Общие сведения о месторожденииРассматриваемое нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. В географическом отношении месторождение находится на севере Западно-Сибирской равнины, в северо-западной части Пур-Тазовского междуречья.Запасы углеводородов месторождения формируют 2 комплекса резервуаров: верхний – является преимущественно газоносным и приурочен к верхнемеловым отложениям; нижний – нефтегазоконденсатный, приурочен к валанжинским отложениям. В верхней части туронских отложений залегает песчано-алевритовый пласт Т толщиной до 35 м, в котором в присводовой и сводовой частях структуры залегает газовая залежь. Основные запасы газа месторождения связаны с отложениями сеноманского яруса. Покрышкой для сеноманской газовой залежи являются глины туронского яруса.Сеноманская газовая залежь вскрыта на а. о. от минус 1076,4 (в скважине № 20704 неокомского фонда) до 1317,9 м. Продуктивная толща сеномана представлена чередованием песчаных и алевролито-глинистых пластов различной толщины, неоднородных по составу. В разрезе преобладают песчано-алевритовые породы, являющиеся коллекторами газа. Эффективная газонасыщенная толщина по скважинам изменяется от 2,5 (скважина № 113) до 190,6 м (скважина № 3057), в среднем по залежи составляя 68,1 м. В соответствии со структурным планом и принятым положением ГВК зона распространения наибольших значений эффективных газонасыщенных толщин расположена в сводовой части структуры.При разведке промышленная продуктивность установлена по данным испытания в 20 скважинах. Испытывались в основном нижние приконтактные части разреза. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты газа составили от 300 до 844 тыс. м3/сут. на шайбах 22–25 мм при депрессиях от 0,02 до 1,70 МПа. Газоводяной контакт по комплексу ГИС прослеживается на отметках от минус 1305,8 (скважина № 62, кровля водонасыщеного прослоя) до минус 1317,9 м (скважина № 68, подошва газонасыщенного прослоя), что подтверждается также испытаниями скважин. Наблюдается погружение контакта в северо-восточном направлении. Залежь является массивной, водоплавающей, в соответствии с установленным положением ГВК высота залежи 237 м, размеры 30,0 x 47,2 км.Основные характеристики сеноманской залежи НГКМ представлены в таблице 1. Таблица 1. Основные характеристики сеноманской залежи НГКМЗалежьгазоваяТип залежимассивная, водоплавающаяГлубина залегания пласта в своде, м глубина1124,2а. о.– 1076,4Высотное положение ГВК (а. о.), м– 1305,8 (– 1317,9)Размеры залежи длина, км51,0ширина, км30,5высота, м236,4Газонасыщенная толщина, м среднее значение68,7предел изменения2,5–190,6Пределы изменения дебитов газа по скважинам, тыс. м3/сут.до 1243,4 (по данным исследованийэксплуатационных скважин)Среднее значение пористости, % по результатам исследований керна32,3по результатам ГИС32,6Среднее значение проницаемости, мкм2 по результатам исследований керна701,4 · 10–3по результатам ГИС911,7 · 10–3Средняя пластовая температура, °С28 На рисунке 1 показан геологический разрез сеноманской газовой залежи рассматриваемого месторождения по линии скважин №№ 16-3200-3156-3166-3121-2011-104-2070-88-1066-35-18-1191-50-66-63. Рисунок 1. Геологический разрез сеноманской газовой залежи рассматриваемого месторождения по линии скважин №№ 16-3200-3156-3166-3121-2011-104-2070-88-1066-35-18-1191-50-66-63 Газ сеноманской продуктивной толщи имеет метановый состав с очень незначительным содержанием тяжелых углеводородов. Относительный удельный вес газа по воздуху составляет 0,56. Среднекритические параметры, рассчитанные для среднего состава газа: давление 4,632 МПа, температура минус 82,5 °С. Коэффициент сверхсжимаемости газа равен 0,836 и соответствует термобарическим параметрам сеноманской залежи до начала ее разработки.