С учетом периода пробной эксплуатации скважин на 01.01.2015 из разрабатываемых объектов отобрано 6949 млн. м3 газа и 995 тыс. т стабильного конденсата или соответственно 21,0 % и 19,1 % от начальных запасов (категория С1), числящихся на государственном балансе РФ. Распределение отборов газа по объектам нижнемеловых отложений свидетельствуют о неравномерности выработки запасов по разрезу. Наиболее интенсивно добыча газа осуществлялась из I объекта эксплуатации, по которому отобрано 70,8 % от начальных балансовых запасов (категория С1). Разработка II объекта эксплуатации до апреля 2003 г. осуществлялась совместно с I объектом одной разведочной скважины № 893Р, в настоящее время отбор составляет 111 млн. м3 или 11,8 % от разведанных запасов (категория С1). Из газоконденсатных залежей III-V объектов накопленный отбор газа составил 3611 млн. м3 газа, включая 537 млн. м3 добытых разведочными скважинами или 13,0 % от начальных запасов (категория С1). При этом основной отбор газа из газоконденсатных залежей осуществлялся в III объекте эксплуатации, который составил 2097 млн. м3 или 13,8 %, по IV и V объектам отбор газа составляет 700 или 11,4 % и 814 или 13,2 % соответственно. Максимальный фактический темп отбора газа по III объекту составил 1,2 %, по IV объекту – 3,1 % и по V объекту – 1,4 % от начальных разведанных запасов.
2.7 Анализ технологических режимов эксплуатации скважин
Фактические параметры работы скважин, свидетельствуют, что при сложившемся в настоящее время технологическом режиме работы дебит газа по скважинам I эксплуатационного объекта изменяется от 49,34 (скважина № 223) до 75,71 тыс. м3/сут (скважина № 221) и в среднем на 01.01.2015 составляет 64,48 тыс. м3/сут при депрессии на пласт 0,72 МПа.
Работа газоконденсатных скважин осуществляется при средней депрессии на пласт 8,0 МПа по III объекту при среднем дебите скважин 88,5 тыс. м3/сут.
Средние по УКПГ потери пластовой энергии при движении в системе пласт- скважина III-V эксплуатационных объектов составляют 11,3 МПа, из которы х 70 % затрачивается при движении газа в призабойной зоне, 30 % по стволу скважин и 16 % в системе сбора.
Обводнение газоконденсатных скважин прогрессирует со снижением текущего пластового давления. Полностью предотвратить поступление воды в скважины возможно только при проведении капитального ремонта. При этом преждевременная остановка скважин в ожидании проведения работ по водоизоляции притока не желательна поскольку приведет к снижению вероятности их последующего запуска и уменьшению эффективности ремонта.
Газовые скважины
В настоящее время все действующие скважины I объекта эксплуатируются в режиме накопления жидкости на забое, что подтверждается проведенными в 2011 г. геофизическими исследованиями.
Значение минимально допустимого дебита газа, позволяющего не допускать скопление жидкости на забое скважин, зависит, прежде всего, от величины забойного давления и диаметра лифтовой колонны. Все действующие скважины I объекта эксплуатации оборудованы лифтовой колонной диаметром 73 мм, при чем во всех скважинах башмак НКТ значительно выше интервалов перфорации . Таким образом, низкая скорость газа в эксплуатационной колонне обуславливает накопление жидкости на забое.
Наличие жидкости на забое, прежде всего, оказывает отрицательное влияние на продуктивность скважин, а также вносит погрешность при пересчете статического давления на глубину перфорации, занижая пластовое давление.
При оценки забойного давления при отработке (остановке) скважины необходимо спускать прибор на уровень пласта.
Полностью избежать скопления жидкости на забое скважин возможно только после капитального ремонта.
Так, например, расчеты показывают, что эксплуатируемые на данный момент лифтовые колонны (диаметром 73 мм) способны извлекать конденсационную воду только при спуске до забоя скважин.
Газоконденсатные скважины
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.