁰¹ - 0.141 д.ед, БУ₈⁰² - 0.138 д.ед., БУ₈¹ - 0.152 д.ед, БУ₈² - 0.138 д.ед., БУ₈³ - 0.138 д.ед.; средние значения проницаемости для коллекторов пласта БУ₃¹ - 20.54·10^-3 мкм², БУ₆³ - 7·10^-3 мкм², БУ₈⁰¹ - 17.62·10^-3 мкм², БУ₈¹ -21.65·10^-3 мкм², БУ₈² - 11.3·10^-3 мкм², БУ₈³ - 15.4·10^-3 мкм². Граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости, установленные по данным специальных петрофизических исследований разными способами, близки между собой и приняты при обработке данных равными Кп гр=0.118 д.ед., Кпр гр.=0.5·10^-3 мкм² [2].

Коэффициент газонасыщенности определялся по петрофизическим связям, базирующимся на данных капилляриметрических измерений на керне и минерализации пластовых вод. В основном минерализация отобранных пластовых вод по всем горизонтам варьирует в пределах от 5.302 г./л (БУ₈³ скв. 148) до 6.979 г./л (БУ₉^1-2, скв. 110). Коэффициенты газонасыщенности рассчитаны для большинства (кроме прослоев менее 0.8 м) выделенных эффективных толщин.

Проанализировано сходство параметров продуктивных пластов для объединения в группы, в качестве оптимального параметра для сравнения принята зависимость К_п(б_пс) по пласту БУ₈^3-1. В результате сделан вывод о возможности объединения рассматриваемых объектов в две группы пластов: БУ₃-БУ₄ и БУ₆-БУ₉², а также о граничных значениях коэффициента пористости по этим группам.

Таким образом, по данным анализа ФЕС нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения, отмечается, что наилучшими коллекторскими свойствами среди рассматриваемых объектов характеризуются пласты БУ₃¹, БУ₈^3-1, БУ_7, что обусловлено особенностями формирования продуктивных пластов.

Толщины продуктивных горизонтов (пластов). Один из наиболее мощных песчаных пластов в неокомской части разреза - пласт БУ₃¹. Общая толщина пласта в среднем составляет 34.9 м, изменяясь от 29.6 до 43.6 м. Эффективные толщины пласта максимальны на юго-востоке структуры (район скв. 180) и убывают в западном направлении (район скв. 121, 126), по пласту в среднем составляя 15.1 м. Толщина газонасыщенных коллекторов по скважинам изменяется в пределах 0.6 м (скв. 12202, 20704) - 22.7 м (скв. 10702), в среднем составляя 11.8 м.

По пласту БУ₄¹ общая толщина в среднем равна 11.2 м, газонасыщенная - 5.9 м. Максимальное значение общей толщины в газонасыщенном интервале составляет 17.0 м, эффективные газонасыщенные толщины имеют максимальные значения (до 11.0 м) в районе кустов 309, 310, минимальные значения - в районе скв. 150.

Общая толщина пласта БУ₄² изменяется в диапазоне 1.4 - 19.2 м, в среднем составляя 7.4 м. Средняя газонасыщенная толщина составляет 4.5 м, достигая максимума в скв. 30908 (6.8 м). К району УППГ-ЗВ относится зона максимальных газонасыщенных толщин.

Пласт БУ₄³ имеет распространение в западной части структуры. Общая толщина пласта БУ в среднем составляет 16.8 м, эффективная - 2.3 м, эффективная газонасыщенная - 3.9 м при интервале изменения от 1.4 (скв. 30908) до 6.9 м (скв. 30804). Зона максимальных газонасыщенных толщин выделяется в районе куста 308.

По пласту БУ₆¹ общая толщина в среднем равна 11.1 м, изменяясь в диапазоне от 2.8 до 25.6 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 2.9 м, газонасыщенная - 2.7 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 113, расположенной на восточном склоне структуры (графическое приложение 8).

