Ямбургское газоконденсатное месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

На протяжении последних 25-ти лет основные объемы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Эта тенденция сохранится и в ближайшие четверть века, так как более 90 процентов доказанных запасов газа страны сосредоточено в этом регионе, причем основная часть этих запасов приурочена к сеноманским отложениям и имеет близкие значения как термогазодинамических характеристик залежей, так и фракционного состава пластовой продукции. Большая отдаленность основной газодобывающей провинции от главных потребителей ее продукции, а также сложные геолого-промысловые и суровые климатические условия этого региона обусловили повышенные требования к кондиции товарного газа, которые нашли отражение в отраслевых стандартных образцах качества всех основных видов продукции газовой промышленности.

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 году бурением поисковой скважины номер 2. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2215 тыс.м3/сут. Месторождение расположено в Заполярной части Западно-Сибирской низменности на Тазовском полуострове в 60 км северо-западнее Уренгойского и в 80 км северо-восточнее Медвежьего месторождения. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях Ямбургского месторождения.

Задачи:

1- Изучение общих сведений о месторождении.

2- Анализ эксплуатации газовых скважин и факторы, влияющие на их работу.

3- Рассмотреть методы борьбы с осложнениями на анализируемом фонде скважин.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области).

Населенные пункты здесь отсутствуют. Дорожная сеть на площади работ отсутствует. База Тазовской нефтеразведочной экспедиции, осуществляющей разведку на Ямбургской площади, находится в посёлке Таз-Сале (в 160-170 км к юго-востоку от месторождения). В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также вертолётами. Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГЗК СССР, являются: Уренгойское - в 60 км южнее рассматриваемого, Медвежье - 80 км юго-западнее и Новопортовское - 90 км северо-западнее. орогидрография нефтегазоносный скважина

Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатное месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихся потенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнители в бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.

Сильному заболачиванию почвы способствует наличие слоя вечной мерзлоты толщиной 200-300 м и слабосезонное оттаивание почвы - 0,4-0,5 м.

Район работ расположен в тундровой зоне. Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая. Наиболее низкая температура в январе, феврале минус 58оС. Наиболее теплый месяц - август, в отдельные дни температура плюс 28 - плюс 30оС, а при вторжении арктических масс воздуха понижается до минус 6оС. Среднегодовая температура от минус 8 до минус 10оС. Среднегодовое количество осадков составляет 350-400 мм, основная часть выпадает в осенне-весенний период. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.

Подземные воды в виду их высокой минерализации (10-35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.

В сеноманских отложениях разведана газовая залежь массивного типа с глубиной залегания 1000-1210 метров. Максимальная газонасыщенная толщина - 205 метров. Состав газа-99% метан. Начальное пластовое давление 117 атм., пластовая температура - 280С. Запасы газа - более 5 трлн.м3. Продукция-природный метановый газ.

В неокомских отложениях выявлено 10 газоконденсатных залежей с содержанием конденсата до 100 г/м3. Глубина залегания 2500-3200 м. Пластовые давления 260-320 атмосфер, температура 65-870С. Запасы газа более 1 трлн.м3, конденсата - 100 млн.т. Продукция-природный газ и газовый конденсат.

Исходным сырьем является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Газ сухой, метановый с содержанием влаги 0,5 - 1,0 г/м3, сероводород отсутствует.

Состав газа, % объемные [10]:

СО20,2 - 0,3

N2 0,7 - 1,7

Не0,01 - 0,02

Аr 0,01 - 0,03

Н2 0,002 - 0,04

СН497,8 - 99

С2Н6 0,0 - 0,15

С3Н8 0,0 - 0,02

С4Н10 следы

Рисунок 1.1 - Ямбургское месторождение

Общие запасы месторождения - 5059 млрд.м3

Показатели принятого варианта:

а) Годовой отбор 185 млрд.м3 (4.2 процента от нач. зап.)

б) Период нарастающей добычи 6 лет

в) Период постоянной добычи 12 лет

г) Средний рабочий дебит на период постоянной добычи 1000 тыс.м3/сут

д) Допустимая эксплуатация скважин в начальный период до 4 лет с рабочим дебитом 1500 тыс.м3/сут

е) Начальные рабочие депрессии на пласт 0,2-0,3 МПа

ж) Предельная депрессия на пласт на конец постоянной добычи0,6 МПа

з) Необходимый эксплуатационный фонд скважин (с учетом 20 процентов резерва) 673 ед.

и) Количество скважин в кусте 4-8 ед.

к) Расстояние между кустами 2.5-4км.

л) Расстояние между устьями скважин в кусте40 м.

м) Расстояние между забоями скважин в кусте150-200 м.

н) Бурение скважин осуществлять наклонно-направленным способом с отклонением забоя устья по вертикали 250 м

о) Конструкция эксплуатационных скважин

1) эксплуатационная колонна219 мм

2) лифтовая колонна (НКТ)168 мм

3) Наблюдательный фонд скважин, в т.ч.113 ед.

4) для контроля за мерзлотой35 ед.

5) для наблюдения за разработкой78 ед.

1.2 Орогидрография района

Большинство озер имеет термокарстовое происхождение. Это часто небольшие по площади мелководные озера, разбросанные по территории месторождения или расположенные группами. Глубина их обычно не превышает 2-4 метров. Кроме того, в долине реки Пойловояха и его притоков широко развиты пойменные озера, глубиной до 2 метров.

Суровость климата района определяется холодной и продолжительной (до 9-9,5 месяцев) зимой. Лето короткое и прохладное.