Начальные геологические запасы газа сеноманской залежи в результате пересчета запасов в 2008 году оценены в объеме 2821,6 млрд. м3 (категории А + В + С1). По запасам газа месторождение относится к категории уникальных. По запасам газа в международном рейтинге газовых месторождений оно занимает пятое место.Анализ текущего состояния разработкиОбъектом анализа является сеноманская газовая залежь ПК1, которая находится в промышленной эксплуатации с сентября 2001 года.Разработка залежи находится в стадии постоянной добычи газа в условиях проявления упруговодонапорного режима.Суммарный отбор газа по состоянию на 01.01.2024 г. – 1465,30 млрд. м3, что составляет 58,5 % от начальных геологических запасов.Общий фонд сеноманских газовых скважин НГКМ составляет 533 ед. (рис. 2), из них:эксплуатационных скважин – 488 ед.,наблюдательных скважин – 37 ед.,поглощающих скважин – 8 ед. Рисунок 2. Состояние фонда сеноманских газовых скважин НГКМ на 01.01.2024 г. Из 488 скважин эксплуатационного фонда все скважины являются действующими.Динамика фонда скважин за период с 01.01.2020 г. по 01.01.2024 г. приведена таблице 2. Таблица 2. Динамика фонда скважин НГКМ за период с 01.01.2020 г. по 01.01.2024 г.Фонд скважинПериод эксплуатации01.01.202001.01.202101.01.202201.01.202301.01.2024Общий фонд скважин, ед.533533533533533Эксплуатационный фонд, ед.488488488488488Действующий фонд, ед.488488488488488Бездействующий фонд, ед.00000Ожидающие подключения, ед.00000В консервации, ед.00000Наблюдательный фонд, ед.3737373737Поглощающие скважины, ед.88888 Из таблицы видно, что по состоянию на 01.01.2024 г. количество скважин эксплуатационного фонда не изменилось, бездействующие скважины отсутствуют.Анализ проблем и осложнений фонда скважинПо результатам оценки технического состояния фонда сеноманских скважин НГКМ отмечены следующие осложняющие факторы:наличие и рост песчано-глинистых пробок в эксплуатационных скважинах;наличие жидкостных пробок в эксплуатационных скважинах;наличие пластовой воды в пробах выносимой жидкости;межколонное давление, превышающее величину максимально допустимого значения;расположение ГВК на уровне нижних перфорационных отверстий.Наличие и рост песчано-глинистых пробок в эксплуатационных скважинахЗа 2023 год на месторождении НГКМ проведено 442 замера текущих забоев на 437 скважинах. В скважинах с осложненным техническим состоянием шаблонирование проводилось до середины или до нижних отверстий интервалов перфорации. По результатам шаблонирования можно сделать следующие выводы:из 112 скважин, на которых по данным шаблонирования за 2023 год возможно наличие песчано-глинистых пробок в интервале перфорации, только на трех скважинах наблюдается рост текущего забоя более 1 м (№ 2185 – 5 м, № 2166 – 2 м, № 3011 – 2 м);средняя величина перекрытия песчано-глинистых пробок составляет 6 м, максимальное перекрытие по данным исследований в 2023 году отмечается на скважине № 2052 (26 м), минимальное составляет 1 м;из рассматриваемых скважин на семи (№№ 1091, 1092, 1094, 1096, 1135, 1136 и 1224) НКТ спущена до середины или ниже интервала перфорации, на остальных скважинах башмак НКТ расположен выше верхних перфорационных отверстий, что впоследствии при снижении пластового давления и скоростей газожидкостного потока может создавать условия для невыноса механических примесей и воды с забоя скважин и образования песчаных и жидкостных пробок;возможное перекрытие песчано-глинистых пробок нижних перфорационных отверстий не оказывает существенного влияния на производительность скважин. Основные параметры, характеризующие продуктивность газовых скважин (свободный дебит и фильтрационный коэффициент А), изменяются вне зависимости от величины текущего забоя, изменение которого в период с 2020 по 2023 гг. незначительно и составляет менее 2 м; в связи с этим можно сделать вывод об отсутствии притока газа из нижней части перфорации или ее слабой работе на рассматриваемых скважинах, что подтверждается профилем притока по данным ГИС (рис. 