На основной части месторождения пласт БУ₆² заглинизирован, выделяется лишь несколько небольших песчаных тел. По пласту БУ₆² общая толщина изменяется от 2.0 до 14.0 м (среднее значение 6.4 м), эффективная газонасыщенная - от 0.6 м (скв. 21501) до 9.0 м (скв. 21607) при среднем значении 2.5 м.

Общая толщина пласта БУ₆³ изменяется в диапазоне 8.4 - 46.8 м, в среднем составляя 21.8 м. Средняя газонасыщенная толщина составляет 2.5 м, достигая максимума в скв. 22004 (11.7 м).

По пласту БУ₇ общая толщина в среднем равна 11.0 м, изменяясь в диапазоне от 4.1 до 20.7 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 4.3 м, газонасыщенная - 4.7 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 10703 - 10.9 м.

Общая толщина пласта БУ₈⁰ в среднем составляет 36.0 м, эффективная - 3.1 м, эффективная газонасыщенная - 3.0 м при интервале изменения от 0.4 (скв. 20306) до 17.2 м (скв. 427).

По пласту БУ₈^1-0 общая толщина в среднем равна 8.4 м, изменяясь в диапазоне от 1.2 до 12.6 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 3.2 м, газонасыщенная - 2.2 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 158 -3.2 м.

Пласт БУ₈¹ имеет в среднем общую толщину 21.1 м, эффективную - 7.0 м, эффективную газонасыщенную - 7.1 м, при этом по скважинам толщина газонасыщенного коллектора изменяется от 0.4 м (скв. 158) до 20.6 м (скв. 13007). Зона максимальных газонасыщенных толщин расположена в районе кустов 130, 224 и разведочной скв. 165.

Общая толщина пласта БУ₈^2-1 весьма незначительна и в среднем составляет 4.0 м, эффективная - 2.8 м, эффективная газонасыщенная - 2.8 м при интервале изменения от 0.4 (скв. 11001, 32501) до 6.0 м (скв. 10602, 12103, 12105). В районе кустов 126, 129 и в районе разведочных скв. 142, 114 проходит зона максимальных эффективных газонасыщенных толщин.

Пласт БУ₈^2-2 имеет покровное распространение по всей площади месторождения и характеризуется следующими средними значениями толщин: общая - 8.8 м, эффективная - 3.6 м, эффективная газонасыщенная - 3.5 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.4 м (скв. 10802, 12002, 12403) до 13.0 м (скв. 114). Зона максимальных газонасыщенных толщин выделяется в районе скв. 114 - 438 - 427, 21704, 20702.

Также на большей площади структуры имеет покровное распространение и пласт БУ₈^3-1, общая толщина которого изменяется в пределах от 0.8 до 28.0 м, в среднем составляя 17.4 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта БУ₈^3-1 в среднем имеет значение 10.7 м, изменяясь в диапазоне 0.4 (скв. 20306, 20308) - 22.9 м (скв. 21706). Максимальные значения газонасыщенные толщины имеют в районе кустов 310, 104, 309, 214, 217.

По пласту БУ₈^3-2 общая толщина в среднем равна 5.5 м, изменяясь от 0.4 до 27.4 м. Эффективная газонасыщенная мощность коллектора в среднем составляет 6.2 м, изменяясь по скважинам в диапазоне от 0.4 м (скв. 20306) до 10.8 м (скв. 20605).

Пласт БУ₉^1-1 имеет в среднем общую толщину 12.1 м, эффективную-4.3 м, эффективную газонасыщенную - 4.3 м, при этом по скважинам толщина газонасыщенного коллектора изменяется от 0.4 м (скв. 20304, 21604) до 13.0 м (скв. 10702, 10804) (графическое приложение 21).

Для пласта БУ₉^1-1 определены следующие средние значения толщин: общая - 12.7 м, эффективная - 3.8 м, эффективная газонасыщенная - 3.7 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта меняется в интервале от 0.4 м (скв. 21104) до 9.2 м (скв. 12908).

