«Анализ подъёма гвк по вынгаяхинскому гм. Методы контроля текущего положения гвк и прогнозирование обводнения скважин. Эксплуатационные риски и пути их снижения»

Егорин И.А., Смольников В.Е.

ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Вынгаяхинский газовый промысел

Вынгаяхинское и Еты–Пуровское месторождения разрабатываются в комплексе Вынгаяхинского газового промысла. На текущий момент оба месторождения находятся в стадии постоянных отборов и являются «месторождениями – регуляторами» с возможностью изменения добычи в пределах от минимальных объемов до предельно – допустимых и в периоды повышенных отборов принимают на себя все пиковые нагрузки ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

По истечении нескольких лет их комплексной эксплуатации были выявлены некоторые отклонения от проектных значений ряда геолого-технических и технологических параметров, возник ряд серьёзных проблем, основные из которых:

1. Разные темпы снижения давления ВЯГМ и ЕПГМ приводят к необходимости дросселяции скважин ВЯГМ, что ставит под сомнение возможность эксплуатации обоих месторождений одной ДКС;

2. Неравномерный подъём ГВК на ВЯГМ и как следствие преждевременное обводнение скважин.

Для проведения системного контроля за разработкой на месторождении имеется сеть наблюдательных скважин. Всего проектом предусмотрено 11 скважин. Анализ динамики изменения пластового давления, реакции пьезометрических скважин на процесс разработки, результатов геофизических исследований скважин свидетельствует о проявлении активного упруговодонапорного режима работы залежи.

Столкнувшись с преждевременным обводнением скважин 1111 и 1132 выходом их из строя, мы пришли к выводу, что существующая система наблюдательных скважин не информативна при прогнозировании обводнения эксплуатационных скважин. По результатам ПГИ проведенных 28.05.13г. по скважине 1Н, которая является наблюдательной за положением текущего ГВК для КГС №№ 5, 13, уровень текущего ГВК отмечается на расстоянии 12 метров, от нижних отверстий интервала перфорации скважины 1132. Так же интересна ситуация со скважиной 1052, наблюдательной для которой является так же 1Н. По результатам ПГИ уровень текущего ГВК отмечается в нижнем интервале перфорации, но признаков обводнения по скважине не выявлено.

На основании изложенного выше, в принципе можно прийти к заключению, что использовать материалы ПГИ по существующей системе наблюдательных скважин при прогнозировании обводнения и планирования ГТМ не корректно. Попробуем разобраться в сложившейся ситуации на участке скважины 1Н и КГС 5, 13.

Рассчитаем высоту столба конуса по скважине 1052, используя гидростатическую формулу. Плотность пластовой воды составляет 1,017 г/см³. Плотность газа, при термобарических условиях пласта, составляет 0,0405 г/см³. Депрессия на пласт, при среднем дебите в этот период 450 тыс. м³/сут., составила 1,3 ат. Подставляем все это в формулу 1,3 = (Н_КОНУСА* (1,017 – 0,0405))/10. Выразив эту формулу через высоту конуса (Н_КОНУСА), получаем 13,4 метров. С учетом капиллярных давлений, для известной проницаемости, высота переходной зоны составляет около 1 – 1,5 метров. В сумме имеем около 15 метров высоты конуса. Переведем все это в абсолютные отметки и получаем новое значение ГВК (-694.6 метра). Это ниже перфорационных отверстий в скважине 1052, но лишь незначительно (около 3-х метров).

Конечно же, при таком положении ГВК в районе КГС 5, то в скважине 1052 первые признаки пластовой воды в продукции скважины определённо присутствовали бы. Но этого не происходит, и скважина абсолютно нормально работает в безводном режиме. Если выводы геофизиков в отношении текущего положения ГВК, в принципе подтверждаются расчётным путём и на момент прорыва пластовой воды, реальный уровень ГВК находился на 12 метров, ниже самых глубоких перфорационных каналов, тогда почему же все-таки произошло обводнение скважины 1132? Попробуем ответить на этот вопрос, заглянув в историю работы скважины. Прорыв воды в скважину произошел на пике ее расхода (540 тысяч м³/сут.). Именно этот период эксплуатации для скважины оказался критическим, поскольку при этом расходе превышен рекомендованный проектом, уровень депрессии на пласт. Подобная ситуация уже возникала годом ранее по скважине 1111.

Причина понятна – это является не следствием не равномерного подъема ГВК, а нарушение оптимального технологического режима эксплуатации.

В этом ключе, поведём анализ работы фонда скважин месторождения при уровнях отбора газа 2012 года. Как видно средний дебет одной скважины составил 490,0 тыс. м³/сутки, а средней депрессия на пласт 1,33 атм., что на 50 % превышает рекомендованное проектом. Примерно 60 % эксплуатационного фонда скважин работает с превышением этого показателя. Логичный выход из ситуации - произвести перераспределение нагрузки! Но поскольку эксплуатация месторождения осложнена необходимостью дросселяции скважин Вынгаяхинского месторождения для обеспечения требуемых объёмов добычи газа с Еты–Пуровского месторождения, при этом в периоды пиковых нагрузок перепад давления составляет от 15 – 22 атм., при таких условиях ни о каком перераспределении речи и быть не может.

По результатам проводимых ГДИ был рассчитан оптимальный технологический режим. При сохранении рекомендуемых проектным документом значений депрессии на пласт (0,89 атм.), учитывая имеющееся количество скважин (33), годовой уровень отбора газа по месторождению не должен превышать 4,5 млрд. м³, при этом средний дебет 1 скважины должен составлять 373,3 тыс. м³/сутки.

Основной вопрос – как продлить период безводной разработки участка или залежи в целом и в первую очередь скважин, где риски подхватить пластовую воду самые высокие? Ответ вытекает из приведенных выше рассуждений и анализа материалов исследования скважины 1052 … необходимо соблюдать определенный режим в скважине и в первую очередь необходим контроль за депрессией – не более 0,89 атм. И особо внимательно к соблюдению этого условия необходимо относится при разработке краевых зон, где нет такого запаса газонасыщенных мощностей как в центральной части залежи, но имеются достаточно большие площади дренируемых участков.

Как из любой ситуации выходов может быть множество, но рациональных из них два:

1. снижение годового отбора газа по месторождению в частности и промыслу соответственно (но это усугубит ситуацию с существующим перекосом давлений, из-за снижения темпов падения по Вынгаяхинскому ГМ);

Расход газа на Еты–Пуровском ГМ сильно зависит от входного давления в ЦВС. Для обеспечения требуемых входных давлений производится дросселяция скважин Вынгаяхинского ГМ, где величина дросселя определяется разницей устьевых давлений Вынгаяхинского ГМ и Еты – Пуровского ГМ с учетом потери давления в газосборных путях и МПГ.

2. строительство ДКС на Еты – Пуровском ГМ, что также не решает проблему разницы снижения пластового давления между месторождениями;

3. сохранение или увеличение требуемых уровней отбора газа за счёт бурения дополнительного фонда скважин, тем более что на месторождении имеются части залежи, не охваченные разработкой.

Если обратиться к истории составления проектных документов, то в первом проекте разработки Вынгаяхинского ГМ предусматривалось 4 варианта, с уровнями добычи газа 4,0; 5,0; 6,0 и 7,0 млрд. м³ в год с фондом эксплуатационных скважин 26, 33, 39 и 45 соответственно. Согласно предложенных институтом вариантов при уровне добычи 2012 года (5,902 млрд. м³), фонд эксплуатационных скважин должен составлять 39, а не 33 имеющегося фонда!? Тем более что запасы газа увеличились ~ 15 %!