3). Рисунок 3. Сравнительные данные газодинамических исследований по скважинам с песчано-глинистой пробкойЖидкостные пробки в эксплуатационных скважинахЖидкостные пробки в интервале перфорации выявлены в 79 эксплуатационных скважинах. Распределение эксплуатационных скважин с жидкостными пробками приведено на рисунке 4. Рисунок 4. Количество эксплуатационных скважин с жидкостными пробками по УКПГ Всего согласно ретроспективному анализу исследований на сеноманских скважинах НГКМ рост уровня столба жидкости более 5 м с 2022 года наблюдается на шести скважинах (№№ 1055, 1111, 1142, 1145, 2053 и 2175). В таблице 3 приведено распределение скважин НГКМ по высоте столба жидкости в интервале перфорации. Таблица 3. Распределение скважин НГКМ по высоте столба жидкости от нижних перфорационных отверстий на 01.01.2024 г.Величинастолбажидкости, мНомер скважинКоличество,ед.менее 51022, 1031, 1033, 1034, 1035, 1105, 1113, 1122, 1136, 1172, 1182, 1193, 1221, 2023, 2037, 2043, 2091, 2092, 2097, 2103, 2116, 2123, 2133, 2157, 2203, 2223, 2225, 2243, 3064, 3076, 309231от 5 до 10включительно1055, 1121, 1125, 1142, 1145, 1163, 1194, 1214, 2025, 2053, 2057, 2163, 2175, 2224, 3023, 3024, 3063, 3083, 3084, 3166, 3192, 3262,22от 10 до 15включительно1086, 1143, 1224, 2055, 2063, 2172, 2184, 2185, 3122, 3126, 3175, 3176, 318313более 151225, 1242, 1260, 1276, 1298, 1305, 1320, 1329, 1358, 1387, 1470, 1471, 148313Итого: 79 Наличие жидкостных пробок на забое скважин объясняется недостаточной скоростью газожидкостного потока в эксплуатационной колонне. Из всех рассматриваемых скважин, на которых наблюдается рост жидкостной пробки, на скважине № 1055 НКТ спущена до нижних перфорационных отверстий, на остальных скважинах глубина спуска башмака НКТ выше верхних перфорационных отверстий.Наличие пластовой воды в пробах выносимой жидкостиВ результате гидрохимического контроля на наличие пластовой воды в 2023 году отобрано 440 проб выносимой жидкости на 434 сеноманских газовых скважинах НГКМ.К категории конденсационных вод отнесены все отобранные пробы с минерализацией, не превышающей 1000 мг/л. Из 434 скважин только в 9 скважинах (№№ 1022, 1202, 1212, 1223, 1224, 1353, 2047, 3186 и 3225) минерализация выносимой жидкости превысила 1000 мг/л.В 2022 году таких скважин было 13 ед. (№№ 1022, 1086, 1106, 1166, 1175, 1184, 1202, 1214, 1224, 2011, 2047, 2052 и 3186), в 2021 году таких скважин было 10 ед. (№№ 1023, 1072, 1146, 1184, 1202, 1222, 1234, 1351, 2052 и 2074).В результате переинтерпретации данных геохимического анализа по скважинам №№ 1212, 1353, 3186 и 3225 выявлен вынос пластовой воды с содержанием более 10 %.В таблице 4 приведены данные по выносу жидкости из скважин НГКМ с повышенной минерализацией в 2023 году согласно шестикомпонентному анализу. Таблица 4. Данные по выносу жидкости из скважин НГКМ с повышенной минерализацией в 2023 году согласно шестикомпонентному анализуНомерскважиныСодержание ионов в г/лСухойостаток,мг/лСодержание, %Результат*HCO3Ca2+Mg2+Na+ + K+Cl–конденсационнаяпластоваятехническая10221,180,020,000,450,031,689604К + Тпр + Ппр12020,040,170,050,260,81,329640К + П + Тпр12120,040,010,021,332,03,4180200К + П + Тпр12230,450,040,000,300,21,049703К + Тпр + Ппр12240,920,130,080,470,12,119505К + Т + Ппр13530,040,070,040,500,91,6490100К + П + Тпр20470,210,440,040,211,11,969505К + Тпр + Ппр31860,050,010,000,130,10,38100––К0,160,220,065,2510,416,185950П + Кпр + Тпр32250,320,310,056,7610,517,95–100–П0,220,250,157,6312,020,27–100–П*К – конденсационная вода; Тпр – примесь технической воды; Ппр – примесь пластовой воды; Т – техническая вода; П – пластовая вода Для уточнения пути поступления пластовой воды в скважину рекомендуется провести ГИС, по результатам которых принять решение о проведении превентивных ГТМ.