Средняя температура воздуха зимой минус 240- минус 260С; минимум температура достигает минус 560С. Средняя годовая температура составляет минус 100- минус 110 С.

Осадков выпадает 300-350 мм. в год, около 70 процентов их приходится на летние месяцы. Появление устойчивого снежного покрова отмечается уже в конце сентября и первой декаде октября.

Среднегодовая скорость ветра 5-7 м/с, максимальные скорости могут превышать 40 м/с.

Национальный состав населения ханты, ненцы, русские и др. Основным занятием населения являются оленеводство, рыболовство, звероводство, охота, в районе в большом объеме проводятся геологоразведочные работы, развивается газодобывающая промышленность.

Ближайшим относительно крупным населенным пунктом является райцентр Тазовское, который расположен в 120-14О км к юго-востоку от месторождения. Расстояние от райцентра до Салехарда по воздуху составляет 600 км. Основными видами сообщения в летнее время является водный и воздушный транспорт.

Месторождение открыто в 1969 году бурением первой поисковой скважины номер 2, заложенной в присводовой части одноименного поднятия, выявленного в результате сейсморазведочных работ, проводившихся на площади с 1965 года. При испытании сеноманских отложений в скважине номер 2 в интервале 1167- 1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2215 тыс.мЗ/сут. С 1969 по 1973 года на месторождении была пробурена 21 скважина (в том числе 2 скважины номер 1, 24- глубокие, для 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.мЗ по категориям В+С1 и 829,6 млрд.мЗ по категории С2.

В 1973-1976 годах продолжались доразведка сеноманской залежи. За этот период на площади дополнительно были пробурены 7 скважин (16, 17, 18, 28, 30, 31, 32) на сеноманские отложения и одна глубокая скважина номер 102 с целью изучения неокомских отложений.

Бурением этих скважин было уточнено строение сеноманской залежи в северном и северо-восточном направлениях (скважины номер 16, 18, 30) а также подтверждено продолжение газовой залежи в юго-западном направлении (скважины номер 28, 31). Скважина номер 102 на западном крыле собственно Ямбургского поднятия вскрыла кровлю сеноманских отложений на 37 м выше, чем по структурным построениям первого подсчета.

Результаты бурения и исследования указанных дополнительных скважин явились основой для вторичного подсчета запасов, которые в 1976 году были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд.мЗ по категории С2.

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

Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.1983 года, т.е. по результатам бурения 67-ми скважинами.

1.3 Стратиграфия

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6-7км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна. Ниже даётся краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

На Ямбургском месторождении скв.113 вскрыты лишь верхнеюрские отложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м. и 30 м. соответственно).

Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргилитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых, крепкосцементированных и песчаников серых, крепких, кремнисто-глинстых, реже известковых.

В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.

Мегионская свита (барриас-нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332м.

Вартовская свита (верхневаланжин-готерив-баррем) подразделяется на три подсвиты - нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов (пласты БУ13-БУ39).

Всего в составе нижней подсвиты (верхневаланжин-готерив) 15 подсчетных объектов.

В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.

Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргилиты более тёмные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.

Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.

Покурская свита (аптальб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826-897 м.

Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны. Толщина отложений 24-88 м.

Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами тёмно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.

Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных. Толщина березовской свиты 255-448 м.

Ганькинская свита (маастрихтдатский яруса) завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком. Толщина отложений 204-322 м.

Отложения палеогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен ) и люлинворскую (эоцен) свиты.

Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов тёмно-серых, разнозернистых и верхнюю - песчаную с прослоями глин. Толщина свиты 226-274 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми. Толщина свиты 153 м.

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков. Толщина - до 145 м.

1.4 Характеристика нефтегазоносных пластов

Залежь газа сеноманской продуктивной толщи контролируется структурным фактором - наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500-800 метров) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой для залежи газа. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной.

Литологически резервуар представлен неравномерным переслаиванием пес-код, песчаников алевролитов и глин со значительным преобладанием коллекторов. Содержание проницаемых пород в газонасыщенной части разреза колеблется от 42 до 85 процентов. Суммарная эффективная газонасыщенная мощность от кровли до ГВК изменяется по скважинам от 1 до 155 метров.

С 1976 по 1983 года на Ямбургском месторождении было закончено бурением 38 глубоких скважин, из них семью скважинами (номер 20-26) была разведана газовая залежь в пределах Хорвутинской площади, которая предположительно объединяется с сеноманской залежью Ямбургской площади единым контуром.

Продуктивный разрез сеноманской газовой залежи опробован в значительном объеме 40 объектов в 37-ми скважинах, в том числе 32 объекта в 29-скважинах по газонасыщенной части разреза. В результате была установлена высокая продуктивность этих отложений. Максимальный дебит газа (717 тыс.мЗ/сут) получен на 22 мм штуцере в скважине номер 28, по большинству испытанных объектов дебиты составляют 400-600 тыс.мЗ/сут при депрессиях не более 5-10 кгс/см2. Во вновь разбуренной скважине номер 7 в северной части структуры при опробовании сеномана получен газ Qг=420.4 тыс.мЗ/сут (на диафрагме 19,1 мм).

Из 38-ми пробуренных скважин большинство (32) вскрыли газовую залежь, остальные оказались за контуром газоносности. ГВК сеноманской газовой залежи в большинстве скважин достаточно уверенно отбивается по данным ГИС об опробовании. Критерии выделения газонасыщенной части по ГИС является гп>5 Ом м, при котором получена притоки чистого газа. Отметки ГВК в скважинах изменяется по площади в пределах (минус 1160 - минус 1177,6 метров) с наклоном в северном направлении.