По пласту БУ₉^1-3 общая толщина в среднем равна 12.2 м, изменяясь от 2.9 до 39.0 м. Эффективная газонасыщенная мощность коллектора в среднем составляет 2.9 м, изменяясь по скважинам в пределах 0.6 м (скв. 12301, 22005) - 9.8 м (скв. 22407).

Для пласта БУ₉^1-4 общая толщина составляет в среднем 18.6 м, эффективная - 3.7 м. Эффективная газонасыщенная толщина коллектора варьирует в интервале значений от 0.6 м (скв. 22404) до 8.8 м (скв. 142), в среднем составляя 2.9 м.

Пласт БУ₉^1-5 имеет общую толщину 12.8 м, эффективную - 3.9 м. Толщина газонасыщенного коллектора в скв. 169 составляет 7.6 м.

Для пласта БУ₉² общая толщина в среднем составляет 20.2 м, эффективная газонасыщенная - 7.6 м, которая изменяется в диапазоне от 2.6 м (скв. 169) до 12.6 м (скв. 164).

Характер изменения общих и эффективных толщин по пластам показывает, что группа пластов БУ₃-БУ₆ имеет достаточно равномерное, выдержанное распространение по площади месторождения (коэффициент вариации общей толщины пластов изменяется в пределах от 14.4%, максимально достигая значения 43.8%). Совершенно другая картина по пластам группы БУ₉. для которых характерна максимальная изменчивость общей толщины (коэффициент вариации параметра 55.8 - 66.6%), что свидетельствует о клиноформном строении рассматриваемых пластов.

 

.4 Физико-химические свойства газа, конденсата и нефти

 

В 1993 г. на основе всех проведенных исследований из 14 продуктивных пластов неокома в ГКЗ РФ были утверждены состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата, физико-химические свойства конденсата по пяти продуктивным пластам, содержащим основные запасы газа: БУ₃¹, БУ₄^1-3, БУ₈⁰, БУ₈^1-2 и БУ₉².

Состав пластового газа и потенциальное содержание конденсата

Основные по запасам газа залежи (БУ₃¹ БУ₆³, БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³, БУ₉¹) охарактеризованы газоконденсатными исследованиями, включающими определение компонентных составов пластовых газов. На основе принятых по залежам составов пластовых газов выполнены расчеты по определению потенциального содержания в них этана, бутанов и пропана, а также относительной плотности пластовых газов, и критических ^{параметров}.

Пластовые смеси состоят в основном из метана, содержание которого составляет 88.30-89.06 (% мол.). Содержание компонентов С₂ и С₄ находится в диапазоне, соответственно, 4.16-6.38 и 1.80-2.44 (% мол.). Количество конденсатообразующих компонентов фракции С₃₊ варьирует от 2.51 до 2.85% мол. или в весовом выражении 110 - 126 г./м³ пластового газа. Содержание негорючих компонентов N₂ и СО₂ в сумме не превышает 1.5% мол.

Потенциальное содержание конденсата по разрезу неокомских залежей изменяется относительно в небольших пределах: от 107 г./м³ (пласты группы БУ₆, БУ₇, БУ₈⁰) до 125 г./м³ (пласты БУ₃, БУ₄ и БУ₉¹). Плотность конденсата возрастает с глубиной от 0,722 до 0,782 г./см³, с одновременным увеличением содержания в составе конденсата ароматических углеводородов с 8 до 20%(масс.).