Объем и качество первичных результатов гидрохимического контроля на наличие пластовой воды достаточны для контроля за разработкой сеноманской залежи НГКМ. По скважинам, на которых выявлены пробы жидкости с повышенной минерализацией, рекомендуется проведение отборов проб скважинной жидкости с целью анализа динамики изменения качественного состава проб и дальнейшего принятия решения о целесообразности проведения ГТМ для предотвращения обводнения.В результате анализа можно сделать выводы о том, что:большинство проанализированных сеноманских скважин НГКМ эксплуатируются с выносом конденсационной жидкости;по результатам геохимического анализа проб выносимой жидкости за 2023 год увеличения количества скважин НГКМ с выносом воды с повышенной минерализацией не наблюдается по сравнению с данными 2021–2022 гг., однако по данным интерпретации проб увеличилось количество скважин с выносом пластовой воды в 2023 году;по данным ретроспективного анализа проб выносимой жидкости за 2018–2022 гг. наличие высокоминерализованной жидкости подтверждается на скважинах кустов №№ 102, 121, 122 и 135, основной тип которой определен как технический по CaCl2 или конденсационный с примесью CaCl2 (Mg).Таким образом, объем и качество первичных результатов гидрохимического контроля на наличие пластовой воды достаточны для контроля за разработкой сеноманской залежи НГКМ. По скважинам, на которых выявлены пробы жидкости с повышенной минерализацией, рекомендуется проведение отборов проб скважинной жидкости с целью анализа динамики изменения качественного состава проб и дальнейшего принятия решения о целесообразности проведения ГТМ для предотвращения обводнения.Межколонное давление, превышающее величину максимально допустимого значенияВ 2023 году на месторождении с межколонными давлениями эксплуатировались 370 скважин, в том числе:не превышает 0,5 МПа – 123 скважины,от 0,5 до 4,0 МПа – 171 скважина,более 4,0 МПа – 76 скважин.На рисунке 5 представлено распределение количества скважин по межколонным давлениям.   Рисунок 5. Количество скважин, работающих с межколонными давлениями в 2023 году Рисунок 6. Количество скважин, работающих с межколонным давлением за 2021–2023 гг. Сравнительные данные по скважинам с межколонным давлением за 2021 и 2022 гг. представлены на рисунке 6. По сравнению с результатами исследований в 2022 году к началу 2023 года количество скважин с межколонным давлением возросло на 55 единиц.Распределение величин межколонного давления по фонду сеноманских газовых скважин НГКМ за 2023 год приведено в таблице 5. Таблица 5. Распределение величин межколонного давления по фонду сеноманских газовых скважин НГКМ за 2023 годМежколонное давление, МПаКоличество скважинУКПГ-1СУКПГ-2СУКПГ-3Свсегоне превышает 0,53942421230,5–4,0736335171более 4,016382276 Причинами наличия в скважинах межколонных давлений являются негерметичность обсадных колонн и их резьбовых соединений в интервале кондуктора, негерметичность устьевого оборудования, а также недоподъем тампонажного раствора за колоннами до устья скважин.Для работы с фондом скважин сеноманской залежи НГКМ, на которых выявлено межколонное давление, разработан план ГТМ, включающий:проведение специальных исследований межколонного пространства;проведение специальных исследований по определению герметичности устьевых уплотнений в колонной и трубной головках, определению источника и участка поступления газа в межколонное пространство;проведение работ по устранению негерметичности уплотнений устьевых пакеров обвязки фонтанной арматуры.В скважинах №№ 2171, 2181, 2215, 3047, 3057, 3096 и 3235 проведены ГИС, по результатам которых наличие негерметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны не выявлено. В случае обнаружения признаков негерметичности эксплуатационной колонны в дальнейшем рекомендуется проведение ГИС для установления источника и интервала негерметичности.Скважины с межколонным давлением, превышающим предельно допустимые значения, необходимо эксплуатировать в соответствии с нормативными документами, действующими на НГКМ.