В большинстве скважин кроме основного резкого спада сопротивлений, по которому ранее принимался ГВК, ниже намечается второй спад, глубже которого залегают явно водоносные породы. По данным геофизики, а также гидродинамических исследований, приведенных в шести скважинах, авторами подсчета запасов выделена переходная зона со слабым газонасыщением, которую они рассматривают как резерв запасов газа, за счет которого может осуществляться в процессе разработки подпитка вышележащих предельно газонасыщенных коллекторов.

На уровне ГВК пластовое давление в залежи соответствует гидростатическому. Величина начального пластового давления в каждой исследованной скважине определялась на середину интервала перфорации расчетным путем по статическому давлению на устье остановленной скважины. Учитывая значительную высоту залежи в сеномане (210 м.), среднее начальное пластовое давление в каждой скважине было пересчитано на условную поверхность, отстоящую от уровня ГВК на 1/3 высоты. Эта поверхность находится на гипсометрическом уровне - 1100 метров.

При подсчете запасов в качестве среднего начального давления принято среднеарифметическое из значений в каждой скважине, приведенных к отметке -1100 метров. Оно равно 117,4кгс/см2 или 113,9 физ.ед.

Таблица 1.1 - Глубина залегания вечномёрзлых пород

№ скв.	Глубина залегания вечномерзлых пород	Интервал залегания таликовых зон	Мощность таликов, м
2	370	-	-
4	340	-	-
16	391	210-260	50
16	391	303-355	52
17	320	177-193	16
17	320	253-261	8
24	407	-	-
26-х	372	-	-
102	422	263-408	45

Из таблицы видно, что подошва вечномерзлых пород находится на глубинах 320-422 метра. При этом наблюдается региональное увеличение мощности этих пород с востока на запад.

Изученность коллекторов по керну по сравнению с предыдущими подсчетами значительно повысилась в связи с бурением специальных скважин номер 41 и номер 48 со сплошным отбором керна, причем скважина номер 41 бурилась на нефильтрующем растворе.

Коллекторами газа являются пески, песчаники и алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов.

Содержание обломочного материала о коллекторах изменяется от 60 до 95 процентов. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпатово-кварцевые.

Породы коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже - известняками и плотными песчаниками, и алевролитами с базальным карбонатным цементом.

Газовмещающие породы сеноманской залежи обладают высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Коллекторские свойства, а также фильтрационно-емкостные характеристики сеноманской продуктивной толщи были установлены в результате лабораторных исследований кернового материала, а также интерпретации промыслово-геофизических материалов. Причем, при оценке коллекторских свойств газонасыщенных пород в последнем подсчете запасов особое значение придается результатам исследований в спецскважинах номер 41 и 48, а коэффициент пористости определяется по зависимости kn=f (аnс), построенной по данным ГИС и анализов керна из скважины номер 41. В связи с этим была осуществлена детальная перепривязка керна с учетом геофизической и керновой характеристики в старых скважинах.

1.5 Свойства газа

Физико-химическая характеристика газа изучена достаточно полно по данным 27 проб, отобранных при исследовании 24-х скважин. Причем, на долю газа Ямдургской площади приходится 25 проб, Хорвутинской - 2 пробы.

По химическому составу газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения сходен с газом сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ - сухой, метановый, содержание его колеблется от 93,4-99,2 процентов. Содержание гомологов метана очень низкое (до 0,1 процента). При исследовании проб на газоконденсатность последнего не обнаружено. Сероводород отсутствует. Из негорючих компонентов присутствуют азот в количествах 0,41-2,46 процента, углекислый газ - 0,04-1,47 процента. Содержание инертных газов некондиционное: аргона - 0,01-0,03 процента, гелия - 0,008-0,019 процента, водорода - 0,001-0,27 прцента. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562.

Среднее значение низшей теплотворной способности газа 7898ккал/мЗ.

Ниже приводятся средние значения компонентов, входящих в состав газа (в объемных процентах), СН4-98.8 процентов, С2Н4-0.09 процента, СЗН8-0.02 процента, С4Н10-0.02 процента, С5Н12-0.02 процента, С02-0.28 процента, номер 2-1.75 процента, Не- 0.012 процента, Аr-0.012, Н2-0.017 процента.

Среднекритические параметры, рассчитанные для среднего состава газа сеноманской залежи, составляет Рср.кр.=45.72 ата, Тср.кр.=190.49 К.

1.6 Свойства пластовой воды

Максимальный дебит воды достигает 40м З/сут при динамическом уровне 499 м. Воды хлоркальциевые и гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией 104-18.3 г/л. Из микрокомпонентов присутствуют: аммоний - до 30 мг/л, бром - до 49 мг/л, йод - до 19 мг/л, бор - до 8 мг/л.

Плотность изменяется от 1.002 до 1,01 г/смЗ. Газонасыщенность воды, замеренная по скважине номер 10 и равная 920 смЗ/л, является, очевидно, заниженной. Более достоверные значения газонасыщенности подошвенных вод сеноманских газовых залежей, равные 1906-2000 смЗ/л, были получены на Медвежьем и Уренгойском месторождениях. Вероятно такие же величины газонасыщенности характерны и для вод сеноманских отложений на Ямбургском месторождении. Растворенный в этих водах газ - метановый (содержание тяжелых углеводородов менее 1 процент, азота- 0.7-0,8 процента).