Физико-химические свойства стабильных конденсатов

Физико-химические свойства стабильного конденсата, отобранного из отдельных залежей и объектов эксплуатации, изучались в лаборатории ЦЛ Главтюменьгеологии, УФ ТюменНИИгипрогаза, НИЛ ООО Ямбурггаздобыча и ВНИИГАЗа. Конденсаты в целом представляют собой малосернистые (0.11 - 0.03% масс.) жидкости, выкипающие от 60 до 350°С. Молекулярная масса колеблется от 97 до 119 ед. Плотность от 0.7247 до 0.7818 г./см³, вязкость при 20°С - (0.763 - 1.124)·10^-6 м²/с. Парафины присутствуют в количестве 0.25 - 1.93% масс. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метанонафтеновому типу, содержание ароматических углеводородов составляет 6 - 18% масс, причем содержание последних возрастает с повышением температуры отбора фракций, достигая максимума во фракции 250 - 300°С до 30% масс. Выход бензиновой фракции НК-200°С колеблется в пределах 69 - 80% масс. Остаток свыше 300°С достигает 12% масс. Сопоставительный анализ физико-химической характеристики конденсатов по разрезу месторождения показал отличие состава и свойств конденсатов верхних залежей, включая БУ₃ - БУ₄, от нижележащих БУ₆ - БУ₈⁰ - БУ₉.

Конденсаты верхних залежей БУ₃ - БУ₄ относятся к типу легких с плотностью 0.722 -0.765 г./см, о чем свидетельствует также его фракционный состав - 10% точка отгона конденсата на уровне 60 - 80°С, 50% - 126 - 132°С, содержание бензиновой фракции (до 200 С) 80 - 85% объемных. Общее содержание фракции, выкипающей до 300°С, высокое и составляет до 98% объемных. Содержание твердых парафинов от следов до 0.2% масс. Температура застывания конденсата - минус 50°С и ниже.

Для группового углеводородного состава характерно невысокое содержание ароматических углеводородов: в пластах группы БУ₃ в среднем 5% масс., в БУ₆ - 8% масс. Содержание нафтеновых углеводородов по рассматриваемым залежам в среднем равно 27% масс.

Конденсаты пластов БУ₆ до БУ₉ по фракционному составу тяжелее выше рассмотренных. Температура 10% отгона находится в пределах 70 - 80°С, 50% - 130 - 145°С, 90% -285 - 310°С. Для 90% точка выкипаемости 290°С. Отметим, что 90% конденсата залежи БУ₃ - БУ₆ выкипает при 230 - 240°С. Конец кипения конденсата свыше 360°С. Плотность конденсата на уровне 0.76 - 0.78 г./см³.

Конденсаты месторождения по составу относятся к метановым. По разрезу месторождения по мере роста глубины залегания (от залежей БУ₃ к БУ₆) и увеличения пластовых давлений и температуры наблюдается направленность в изменении группового углеводородного состава и свойств конденсата, выраженная в возрастании плотности конденсата от 0.7233 до 0.7818 г./см³, показателя преломления от 1.4106 до 1.4402 и доли ароматических углеводородов от 8.26 до 20.59% масс.

Параллельно с этим утяжеляется и фракционный состав, о чем свидетельствуют температура выкипания как по фракциям (50%, 90%), так и по концу кипения, возрастают молекулярные массы от 106 до 120 ед.

Выявленные особенности в составах конденсатов повлияли на растворимость последних в пластовых газах, а, следовательно, на содержание конденсата по продуктивному разрезу месторождения в процессе формирования залежей. Именно облегченным составом конденсата и малым содержанием ароматических углеводородов объясняется относительно повышенное содержание углеводородов С₅₊ в пластовом газе I объекта (128 г./м³ «сухого» газа), о чем было указано выше.

Поскольку ароматические углеводороды ухудшают растворимость конденсата в пластовом газе, увеличение в залежах БУ₈ - БУ₈⁰ ароматики в два раза при небольшом росте температуры и давления в сравнении с пластами БУ₃ привело к снижению С₅₊ в них до 110 г./м³ «сухого» газа.

Рассмотренная характеристика распределения углеводородов в жидкой фазе как нормального, так и изостроения имеет такую же направленность, как и в газовой фазе.

 

.5 Гидрогеология

 

Ямбургское месторождение находится в центральной части северной половины Западно-Сибирского артезианского бассейна. Последний состоит, по меньшей мере, из двух наложенных друг на друга водонапорных систем: мезозойско-кайнозойской и рифейско-палеозойской.