Расположение ГВК на уровне нижних перфорационных отверстийВ 2023 году уровень текущего ГВК определен на 78 скважинах (включая скважины, на которых целью ГИС было определение профиля притока), из них: 38 эксплуатационных и 40 наблюдательных и поглощающих скважин.На эксплуатационной скважине № 3225 по данным ГИС (09.09.2023 г.) уровень ГВК находится возле нижних перфорационных отверстий. Предположительно, ГВК находится в интервале заглинизированных пород 1358,8–1359,7 м (а. о. – 1296,5–1297,4 м). По данным ГХА тип жидкости – конденсационная вода; вероятно, при увеличении депрессии возможен прорыв пластовой воды и обводнение скважины, в настоящее время локальный подъем ГВК сдерживается наличием мощной глинистой перемычки. Рекомендуется проводить исследования (геохимический анализ, промыслово-геофизические исследования) по данной скважине 2 раза в год для оперативного выявления признаков обводнения и принятия решения о целесообразности проведения ВИР.По скважинам №№ 2225, 2235, 3235 и 3254 расстояние от нижних перфорационных отверстий до ГВК составляет менее 10 м (таблица 6), в настоящее время признаков обводнения скважин нет. Рекомендуется проводить исследования (геохимический анализ, промыслово-геофизические исследования) 2 раза в год для оперативного выявления признаков обводнения и принятия решения о целесообразности проведения ВИР. По остальным эксплуатационным скважинам расстояние от текущего ГВК до нижних перфорационных отверстий превышает 20 м. Таблица 6. Подъем ГВК за 2022–2023 гг. по скважинамНомерскважиныУровень ГВК по стволу, мПодъем ГВК, м2022 год2023 год22251347,1–1353,21344,72,4–8,522351309,91308,61,332351315,5–1339,81315,5–1339,80,032541358,3–1364,31358,4–1364,00,0Анализ эффективности работы лифтовых подъемников различных диаметровДля анализа эффективности работы лифтовых подъемников на НГКМ проведен расчет скоростей потока газожидкостной смеси на башмаке НКТ и минимально необходимого дебита для выноса жидкости по данным технологического режима на первый квартал 2024 года.Критерий расчета скорости на башмаке НКТ для выноса жидкости с забоя скважины для предотвращения разрушения ПЗП выбран аналитическим путем с учетом эмпирической формулы Тёрнера. В результате расчета скорость газожидкостного потока в НКТ на вертикальных и наклонных скважинах НГКМ изменяется в пределах:от 0 до 5 м/с – 22 скважины,от 5 до 10 м/с – 424 скважины.Анализ распределения скважин по скоростям газового потока в лифтовой колонне на 01.01.2024 г. показал, что средняя величина скорости на башмаке НКТ на скважинах НГКМ составляет 6,2 м/с (4,8 м/с на 01.01.2023 г.). Средняя величина скорости по УКПГ приведена в таблице 7. Таблица 7. Средняя величина скорости на башмаке НКТ по УКПГОбъектСредняя скорость на башмаке НКТУКПГ-1С6,5УКПГ-2С6,0УКПГ-3С6,2 Увеличение скорости потока газа связано, прежде всего, с повышением отборов газа с учетом текущих экономических условий и планов социально-экономического развития.В настоящее время не отмечается скважин, на которых скорость газа в лифтовой колонне выше 9 м/с. Распределение скважин НГКМ по скоростям газожидкостного потока на башмаке НКТ приведено на рисунке 7. Рисунок 7. Распределение скважин НГКМ по скоростям газожидкостного потока на башмаке насосно-компрессорной трубы В результате расчета скорость газожидкостного потока в эксплуатационной колонне на уровне середины интервала перфорации на скважинах НГКМ изменяется в пределах от 2,3 до 5,0 м/с.Далее проведен расчет минимальной скорости газа, необходимой для удаления жидкости с забоя вертикальных и наклонных скважин по методу Тёрнера. В результате расчета можно отметить, что на скважине № 3225 скорость газожидкостного потока на башмаке НКТ недостаточна для выноса скапливающейся жидкости к устью и создает условия для самозадавливания скважины, что также подтверждается наличием столба жидкости в интервале перфорации.