1.7 Состояние разработки месторождения

По состоянию на 1.01.2001г. на Ямбургском месторождения работали 8 УКПГ и 3 УППГ, фонд действующих скважин составлял 851 единицу.

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения в работу дополнительных скважин на Аверьяхинском и Харвутинском участках. На сегодняшний день отсутствие необходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянных отборов с ЯГКМ. Основные отборы в 2001 году приходилось на установки, где имеются первые очереди ДКС.

В период постоянной добычи, начиная с 1991 года, начальным проектом разработки предусматривался, уровень годовых отборов 185 млрд.мЗ. Максимальный годовой отбор был, достигнут в 1994 году, и составил 174 млрд.мЗ. Основной причиной несоответствия фактических и проектных показателей разработки явилось фактическое отставание ввода в эксплуатации производственных мощностей. Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило к существенным превышениям отборов. Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно сказывающихся на процессе разработки.



Рисунок 1.2 - График зависимости давления от продолжительности разработки

Начиная с 1998 года, после принятия нового проекта разработки, несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ-2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ-4,7,8 отмечаются существенно меньше отборы по сравнению с проектом.

По состоянию на 1.01.2001 года на сеноманской залежи ЯГКМ работали 7 УКПГ и 1УППГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22 скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года УКПГ-4 - с целью "сгущения" сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того, на УКПГ-7 в настоящее время провидится бурение и освоение еще 32 скважин. На данном этапе разработки дренируются вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.

По состоянию на 1.01.2001 год на Ямбургском ГКМ разбурен почти весь проектный фонд скважин. Исключение составляет лишь Аперьяхинский, Харву-тинский участки и зона УКНГ-7 по которым предусмотрено добуривание скважин.

По состоянию на 1.01.2001 год сеноманская залежь разрабатывается в условиях упруго-водонапорного режима. Уровень подъема газа-водяного контакта на целом ряде кустов достиг 20-40 метров.

Ежегодный темп подъема газоводяного контакта за последнее время увеличился на некоторых скважинах до 4-5 метров в год. Это приводит к активному проявлению пластовой воды в продукции многих скважин, следствием этого процесса является разрушение призадойных зон скважин, повышение выносы механических примесей, разрушение устьевых обвязок. Объем добываемой воды на УКПГ особенно возрастает в зимнее время при увеличении общих объемов, в шлейфах кустов образовываются жидкостные пробки, идет перерасход метанола, значительные температурные потери ведут к гидратным режимам работы шлейфов. Подавляющее большинство простаивающих скважин связано с процессами обводнения и разрушения призабойных зон. В настоящее время на месторождении весь фонд скважин не реже одного раза в два года исследуется специальными исследованиями на предмет выноса воды и механических примесей, отбираются пробы жидкости, геофизическими методами на проблемных скважинах определяется профиль и характер притока, анализируются технологические режимы работы скважин, проводятся водоизоляционные работы при капитальных ремонтах скважин. Анализ результатов различных исследований, схем вскрытия, температурных режимов работы шлейфов позволил выделить 42 скважины, в продукции которых вода установлена точно.

Разработка нескольких залежей началась в 1991 году пуском в эксплуатацию УКПГ-1В. Начальные запасы газа и извлекаемые запасы конденсата по категории С1 принятые в 1995 году, составляли соответственно 1015 млрд.мЗ газа и 107 млн. тонн конденсата. Более полное геологическое изучение, бурение разведочных и эксплуатационных скважин на сегодняшний день показывает, что они были несколько завышенными и при последующих пересчетах по газу составляли от 809 до 820 млрд.мЗ газа.

Суммарный отбор сухого газа из нескольких отложений за 2001 год составил 11,99 млрд.мЗ, стабильного конденсата 948 тыс.тонн. С начала разработки из пластов отобрано 67,8 млрд.мЗ сухого газа и 5,8 млн. тонн конденсата, что составляет соответственно 8,4 процента и 5,4 процента от начальных утвержденных запасов. Темп отбора в 2001 году несколько увеличился и составил соответственно 1.5 процента по газу и 0.9 процента по стабильному конденсату.

По состоянию на 1.01.2001 год общий фонд пробуренных на неокомских отложениях скважин, составляет 317 единиц, действующий фонд на конец года составил 151 скважину, в бездействии находятся 42 скважины, фонд наблюдательных и поглощающих скважин составляет 18 единиц, в консервации и в ожидании подключения в шлейф находятся 106 скважин, 64 скважины находятся на балансе бурового предприятия " Тюменбургаз".

В настоящее время на УКПГ-1В работает 62 скважины. После обводнения второго объекта, включающего в себя группу пластов БУ6-1, БУ9 - 1,9 скважин переведены на первый объект, с основным пластом БУЗ- 1.

В районе УППГ-ЗВ работают 89 скважин (44 на первый объект и 45 на второй объект), данный фонд позволяет в данное время добывать около 34 - 34,5 флп.м3/сут газа и около 4,5 тыс.тонн нестабильного конденсата. В данное время новое эксплуатационное бурение на Ямбургском месторождении не ведется, для выхода на проектные отборы 14,5 млрд.мЗ/год в проекте разработки на 2000 год предусмотрен ввод в эксплуатацию УППГ-2В. В настоящее время происходит освоение ранее пробуренных скважин. К сожалению, недостаточное финансирование строящихся объектов также ставит под сомнение возможность достижения отборов, запланированных на 2002 год. Для последующего поддержания постоянных отборов, с учетом падения потенциального содержания конденсата, падения пластового давления на ''старом" фонде скважин проектом разработки рекомендуется вариант с добуриванием 150 дополнительных скважин, в том числе 97 скважин с субгоризовтальными забоями. Также в ближайшие годы кроме доведения эксплуатационного фонда до 509 единиц потребуется ввод ДКС-1В - второй нитки конденсатопровода Ямбург-Уренгой.

