Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 8

Основным условием, позволяющим осуществлять стабильную эксплуатацию скважин в условиях водопротока, является обеспечение полного и непрерывного выноса жидкости с забоя скважины. Выполнение данного условия возможно при обеспечении на забое скважин скоростных режимов, превышающих критические, ниже которых происходит накопление жидкости в стволе скважины. На уровне воронки НКТ скорость потока превышает критическую для всех скважин, кроме скважины № 501. данная скважина за 2010-2011 гг. не способна производить вынос продукции вследствие низких скоростей в колонне скважины.

В связи с отсутствием расходометрии на скважинах авторами принято решение по перераспределению отборов между скважинами № 402 и 501, так как аналитическое распределение дебитов, приводимое в ежемесячных эксплуатационных рапортах в отсутствие фактических замеров, не позволяет учесть изменения продуктивности и темпа пластового давления. Кроме того, во всех скважинах башмак НКТ находится значительно выше уровня забоя, что приводит к скоплению жидкости в эксплуатационной колонне.

2.8 Сопоставление проектных и фактических технологических показателей, анализ причин несоответствия и обоснование целесообразности их корректировки

До 2010 г. по всем эксплуатационным объектам наблюдаются значительные отклонения от проекта, что в большей степени обусловлено отставанием по вводу добывающих скважин (III-V объекты), осложнениями при эксплуатации скважин и влиянием сеноманского промысла на работу скважин I объекта.

Газовые залежи

Действующий в период 2007-2009 гг. проектный документ, выполненный ООО НПФ «Бинар», учитывал постепенное наращивание добычи газа из залежей I объекта 253 млн. м3 в 2007 г. до 289 млн. м3 к 2009 г. за счет приобщения пластов ПК19 и ПК20 и увеличения депрессии на пласт. Фактически это не было реализовано, вследствие чего отклонение по годовой добыче газа по I эксплуатационному объекту к 2009 г. составило мин ус 35 %. Согласно утвержденной в 2010 г. «Технологической схеме...» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)  разработка I объекта продолжается за счет существующего фонда скважин без приобщения к разработке пластов ПК 19 и ПК20. Как видно из представленной таблицы, отклонение по годовой добыче газа в 2010 г. составило 8 %, однако, наблюдаются значительные расхождения по пластовому и устьевому давлению. По результатам исследований, выполненных в 2010-2011 г., по всем газовым скважинам выявлено, что основной причиной отклонений по давлениям является скопление жидкости на забое.

Фактические показатели разработки I эксплуатационного объекта на 01.01.2015 в сравнении с проектными имеют следующие отклонения:

Отклонение показателей добычи газа в текущем году от проектных величин объясняется тем, что скважина № 896р простаивала с января по июль 2012 г. включительно.

Газоконденсатные залежи

С момента утверждения «Технологической схемы...» в 2010 г. фактические показатели соответствуют утвержденным в пределах небольшой погрешности (около 5 %). Отклонения значений среднего устьевого давления по скважинам связаны со значительной дифференциацией показателей работы скважин различных эксплуатационных объектов и погрешностью замеров устьевого давления при наличии пластовой воды в продукции скважин.

К концу 2014 г. средний дебит скважин составил 106 тыс. м3/сут, что ниже проектного на 13,0 %. Фактическая добыча газа и деэтанизированного конденсата на 01.01.2015 составила 166,5 млн. м3 и 24,4 тыс. т, что ниже проектной величины на 79,2 % и 87,7 % соответственно. Столь значительная погрешность в показателях разработки по сравнению с проектными величинами связана с тем, что по состоянию на 01.01.2015 в эксплуатации находятся пять наклонно-направленных скважин, что более чем в три раза меньше числа скважин предусмотренных действующим проектом разработки.