Дополнительно на скважинах №№ 1046, 1181, 1182, 1183, 1184, 1211, 1212, 1222, 1223, 1224, 2057, 2066, 3186, 3225 и 3235 скорость потока газа, рассчитанная на уровне середины перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, также недостаточна для эффективного выноса скапливающейся жидкости.На 01.01.2024 г. по всем эксплуатационным скважинам сохраняется оптимальный режим работы, исключающий возможный риск повреждения элементов устьевого и подземного оборудования.В случае снижения проектного дебита в пескопроявляющих скважинах с наличием песчано-глинистых пробок следует провести работы по их ликвидации.Анализ выполнения проектных решенийЗа 2023 год из сеноманской залежи НГКМ отобрано 85,68 млрд. м3 газа или 81,48 % от проектной величины в 105,15 млрд. м3. Отбор газа по кварталам за 2023 год и среднесуточные дебиты скважин за 2023 год приведены в таблице 8. Таблица 8. Отбор газа по кварталам за 2023 год и среднесуточные дебиты скважин за 2023 годКварталОтбор газа, млрд. м3Среднесуточный дебит, тыс. м3/сут.124,29553219,52485318,80464423,08519 Квартальные и накопленные отборы в 2019–2023 гг. в целом по залежи приведены на рисунке 8, среднесуточные дебиты скважин за 2023 год – на рисунке 9. Рисунок 8. Квартальные и накопленные отборы в 2019–2023 гг. в целом по залежи Рисунок 9. Среднесуточный дебит газа в 2019-2023 гг. в целом по залежи С учетом сезонной неравномерности отборов наблюдается отклонение от проектных показателей, связанное со снижением потребительского спроса на газ, а также обусловленным этим переносом ввода промысловых ДКС на более поздний срок.На динамику добычи газа на НГКМ, как на месторождении-регуляторе, в значительной степени влияет снижение уровня спроса на газ. Динамика добычи по кварталам за 2019–2023 гг. приведена на рисунке 10. Рисунок 10. Распределение добычи газа из сеноманской залежи месторождения по кварталам за 2019–2023 гг. в целом по залежи Динамика пластового давления в зоне отбора за 2019–2023 гг. показана на рисунке 11.Анализируя динамику пластового давления за 2023 год, можно отметить разницу между фактическим и проектным значением, которая обусловлена меньшим по сравнению с предусмотренным действующим проектом отбором газа как в летние, так и зимние периоды. Отклонение пластового давления на конец 2023 года составило 0,95 МПа. Величина депрессии на конец 2023 года составляет 0,04 МПа. Рисунок 11. Динамика пластового давления в зоне отбора в 2019-2023 гг. в целом по залежиРасчет и обоснование технологического режима работы скважин в условиях пескопроявленияВажность грамотного расчета и поддержания оптимального технологического режима работы скважин, вскрывших слабосцементированный коллектор, с целью недопущения образования на забое песчано-глинистой пробки, сильного эрозионного износа дорогостоящего скважинного оборудования, а также интенсивного разрушения пласта-коллектора является очевидной.Работа скважины на оптимальном режиме обеспечивается за счет регулирования расхода газа. Ограничения по расходу газа вызваны геолого-технологическими ограничениями: максимально возможная депрессия на пласт, высокая скорость потока либо значительное содержание механических примесей и жидкости в продукции, наличие признаков подошвенных вод в жидкости, выносимой из скважин.Для назначения технологического режима работы скважины при пескопроявлениях с учетом осаждения на забое капельной жидкости необходимо определить следующие значения дебита газа скважины:Qmin – минимально необходимый дебит для обеспечения непрерывного выноса жидкости на устье;Qmax (DР) – максимально допустимый дебит с учетом величин максимально допустимых депрессий на пласт; – минимальный дебит, при котором начинается вынос механических примесей с забоя; – максимальный дебит с точки зрения «допустимого» эрозионного воздействия на оборудование.