На месторождении в гидрогеологическом отношении изучена лишь верхняя часть мезозойско-кайнозойской водонапорной системы, приуроченной к осадочному чехлу и состоящей из двух гидрогеологических этажей: верхнего, с которым отождествляется олигоцен-четверичный водоносный комплекс, и нижнего, включающего водоносные и водоупорные комплексы палеогенового и мезозойского возраста.

Олигоцен-четвертичный комплекс на Ямбургском месторождении представлен лишь четвертичными песчано-глинистыми, преимущественно мерзлыми осадками толщиной 60 - 145 м. Подземные воды в жидком состоянии приурочены, в основном, к сезонно-талому слою (СТС), подрусловым и подмерзлотным таликам. Толщина СТС изменяется от 0.2 - 0.3 м в торфах до нескольких метров в песках и супесях.

В изученной части разреза нижнего гидрогеологического этажа последовательно сверху вниз выделяются турон-палеогеновый, неоком-сеноманский водоносный и верхнеюрско-валанжинский водоупорный комплексы, имеющие региональное распространение. В разрезе турон-палеогенового водоупора прослеживается также зональный верхнепалеоценовый водоносный горизонт.

Верхнепалеоценовый горизонт отделяется от верхнего водоносного комплекса глинистыми и кремнистыми породами эоценового и раннеолигоценового возраста (люлинворская и тавдинская свиты) толщиной 160 м. Горизонт приурочен к преимущественно песчаным отложениям верхнетибейсалинской подсвиты толщиной 67 - 144 м. Верхняя, большая часть горизонта находится в зоне многолетней мерзлоты, подошва которой отбивается на глубинах 280 - 430 м. В отдельных скважинах горизонт целиком представлен мерзлыми породами (скв. 16, 24, 101, 110). При опробовании талых отложений горизонта на Каменномысском, Медвежьем и Уренгойском (Табъяхинская площадь) газовых месторождениях дебиты воды составили 3-37 м³/сут при динамических уровнях 35 - 270 м. Пластовые давления близки к гидростатическим или ниже их. Замеренные пластовые температуры равны 0.2 - 6.3°С. Воды хлоридные натриевые (разных типов по классификации В.А. Сулина) с минерализацией 2.2 - 10.4 г./л.

От неоком-сеноманского водоносного комплекса верхнепалеоценовый горизонт отделяется турон-нижнепалеоценовым глинистым водоупором (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты, нижнетибейсалинская подсвита) толщиной 850 - 890 м.

В составе неоком-сеноманского комплекса выделяются две водоносные толщи: апт-сеноманская и верхневаланжин-нижнеаптская.

Верхняя, апт-сеноманская водоносная толща, отождествляется с осадками покурской свиты (толщиной 830 - 990 м), представленными песчаниками, алевролитами и глинами. Толща разделяется на три горизонта: сеноманский, альбский и аптский, приуроченные к верхней и нижней частям свиты. Альбский горизонт в отличие от двух других горизонтов характеризуется высоким содержанием в разрезе глинистых пород, что позволяет отнести его к относительным водоупорам. При опробовании подошвенных вод сеноманской газовой залежи на Ямбургском месторождении дебиты скважин составили 8 - 1440 м³/сут при динамических уровнях 94 - 975 м. Пластовые давления гидростатические. Замеренные пластовые температуры изменяются от 24 до 30°С. Воды хлоридные натриевые (хлоркальциевого типа) с минерализацией 14.1 - 18.4 г./л. Замеренный газовый фактор вод достигает 2.5 м³/м³. Водорастворенный газ метановый (98 - 99% объем.). Вниз по разрезу наблюдается закономерное увеличение пластовых давлений и температур. Опробование апт-сеноманских отложений на Медвежьем, Уренгойском и других месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области показывает, что все горизонты толщи по гидрохимическим и газовым показателям подземных вод близки между собой.

Верхневаланжин-нижнеаптская водоносная толща приурочена к осадкам тангаловской свиты, сложенной песчаниками, алевролитами и аргиллитами общей толщиной 1150-1310 м. Содержание глинистых пород увеличивается вниз по разрезу толщи, достигая 100% в нижнетангаловской подсвите на западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия.

