2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

Семноманская залежь

По состоянию на 01.01.2014 общий фонд сеноманских газовых скважин Заполярного НГКМ составил 533 единицы (таблица 2.1, рисунок 2.1), в том числе 488 эксплуатационных, 37 наблюдательных и восемь поглощающих. В 2012 г. приняты на баланс шесть сеноманских скважин  УКПГ-3С ( 3322, 3323, 3331, 3332, 3333, 3343) (таблица 2.2).

Таблица 2.1 - Динамика и состояние общего фонда сеноманских газовых скважин на Заполярном НГКМ по состоянию на 31.12.2013

Категория скважин	Год
	2008	2009	2010	2011	2012	31.12.2013
Общий фонд скважин, ед.	490	490	497	527	533	533
Эксплуатационный фонд, ед.	446	446	452	482	488	488
Действующий фонд, ед.	434	446	446	476	488	488
Бездействующий фонд, ед.	12	0	0	0	0	0
Ожидающие подключения, ед.	0	0	0	6	0	0
В консервации, ед.	0	0	0	0	0	0
Наблюдательный фонд, ед.	36	36	37	37	37	37
Поглощающие скважины, ед.	8	8	8	8	8	8

Рису нок 2.1 – Распределение фонда скважин Заполярного НГКМ на 31.12.2013

Таблица 2.2 - Фонд скважин сеноманской залежи Заполярного НГКМ

УКПГ	Общий	Эксплуатационный фонд					Наблюдательный/ пьезометрический		Поглощающий		НЗС
		Всего	Действующий		Ожидающих подключения и дополнительных работ	Бездействующий					Всего
			скважин	кустов
УКПГ-1С	163	146	146	29	0	0		14		3		0
УКПГ-2С	185	171	171	28	0	0		11		3		0
УКПГ-3С	185	171	171	30	0	0		12		2		0
Сеноман	533	488	488	87	0	0		37		8		0

Наблюдательный фонд составляет 37 скважин (7 % от общего фонда). Восемь (2 %) сеноманских скважин относятся к поглощающим.

Распределение действующих скважин (рисунок 2.2) по участкам УКПГ выглядит следующим образом:

- УКПГ-1С - 29,92 %;

- УКПГ-2С - 35,04 %;

- УКПГ-3С - 35,04 %.

35,04%

35,04%

29,92%

Рисунок 2.2 - Распределение действующих скважин по участкам УКПГ

Нижнемеловые залежи

Эксплуатационное разбуривание газоконденсатных залежей нижнемеловых отложений Заполярного месторождения осуществлялось в период с 2007 по 2012 гг. Бурение велось высокими темпами, достигая 38 ед. в год (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3- Динамика бурения и ввода в эксплуатацию газоконденсатных скважин

Основная часть эксплуатационных скважин (более 85 %) пробурены наклонно-направленным способом с субгоризонтальным окончанием протяжённостью 300 м. Все скважины оборудованы лифтовыми колоннами диаметром89 мм. Башмак НКТ в 92 % скважин расположен над интервалом перфорации и в 8 % частично его перекрывает.

Ввод скважин в эксплуатацию осуществлялся исходя из динамики запуска установок по подготовке газа и конденсата к дальнейшему транспорту. Промышленное освоение нижнемеловых отложений месторождения началось с севера площади газоносности, с ввода в эксплуатацию в 2011 г. УКПГ-2В, а с октября 2012 г. в работу запущена вторая установка УКПГ-1В. Помимо указанных двух установок, переработка скважинной продукции также осуществляется на УПМТ-15С, конденсатосодержащий газ на которую по состоянию на 01.01.2013 поступает с одной скважины (242) 24 куста.

По состоянию на 01.01.2013 общий фонд газоконденсатных скважин, числящихся на балансе ООО «Газпром добыча Ямбург», составил 144 ед., из которых - 139 эксплуатационных и пять - находятся в консервации (таблица 2.3). Выработка запасов углеводородов в настоящее время осуществляется 136 скважинами, из которых 84 ед. осуществляют добычу конденсатосодержащего газа из I объекта эксплуатации, 52 – из II объекта. В простое находятся три скважины (20303, 241 и 244), одна из которых (скв. № 20303) требует проведения капитального ремонта вследствие заколонноговодоперетока из пласта БТ₅, ожидает подключения скв. 244, а скв. 241 находится в резерве.

Сложившийся таким образом коэффициент использования фонда на начало 2013 г. составил 0,98 ед., что удовлетворяет предъявляемым требованиям «Правил охраны недр».

Таблица 2.3 – Характеристика пробуренного фонда газоконденсатных скважин

Кроме скважин, находящихся в бездействии, различные дефекты обнаружены и в значительной части действующих скважин. Так, в настоящее время присутствие пластовой воды в стволе, по данным ГХИ отмечается и в скважине 20202, а еще в 15 скважинах (скв. 11901, 20101, 20901 , 11202, 11206, 11406, 11507, 11606, 12003, 12304, 20504, 20902, 20904, 21001) (рисунок 2.4) отмечается не удовлетворительное качество цементирования нижней части эксплуатационной. По результатам методов термометрии и шумометрии в подавляющем количестве скважин также выявлены заколонные движения флюида, свидетельствующие о перетоках газа в данный период разработки из продуктивных пластов в вышезалегающие водоносные пласты по негерметичному цементному кольцу. Как показывает практика эксплуатации таких скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях, при снижении рабочего давления в стволе ниже, чем давление в водонасыщенных пластах, по заколонному пространству и через негерметичность эксплуатационных колонн, начинается поступление в скважину пластовой воды. В результате, из-за скопления жидкости на забое происходит снижение продуктивности скважин, а при ее остановке, вода проникает в продуктивный пласт и последующий запуск скважин, после проведения ремонтных работ, затруднен или практически невозможен. Принимая во внимание указанные обстоятельства, можно предположить, что скважины с данными дефектами, особенно с горизонтальными окончаниями из-за их конструктивных особенностей, будут наиболее подвергнуты риску обводнения вследствие водопритока_.

Рисунок 2.4– Распределение скважин по качеству цементирования

нижней части обсадной колонны (в кровле горизонта ВТ_6-8)

С начала промышленной разработки месторождения капитальный ремонт выполнен в одной скважине 20102, после которого скважина была запущена в эксплуатацию. Причиной проведения операций явился прихват ГНКТ с геофизическим прибором при проведении ГИС.