Вышеперечисленные параметры можно определить, рассчитав критическую скорость газа, ниже которой восходящий поток газа не будет выносить песок с забоя.В настоящее время для определения критической скорости газа предложены различные подходы – Дж. Бриллем и Х. Мукерджи, Р. Дж. Тёрнером, А. А. Точигиным и др.Выполним расчет технологического режима работы газовой скважины, эксплуатирующей неустойчивый слабосцементированный коллектор, по методике ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Исходные данные для расчета приведены в таблице 9. Таблица 9. Исходные данные для расчетаПараметр, размерностьЗначениеПлотность газа rгаза, кг/м30,674Пластовое давление Рпл, МПа4,01Забойное давление Рзаб, МПа3,86Устьевое давление Руст, МПа2,97Фактический дебит газа Qгаза, тыс. м3499,7Плотность частиц песка rч, кг/м32400Температура на забое Тзаб, K301Температура на устье Туст, K278Плотность жидкости rж, кг/м3872Диаметр лифтовой колонны dлк, м0,114Поверхностное натяжение s, Н/м3 · 10-4Динамическая вязкость газа µгаза, Па × с0,011Коэффициент сверхсжимаемости газа Z0,836Плотность газа в стандартных условиях ρст, кг/м30,667Максимально допустимая величина абразивного износа hдоп, мм/год0,1Фактическая величина абразивного износа hфакт, мм/год0,05 По результатам проведения газодинамических исследований с применением коллектора «Надым-1» и последующего гранулометрического анализа получены следующие данные (таблица 10). Таблица 10. Данные ГДИ и гранулометрического анализаСодержание механических частиц в потоке газа, вызывающихабразивный износ kч, мм3/м3100Диаметр частиц песка dч, мм1Линейный коэффициент фильтрационных сопротивлений a,МПа2 · сут./тыс. м39,6 · 10–4Нелинейный коэффициент фильтрационных сопротивлений b,(МПа · сут./тыс. м3)29 · 10–7 Для определения дебита, необходимого для выноса песка, необходимо рассчитать скорость газа vгаза на забое, м/c, при которой начинается вынос частиц песка, по формуле:    (1),где Еч – коэффициент, в том числе учитывающий взаимодействие частиц и силы сцепления песчинок и жидкости (уточняется по результатами ГДИ для каждой скважины, по экспериментальным промысловым исследованиям можно принять Еч » 3,5); rч – плотность частиц песка, кг/м3; rгаза  – плотность газа на забое, кг/м3; dч – средневзвешенный диаметр частиц песка, м; g – ускорение свободного падения, м/с2; А – коэффициент формы (для частиц сферической формы А = 1, для частиц скругленной формы с неровной поверхностью А = 2,5); x – коэффициент сопротивления частиц, зависящий от числа Рейнольдса частицы (Reч).Для условий забоя    (2),где mгаза – динамическая вязкость газа на забое скважины, Па × с;    (3).Расчет скорости газа vгаза проводится в два этапа:1) коэффициент x принимают равным 0,47 и рассчитывают vгаза по формуле (1);2) полученное значение vгаза подставляют в формулу (2) и новое значение x используют для расчета по формуле (1) окончательного значения vгаза, при котором начинает происходить вынос частиц песка диаметром dч.   м/с;; ;  м/с.Пороговый расход газа , тыс. м3/сут., при котором происходит вынос частиц песка диаметром dч и менее, рассчитывается по формуле:    (4),где Т0 – стандартная температура, °K; Рзаб – забойное давление, МПа; Р0 – стандартное давление, МПа; Z – коэффициент сверхсжимаемости газа у башмака лифтовой колонны, доли ед.; Tзаб – забойная температура, °K; dлк – диаметр лифтовой колонны (при высоко поднятой лифтовой колонне относительно верхних отверстий перфорации вместо dлк необходимо использовать диаметр эксплуатационной колонны).Таким образом, минимальный дебит газа, необходимый для выноса песка с забоя скважины, составит: тыс. м3/сут.Для обоснования технологического режима работы скважины в условиях песко- и водопроявлений необходимо следовать алгоритму, который представлен на рисунке 12.