Неоком-сеноманский водоносный комплекс подстилается валанжинским водоупором, сложенным аргиллитами верхней, большей части сортымской свиты, в верхах которой вскрыты отдельные невыдержанные по толщине и простиранию песчано-алевролитовые пласты. Температуры, замеренные на забоях скважин, вскрывших пласты БУ₁₁ - БУ₁₃, составляют 87 - 90°С. Вода, отобранная из пласта БУ₁₃, хлоридная натриевая (хлоркальциевого типа) с минерализацией 11.4 г./л.

Продуктивные пласты приурочены к низам верхневаланжин-нижнеаптского водоносного комплекса. Нижние пласты (БУ₅-БУ₉) в отличие от верхних (БУ₃-БУ₄) характеризуются резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Разрезы пластов БУ₈-БУ₉ на западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия полностью выклиниваются.

В процессе опробования гидрогеологических объектов в большинстве случаев отбирались пробы пластовой воды в объеме, необходимом для лабораторного исследования.

Пробы воды при исследовании характеризуемых пластов были отобраны из 68 водных, водогазовых и водонефтяных объектов. При освоении скважин не всегда производилась полная замена технической воды на пластовую, поэтому было отобрано всего 17 проб вод. В качестве пластовых, с учетом данных по Большому Уренгою и другим месторождениям были приняты пробы вод с минерализацией 4.6 г./л и более, концентрациями йода и брома, превышающими, соответственно, 0.8 и 4.3 мг/л.

Физические свойства, химический состав подземных вод определялись по стандартным методикам. В целом для продуктивной части разреза характерна низкая общая минерализация пластовых вод (до 10 г./л). Газосодержание, физические свойства и химический состав водо-растворенного газа определялись в полевых и лабораторных условиях.

По химическому составу воды в основном хлоридные (71% проб), а также гидрокарбонатные, натриевые, гидрокарбонатно-натриевого типа по классификации В.А. Сулина. Минерализация вод не превышает 9.9 г./л. Помимо ионов хлора (1.0 - 2.3 г./л), гидрокарбонат-ионов (0.8 - 5.1 г./л) и ионов натрия с калием (1.5 - 3.0 г./л) также содержатся в небольших количествах сульфат-ионы (до 230 мг/л), карбонат-ионы (до 252 мг/л), ионы магния (до 16 мг/л) и кальция (4-70 мг/л).

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.

 

.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

 

.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;

·        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 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

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.

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

 

.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.

 

.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:

- 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.

 

.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;

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

- 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.

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 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.

В течение ближайших десяти лет основными ремонтными работами на месторождении останутся ликвидация негерметичности колонн, изоляция водопритоков пластовых вод с помощью колтюбинговой техники, а также вывод скважин из бездействующего фонда методом гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией притока пластовых вод и закреплением скелета горных пород. В последующие годы начнутся работы и по ликвидации скважин, выполнивших свое назначение.

Ликвидацию межколонных газопроявлений рекомендуется производить путем закачивания в межколонное пространство герметизирующих композиций или вязко-упругих систем (ВУС-1, ВУС-2 или ВУС-3).

Для промывки песчаных пробок необходимо использовать колтюбинговую технику. В качестве промывочной жидкости рекомендуется использовать двухфазные пенные системы на основе чистой технической воды с добавками ПАВ - пенообразователей.

При ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн возможна установка дополнительной колонны меньшего диаметра или ДОРНа, закачка в интервал негерметичности облегченного тампонажного материала или герметизирующей композиции на основе смол.

Для предотвращения обводнения скважин и абразивного износа оборудования, связанных с появлением в обозримом будущем в продукции скважин воды и песка, следует предусмотреть проведение ремонтных работ по изоляции притока пластовой воды и закреплению призабойной зоны. Ремонтно-изоляционные работы рекомендуется проводить с помощью колтюбинговой техники в соответствии с действующим на месторождении технологическим регламентом.