Динамика основных показателей разработки показывает, что имеющее место отставание от проекта разработки сроков ввода производственных мощностей является основной причиной несоответствия фактических показателей проектным. Более поздний ввод в эксплуатационный фонд скважин в течении всего периода разработки приводил к несоответствию фактических показателей проекту, а именно увеличению дебита на одну скважину, что в свою очередь привело к образованию по площади значительных воронок, более скорому обводнению продукции, выбытию из действующего фонда "старых" скважин. Несмотря на выход из капремонта после длительного простоя на УКПГ-1В нескольких "старых скважин" с более высоким пластовым давлением, резкое падение пластовых давлений по УППГ-ЗВ в связи с интенсивными отборами, резкое несоответствие проекту устьевых давлений, может осложнить ситуацию с добываемыми возможностями скважин в самое ближайшее время. Кроме того, большое количество простаивающих скважин связано с обводнением продукции в результате негерметичностей эксплуатационных колонн. Отрицательное влияние на планируемые отборы с месторождения может оказать недостаточная геологическая изученность неокомских пластов по площади, особенно в районе УППГ-2В, где аналитическими работами прогнозируется невыход на рабочие режимы целого ряда еще неосвоенных кустов.

1.8 Конструкция скважины

Конструкцию скважины создают сверху вниз в процессе бурения.

Первую обсадную колонну, опускаемую в скважину, называют направлением. Направление предохраняет от размыва промывочным раствором рыхлых пород вблизи устья скважины на глубине 8-12 м.

Кондуктор - второй ряд обсадных труб перекрывает и изолирует до глубин 50-400 м трещиноватые и кавернозные пласты, которые всегда встречаются в верхней части разреза скважины и осложняют бурение, если их не перекрыть.

Техническая или промежуточная колонна опускается и цементируется только в тех случаях, когда пласты, пройденные долотом, поглощают промывочную жидкость, обваливаются или из них поступает много жидкости или газа в скважину. Спуск и цементирование такой колонны необходим для успешного бурения, но не для эксплуатации скважины.

Эксплуатационная (обсадная) колонна предназначена для эксплуатации скважин. Газ, как правило, двигается из пласта по фонтанной колонне, опускаемой внутри эксплуатационной. Диаметр эксплуатационной колонны должен обеспечить также спуск оборудования ствола скважины, проведение исследовательских, ремонтных и работ других видов. Применяют эксплуатационные колонны диаметром от 127 до 273 мм.

К конструкции газовых скважин предъявляются особые требования. Скважины должны быть герметичными, долговечными, надежными в эксплуатации, недорогими.

Герметичность - главное требование к конструкции скважины. Пропуски газа через цементное кольцо или обсадные колонны приводят к перетокам в вышележащие пласты и к выходу на поверхность (грифоны). При этом возникает опасность взрывов, пожаров, открытого фонтанирования. Для герметизации резьбовых соединений обсадных труб применяют специальные смазки, тефлоновые и фторопластовые уплотнения, сварные соединения и т.д. Цементирование проводят цементами таких марок, которые образуют газонепроницаемый, трещиностойкий и коррозионностойкий цементный камень.

Рисунок 1.3 - Конструкции газовых и газоконденсатных скважин

а- типовая конструкция и обозначения, б, в, г - конструкции скважин на Майкопском, Вуктыльском и Уренгойском месторождениях соответственно; L - глубина спуска обсадных колонн; d- диаметр колонны; Д - диаметр долот при бурении; h - высота подъема цементного раствора за колоннами, «н», «к», «т», «э»- индексы, обозначающие направление, кондуктор, техническую и эксплуатационную колонны соответственно.

Герметичность колонны до вскрытия пласта проверяют закачкой в нее воды или воздуха при повышенных давлениях. Во время эксплуатации систематически контролируют герметичность глубинными дебитомерами и термометрией. В местах утечек газа снижается температура и уменьшается расход.

Долговечность и надежность обеспечиваются конструкцией, учитывающей условия эксплуатации. Скважины эксплуатируются до 30 лет и долее при давлениях до 40 МПа и температурах до 473 К, нередко при наличии в газе С02 и Н2S и других агрессивных компонентов. Все эти обстоятельства учитывают при проектировании конструкции скважины. Применяют трубы из специальных сталей, с повышенной толщиной стенок, а также изменяют диаметры труб, толщину цементного кольца и т.д.

Сокращение затрат на проводку и конструкцию скважин - важный резерв снижения себестоимости добычи газа. Затраты на скважины достигают 60-80 процентов затрат на все промысловые сооружения. Поэтому стремятся использовать все достижения научно-технического прогресса для удешевления сооружения скважин.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Состояние техники и технологии добычи газа на месторождении

Газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена: очистка газа от механических примесей и капельной жидкости в сепараторах, компримирование газа на первой ступени (КЦ-2) и затем на второй ступени (КЦ-1), после каждой ступени компримирования производится охлаждение газа в воздушных холодильниках. После ДКС газ с давлением 45 -75 кг/см2 поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Существующая газосборная система Ямбургского ГКМ включает в себя 7 УКПГ, ЭУ-8 Харвутинской площади, и межпромысловые коллектора, по которым газ подается на ГКС1 и 2 для дальнейшего магистрального транспорта. Схемы сбора газа на УКПГ - лучевая и коллекторно-лучевая, диаметры шлейфов - 273, 325 и 530 мм, число скважин в кустах от 3 до 10. ГСС промыслов ЯГКМ характеризуются следующими основными параметрами:

а) УКПГ-1. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 90070 м, самый короткий 2800 м и протяженный 11260 м;

б) УКПГ-2. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 56130 м, самый короткий 2250 м и протяженный 10000 м;

в) УКПГ-3. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 79240 м; самый короткий 790 м и протяженный 10400 м;

г) УКПГ-4. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 219 мм (суммарная протяженность 860м), 273 мм (суммарная протяженность 10000 м), 325 мм (суммарная протяженность 48620 м) и 530 мм (суммарная протяженность 65250м); самый короткий 800 м и протяженный 11260 м;

д) УКПГ-5. Схема сбора - лучевая, диаметр промысловых газопроводов 530 мм с суммарной протяженностью 65440 м; самый короткий 1380 м и протяженный 11260 м;

е) УКПГ-6. Схема сбора - лучевая, диаметры промысловых газопроводов 325 мм (суммарная протяженность 8060 м) и 530 мм (суммарная протяженность 76110 м); самый короткий 3150 м и протяженный 7660 м;

ж) УКПГ-7. Схема сбора - коллекторно-лучевая, диаметры промысловых газопроводов 273 мм (суммарная протяженность 21480м), 325 мм (суммарная протяженность 22170 м) и 530 мм (суммарная протяженность 115870 м); самый короткий 680 м и протяженный 12250 м;

Схема межпромыслового коллектора (МПК) приведена на рисунке 2.1. Диаметры труб шести газопроводов составляют 1420 мм, а перемычки и газопроводы-отводы на УКПГ выполнены из труб диаметром 1020 мм.

Рисунок 2.1 - Схема Ямбургского МПК

По фактическим данным, унос жидкости с УКПГ в МПК составляет до 20 мг/м3 газа, при этом на входе ГКС фиксируется количество 9 мг/м3. Для оценки влияния жидкости на гидравлическое сопротивление был проведён анализ её накопления в коллекторах и полный расчёт гидравлических схем. Поскольку методика расчёта предусматривает определение равновесного истинного влагосодержания, на каждом месячном шаге учитывалось поступление и вынос жидкости на отдельных участках МПК. Полученные в результате данные показывают, что в рассматриваемый период на всех участках коллектора реализуется кольцевой режим течения, истинное содержание жидкости не превышает 0.0002. Изменение общего содержания жидкости в МПК колеблется в пределах от 35 до 50 м3 в зимний и летний периоды соответственно. Эти данные позволяют определить расчётные величины истинного влагосодержания на входе в ГКС с учётом динамики накопления жидкости в системе трубопроводов и её выноса. Проведённый анализ показал, что изменение массы жидкости, накопленной в коллекторе из-за сезонной неравномерности не превышает 7.9 т/мес. (менее 12 процентов) и незначительно отражается на величине истинного влагосодержания на входе в ГКС. Очевидно, эта тенденция будет сохраняться и в последующий период эксплуатации МПК, пока в трубопроводах реализуется кольцевой режим течения.

Установка комплексной подготовки газа УКПГ-5 входит в состав установок сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. УКПГ-5 расположена на территории Надымского района ЯНАО Тюменской области.

В соответствии с проектом разработки в период постоянной добычи отборы газа на УКПГ-5 составляли 26 млрд.м3/год (фактически 32), с 2001 года месторождение перешло в стадию падающей добычи с отбором газа на УКПГ-5 до 20 млрд.м3 в год.

Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, очистка газа от капельной жидкости и механических примесей, компремирование и охлаждение сырого газа, гликолевую осушку, охлаждение сухого газа, регенерацию ДЭГа и метанола.

Осушенный и охлажденный газ подается в подземные межпромысловые коллектора к головной компрессорной станции Ямбургская - системы магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.

Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская, в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-5 в 1997 году вводится в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС) I-я очередь, а в ноябре 2002 года II-я очередь, расположенная перед установкой осушки газа.

В 1999 году введена в эксплуатацию установка огневой регенерации гликоля (ТЭГ). Со времени пуска УКПГ осушка газа производилась ДЭГом, подаваемым по дэгопроводу от УКПГ-2. С 2005 года вновь переведена на ДЭГ. Установка пущена в эксплуатацию 28 января 1988 г.

Товарной продукцией УКПГ-5 является очищенный и осушенный газ в соответствии с ГОСТ 51.40-93.

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

а) среднее пластовое давление11,73 МПа;

б) динамическое давление газа на устье10,3 МПа;

в) температура газа на устье13 - 14 оС

Параметры газа на конец 2004 года:

а) среднее пластовое давление3 МПа;

б) динамическое давление газа на устье2,2 МПа;

в) давление газа на входе в ППА1,6 МПа.

Согласно принятой схеме, газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на УКПГ, где проходит узлы входа шлейфов (ППА) и через систему коллекторов поступает на дожимную компрессорную станцию. На ДКС предусмотрена очистка газа от механических примесей и капельной жидкости, компримирование газа, охлаждение компримированного газа. После ДКС газ с давлением 4,0-5,5 МПа поступает на установку подготовки газа УКПГ.

Подготовка газа осуществляется по схеме гликолевой осушки в абсорберах с последующим охлаждением до температуры минус 2оС. Осушка газа производится на девяти технологических линиях пропускной способностью 10 млн.м3/сут.

Восстановление осушителя - на вакуумных установках огневой регенерации мощностью 60 м3/ч по ДЭГу.

