Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 61

зовались благоприятным уровнем ТЭП; удельные затраты (капитальные вложения и себестоимость) в добычу газа в это время были в 2,1-2,5 раза ниже проектных и среднеотраслевых. Одним из основных факторов, обеспечивающих этот уровень, явилось внедре­ние прогрессивных научно-технических решений; благодаря их вне­дрению месторождение было выведено на проектную мощность ус­коренными темпами с минимальными затратами. В целом сеноман-ская залежь Уренгойского месторождения разрабатывается эффек­тивно; вложенный объем капитальных затрат окупился дважды уже к моменту достижения проектного уровня; ко времени перехода на ры­ночные отношения полученная прибыль в три раза превысила объем капитальных вложений.

В последние годы в связи с переходом месторождения на ста­дию падающей добычи более остро, чем ранее, встают проблемы, ха­рактерные для поздней стадии разработки.

Одним из важнейших вопросов на стадии падающей добычи яв­ляется обоснование коэффициента конечной газоотдачи В связи с этим необходимо дальнейшее совершенствование методов оценки дренируемых запасов по данным разработки в условиях проявления водонапорного режима и определения запасов остаточного газа в об-воднившейся части пласта.

В течение последних лет постоянно растет число скважин, вы­носящих воду и мехпримеси. Для предотвращения разрушения при-забойной зоны и выноса песка на поверхность впервые на сеноман-ских залежах проведено оборудование забоев скважин специальными проволочными фильтрами с гравийной набивкой. Результаты иссле­дований скважин показали полное отсутствие песка в добываемом газе.

В настоящее время ведутся работы по совершенствованию тех­нологии создания фильтров с целью снижения негативного воздейст­вия на призабойную зону пласта при проведении ремонта. Техноло­гия обустройства забоев скважин фильтрами должна разрабатываться одновременно с задачей эксплуатации скважин в условиях обводне­ния.

Учитывая, что фонд эксплуатационных сеноманских скважин превышает 1100 единиц, ведутся специальные исследования по опре­делению условий разрушения пласта с целью подготовки рекоменда­ций по установлению технологических режимов работы скважин,

140


обеспечивающих целостность призабойной зоны пласта. Результаты работы могут быть в дальнейшем использованы на Ямбургском и За­полярном месторождениях.

Другой важной проблемой эксплуатации скважин в поздний пе­риод в условиях водонапорного режима является появление воды в добываемой продукции. Результаты работ, проведенных совместно со специалистами ПО "Уренгойгазпром" и ТюменНИИГипрогаза, по­казали, что причиной появления пластовой воды в продукции сква­жин является не только подъем текущего газоводяного контакта до нижних отверстий интервала перфорации, но во многих случаях и некачественный цементаж эксплуатационных колонн в интервале перфорации и ниже. Проведенный анализ всего фонда показал, что для значительного числа скважин необходимо проведение ремонта с изоляцией заколонного пространства.

В случае необходимости удаления жидкости и мехпримесей с забоев эксплуатационных скважин должна производиться замена лифтовых труб на трубы меньшего диаметра, осуществляться перио­дическая продувка скважины при снижении ее продуктивности вследствие образования столба жидкости на забое; должны использо­ваться устройства для периодического удаления жидкости из сква­жин.

Увеличение объемов ремонтных работ в условиях снижения пластового давления ниже 70-50 кгс/см2 выявило еще одну проблему - загрязнение призабойной зоны пласта при ремонтах. Применение традиционных жидкостей для глушения и ремонта скважин приводит к значительному проникновению фильтрата в пласт. Кроме того, по­ниженное пластовое давление приводит к проникновению твердой фазы в призабойную зону пласта. В результате последующего освое­ния не всегда удается полностью восстановить первоначальную про­дуктивность. В связи с этим все шире для ремонта сеноманских за­лежей применяются специальные жидкости. Цель их использования -временное блокирование призабойной зоны на время ремонта. Для этого в настоящее время наиболее перспективным является примене­ние пенных систем (разработка технологии СевКавНИПИГаза). Предложенная технология позволяет вести ремонт без потери про­дуктивности при пластовом давлении ниже 10 % от гидростатическо­го.