Для изоляции пластовых вод рекомендуется использовать различные селективные изоляционные материалы, например, композицию из ацетона, стиромали и кремнийорганической жидкости АКОР-Г. Вместо АКОР-Г можно использовать водоизолирующие композиции на основе поливинилового спирта ПВС-1В и гидрофобной кремнийорганической жидкости ГЮК-11Н, а также водоизолирующие составы ВИС-1, ВИС-2 или ВИС-3. Для повышения надежности изоляции водопритока рекомендуется в скважинах устанавливать водоизоляционные экраны путем закачки в пласт селективной изоляционной композиции на основе модификатора с гидрофобной кремнийорганической жидкостью или на основе этилсиликатов с гидрофобной кремнийорганической жидкостью.

Для предотвращения выноса песка и закрепления скелета горных пород в конструкции газоконденсатных скважин заложен фильтр ФС-127. Кроме того, для закрепления скелета пород рекомендуется использовать различные закрепляющие материалы, например, композицию из раствора хлористого кальция, кубовых остатков фурилового спирта (КОФС) и конденсата или состав из алкилрезорциноформальдегидной смолы (ФР-100), параформа (механической смеси параформальдегида и древесной муки) и бикарбоната натрия (наполнителя).

Консервацию скважин рекомендуется производить путем заполнения интервала перфорации специальной жидкостью, обеспечивающей сохранение коллекторских характеристик продуктивного пласта, а остальной части ствола, включая и верхнюю часть скважины, - незамерзающей жидкостью. Цементные мосты над интервалом перфорации не устанавливаются.

Устьевое оборудование следует защищать от коррозии, с устьевой арматуры снимаются штурвалы и манометры, на отводах установливаются заглушки.

Ликвидацию скважин рекомендуется производить путем установки цементных мостов в интервале продуктивного пласта и в башмаке кондуктора. Устье ликвидированных скважин необходимо оборудовать бетонной тумбой или герметизировать цементным раствором путем закачивания его во внутренние полости колонной и трубной головок в соответствии с действующими на месторождении технологическими регламентами.

 

5. Анализ технологии подготовки валанжинского газа на уКпг-1В Ямбургского месторождения

 

.1 Схема сбора продукции газоконденсатных скважин

 

Газоконденсатный комплекс Ямбургского месторождения представляет из себя централизованную схему сбора газа от кустов газоконденсатных скважин на установки первичной подготовки газа УППГ-2В и УППГ-3В и центральную установку комплексной подготовки газа УКПГ-1В. На УППГ осуществляется ввод в межпромысловые коллектора метанола и подогрев части газа первичной сепарации, с целью обеспечения безгидратного транспорта пластовой газоконденсатной смеси до пункта окончательной подготовки - УКПГ-1В (Рис. 5.1.).

К настоящему времени на всех трех пунктах сбора газа обустроено и находится в эксплуатации 53 куста газоконденсатных скважин с количеством скважин в кусте от 3 до 14. В среднем на кусте размещается по 6 - 7 скважин. Минимальные устьевые давления на 2006 г. составляли по району УКПГ-1В - 9,0 МПа, УППГ-2В - 9,58 МПа, УППГ-3В - 9,37 МПа.

Существующая схема газосбора - преимущественно лучевая, от каждого куста скважин к входной гребенке пункта сбора проложен единый трубопровод. В нескольких случаях трубопроводы от двух-трех кустов (не более 18 скважин) объединены в общий коллектор. Диаметры газосборных трубопроводов от 168 мм до 325 мм. Максимальные длины от куста до сборного пункта составляют менее 13 км.

Для доразработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения на полное развитие предлагается бурение 108-ми наклонно-направленных скважин. Исходя из размещения забоев скважин, топографии местности и расположения существующих объектов инфраструктуры, скважины объединены в кусты по три - шесть скважин, в основном по пять скважин.

Количество кустовых площадок - 25 шт. Все площадки вынесены за пределы водоохранных зон. Максимальные расстояния от кустов до сборных пунктов в некоторых случаях достигают 22 км.