Круглогодичное охлаждение газа до температуры минус 2оС осуществляется с помощью АВО газа и турбодетандерных агрегатов ТДА 10-13 производительностью 10 млн.м3/сут.

В состав УКПГ входят следующие основные объекты и узлы:

а) пункт переключающей арматуры (для приема газа с кустов скважин);

б) обводной коллектор ГО (для пуска газа минуя УКПГ и ДКС);

в) узел подключения ДКС к УКПГ (для приема газа с ГП на ДКС);

г) первая и вторая очередь ДКС (для компремирования газа);

д) установка очистки газа (УОГ - очистка газа от механических примесей и капельной жидкости);

е) блок подготовки топливного и импульсного газа (БПТиИГ - для подогрева топливного и импульсного газа);

ж) компрессорный цех с ГПА (газоперекачивающие агрегаты - элементы ДКС);

з) установка АВО газа ДКС (охлаждение компремированного газа);

и) технологический корпус осушки газа (окончательная очистка и осушка газа);

к) установка АВО газа ГП (охлаждает сухой газ до температуры 0 - минус 20С);

л) КТП АВО газа, КТП ЦПГ, КТП вспомогательных помещений (для энергоснабжения объектов ГП);

м) технологический корпус регенерации ДЭГа (для отделения воды из ДЭГа и подачи последнего на осушку газа);

н) установка печей огневого подогрева ДЭГа (подогрев гликоля для последующего выпаривания воды);

о) установка подогрева теплоносителя (для теплоснабжения ГП);

п) РВС (резервуары водоснабжения) и водонасосная (для запаса воды на ГП);

р) блок-бокс редуцирования газа на собственные нужды (снижение давления газа для потребителяей);

с) установка воздухосборников (для запаса воздуха питания КИПиА);

т) установка отключающих кранов УОК (для подключения к МПК);

у) подогреватель газа (для подогрева газа собственных нужд);

ф) склад ДЭГа, метанола и ГСМ, блок-бокс насосных ДЭГ, метанола и ГСМ (для запаса химреагентов и их перекачки);

х) компрессорная воздуха КИП (для питания приборов КИПиА);

ц) система внутрипромысловых коллекторов (для объединения узлов и агрегатов промысла в единую систему);

ч) система сброса газа на свечу (для опорожнения технологических трубопроводов и аппаратов);

ш) ГФУ (для утилизации промышленных и хозяйственных стоков);

щ) блок подсобно-производственных помещений (для размещения оперативного персонала ГП);

э) аварийная дизельная электростанция (для аварийного энергоснабжения ГП);

ю) ЗРУ (для приема, замера и распределения электроэнергии по КТП );

я) блок вспомогательных помещений (для размещения ремонтного персонала ГП);

2.2 Анализ эксплуатации газовых скважин и факторы, влияющие на их работу

На основании анализа режима работы скважин за период 2000-2002 г.г. были построены диаграммы распределения по значениям их рабочих депрессий и дебитов УКПГ-5. По всему Ямбургскому месторождению, минимальный дебит был отмечен на скважинах эксплуатационной зоны УКПГ-4 (476 тыс.м3/сут), максимальный на скважинах, входящих в зону эксплуатации УКПГ-2 (696 тыс.м3/сут). При этом большинство скважин на Ямбургском месторождении (до 63 процентов) работали в диапазоне с дебитами 500-700 тыс.м3/сут, превышающими проектные значения. На всех УКПГ четко определяется тенденция перехода скважин из диапазонов с высокими дебитами (750-1000 тыс.м3/сут) в среднедебитную категорию. Аналогичная ситуация происходит с распределением скважин по депрессиям. По сравнению с 2001 годом на УКПГ-5 уменьшается число скважин с депрессиями 4-6 атм и большинство эксплуатационного фонда работает с депрессиями 1.5-4 атм. Это вызвано общим сокращением годового отбора в 2002 году на 17млрд.м3.

По результатам проведенного выше анализа эксплуатации скважин, а также по данным их газодинамических исследований, геологической службой ЯГД устанавливается технологический режим работы скважин на предстоящий квартал текущего года.

Проект этого технологического режима работы скважин представляется на согласование во ВНИИГАЗ, после чего поступает на утверждение руководству ОАО «Газпром».

Тщательный анализ поступающих на согласование материалов показал, что в зимний период технологический режим работы скважин устанавливается по отдельным скважинам с превышением допустимых депрессий на пласт. По некоторым участкам отборы газа превышали проектные величины.

В представленном на утверждение технологическом режиме работы скважин по УКПГ-1-7 и на 2003 год приведены основные геолого-технические данные по всему действующему фонду скважин, их эксплуатационные характеристики на конец предыдущего квартала. Например, по оптимальному технологическому режиму за 3 квартал 2003 года отбор может составить 30.9 млрд.м3. По допустимому технологическому режиму по всем УКПГ он составляет 36.7 млрд.м3 за квартал. Таким образом, в технологическом режиме, представляемым ООО «Ямбурггаздобыча», даны только крайние значения возможных отборов. По дополнительной информации, запрошенной нами у ООО «Ямбурггаздобыча», среднесуточные помесячные отборы газа составили: за июль-338 млн.м3/сут; за август - 350 млн.м3/сут; за сентябрь - 389 млн.м3/сут. Всего за 3 квартал отбор газа из сеноманской залежи составляет 33 млрд.м3, что соответствует плановому заданию, утвержденному ОАО «Газпром» на 3 квартал 2003 года.

Проектом предусматривалась добыча в этот период в объеме 34.6 млрд.м3. По нашим же оценкам, с учетом фактического обустройства месторождения (с вводом вторых очередей ДКС), выбытием эксплуатационного фонда скважин и отставанием ввода новых, максимальный отбор газа в 3 квартале мог бы составить 34.1млрд.м3, что ниже проектного уровня всего на 0.5 млрд.м3.

Из вышеизложенного следует, что для экспертизы представляемого технологического режима работы скважин полученной информации недостаточно. В связи с этим необходимо разработать отраслевой стандарт по составлению и предоставлению технологического режима работы скважин с полным объемом используемой информации.

Для этих целей, прежде всего, должны регулярно проводиться замеры пластового давления, газодинамические исследования скважин и специальные по установлению критериев, ограничивающих их по эксплуатации. При наличии указанной информации можно предложить следующий порядок расчета технологического режима работы скважин:

а) За рассматриваемый период необходимо установить снижение пластового давления по каждой скважине. Это может быть сделано путем экстраполяции фактической кривой падения пластового давления с привязкой на конкретную дату. Можно использовать также зависимость Рпл/Z от суммарного отбора по скважинам куста;

б) С учетом полученных критериев, ограничивающих эксплуатацию скважин, определяется рабочий дебит, депрессия на пласт и устьевое давление;

в) Так как скважины куста работают в общий шлейф, на основании выполненных расчетов устанавливается необходимое давление на его входе. При этом скважины, имеющие Ру ? Рвх.ш, эксплуатируются без ограничения;

г) Для скважин, в которых Ру> Рвх.ш, потребуется установка регулируемых штуцеров, чтобы обеспечить необходимый перепад давлений между устьем и входом в шлейф. Здесь Ру - устьевое давление; Рвх.ш - давление на входе в шлейф.

На технологический режим влияет множество факторов, и поэтому при недостаточном изучении каждого из них установленный режим оказывается неправильным. Для установления обоснованного технологического режима необходимо учесть:

а) географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты; форму, тип, размеры и режим залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа, конденсата и нефти, наличие и активность подошвенных вод;

б) составы газа, конденсата, воды и нефти, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, H2S, CO2, ртути и др.; присутствие органических кислот в пластовой воде; физико-химические свойства газа, конденсата, нефти и воды и их изменение по площади и по разрезу; влагосодержание газа;

В заключение можно отметить, что особенно актуальна проблема эксплуатации скважин, объединенных в кусты, в период падающей добычи газа в условиях водо- и пескопроявления. В это время потребуется проведение тщательного анализа и необходимых расчетов по всем кустам с целью выдачи рекомендаций по режиму эксплуатации скважин и возможной реконструкции системы сбора газа.

2.3 Применяемые методы борьбы с осложнениями и их эффективность

Для перечисленных выше факторов, предопределяющих режим эксплуатации газовых скважин Ямбургского месторождения, необходимо использовать следующие аналитические выражения критериев технологических режимов:

а) dP/dR=const, т.е. режим постоянного градиента, обеспечивающий эксплуатацию без обводнения скважин подошвенной водой;

б) P=Рпл-Рз=const, т.е. режим постоянной депрессии на пласт, обеспечивающий эксплуатацию без обводнения скважин подошвенной водой;

К настоящему времени не разработаны какие-либо надежные способы устранения влияния этих факторов, существенно ограничивающих производительность газовых скважин и надежность их устойчивой эксплуатации. Предложенные различные технологии по укреплению призабойной зоны носят временный характер.

Имеющиеся теоретические разработки и практические попытки создания искусственных непроницаемых экранов для изоляции подошвенных вод также оказались ненадежными и не гарантируют длительной безводной эксплуатации газовых скважин.

В условиях разрушения призабойной зоны пласта обоснование технологического режима работы скважин сводится не к их эксплуатации без разрушения пласта, а к определению режима эксплуатации с указанием того, с какой интенсивностью должно происходить разрушение. При этом необходимо учесть производительность скважин, условие выноса продуктов разрушения на поверхность, различие давления в скважинах, подключенных к одному коллектору и опасность обводнения скважин подошвенной водой.

Принятые по скважинам Ямбургского месторождения допустимые депрессии с позиции разрушения призабойной зоны носят чисто условный характер, свидетельством этого является превышение дебита скважин над дебитом, предусмотренным технологическим режимом почти в два раза при необходимости обеспечения запланированного отбора газа из отдельных зон залежи.

Процесс образования конуса подошвенной воды является нестационарным и все предложенные к настоящему времени аналитические методы определения безводного дебита газовых скважин базируются на стационарности конуса и поэтому пригодны только для конкретного момента времени. Причем при получении аналитической зависимости между допустимой депрессией на пласт и безводным дебитом приняты также упрощенные условия, которые могут существенно отличаться от реальных.

Технологические режимы скважин Ямбургского месторождения будут обосновываться разрушением призабойной зоны пласта и обводнением подошвенной водой.

По мере подъема ГВК сократиться расстояние между ГВК и нижними отверстиями интервала перфорации и это приведет к необходимости уменьшения величины допустимой депрессии или более быстрому обводнению скважин. При сохранении прежней депрессии, следует частично изолировать интервал перфорации. Наиболее рациональным вариантом по толщине изолируемого интервала является оптимальная величина вскрытия пласта. При отсутствии такой возможности сохранить хотя бы текущее относительное вскрытие пласта. Это означает, что интенсивность подъема ГВК и увеличение изолированного уровня интервала перфорации должно быть синхронным.