Выполним расчет согласно алгоритму. Минимальный дебит газа, необходимый для выноса жидкости Qmin, определяется по формуле:    (5),где vmin – минимальная скорость газа, необходимая для выноса жидкости, м/с:    (6),где s – коэффициент поверхностного натяжения жидкости, Н/м; rж – плотность жидкости, кг/м3. Рисунок 12. Алгоритм выбора технологического режима работы скважины при водо- и пескопроявления (здесь Qmax – максимально допустимый дебит газа как комплексный параметр, учитывающий эрозию, разрушение пласта и другие ограничения, тыс. м3/сут.) Стоит отметить, что в формуле (5) необходимо вместо диаметра лифтовой колонны использовать диаметр эксплуатационной колонны в случае, если низ лифтовой колонны располагается значительно выше верхних перфорационных отверстий.Минимальная скорость газа, необходимая для выноса жидкости, равна: м/с,тогда минимально необходимый дебит для выноса жидкости равен: тыс. м3/сут.Далее рассчитывается максимально допустимый дебит с учетом максимально допустимой депрессии на пласт Qmax (DР):    (7),где a и b – линейный, МПа2 · сут./тыс. м3, и нелинейный, (МПа · сут./тыс. м3)2, коэффициенты фильтрационного сопротивления пласта соответственно; Рпл – пластовое давление, МПа; DР – максимально допустимая депрессия на пласт, МПа. тыс. м3/сут.Расчет максимально допустимого дебита газа как комплексного параметра с учетом эрозии, разрушения ПЗП и других ограничений Qmax выполняется при hфакт = hдоп (где hфакт и hдоп – соответственно фактическая и допустимая скорость эрозии стенки трубы, мм/год), т. е. абразивный износ оборудования не превышает допустимые значения по формуле (7) с учетом адаптации под действующие требования ПАО «Газпром» к максимальному содержанию механических частиц в потоке газа:    (8),где Аэмп – эмпирическая константа (уточняется по промысловым данным, для расчета примем равной 5 · 10–9); Fугл – коэффициент угловатости частиц (определяется по таблице 11); Fпр – коэффициент проникновения (для стали принимается равным 0,206 м/кг); kч – содержание механических частиц в потоке газа, вызывающих абразивный износ (определяется по результатам последних ГДИ скважины), мм3/м3; В – твердость по шкале Бринелля; dвн – внутренний диаметр трубопровода на устье, м;  – скорость частиц, м/с (vотн – относительная скорость частиц, м/с, определяется графически (рис. 13);  – скорость газа на устье, м/с).    (9),где Туст – температура газа на устье, °K; Zуст – коэффициент сверхсжимаемости газа на устье скважины, доли ед. Таблица 11. Значения коэффициента угловатости частиц FуглРезкие острые углы1,0Закругленные или полузакругленные углы0,53Круглые, сферические стеклянные гранулы0,20 Рисунок 13. Зависимость относительной скорости частиц от безразмерного параметра Ф и Reч Безразмерный параметр Ф определяется по формуле:    (10),где L – эквивалентная длина зоны застоя, м, определяется графически (рисунок 14). Рисунок 14. Зависимость отношения длины зоны застоя L к эквивалентной длине застойной зоны L0 (для тройника L0 = 29,97 × 10–3 м, для колена L0 = 26,92 × 10–3 м) в зависимости от внутреннего диаметра тройника (колена) Плотность газа на устье, кг/м3:    (11),где rст – плотность газа в стандартных условиях, кг/м3. м/с; кг/м3.По рисунку 15 определим L: м;.По рисунку 13 относительная скорость частиц vотн = 0,9, тогда скорость частиц равна м/с,отсюда тыс. м3/сут.Следующим шагом согласно алгоритму является сравнение полученных значений Qmax (DР) и : если Qmax (DР) > , то принимают , в противном случае принимают Qmax = Qmax (DР).Затем сравниваются полученные значения Qmax и Qmin:если Qmax < Qmin, необходимо поддерживать Qгаза < Qmax. Нужно учитывать, что это создаст условия для скопления жидкости на забое и дальнейшего самозадавливания скважины. В этом случае рекомендуется подавать ПАВ в скважину или производить периодические продувки. Также можно назначить иную технологию, выбор которой осуществляется согласно СТО Газпром 2-2.3-1018-2015;если Qmax > Qmin, Qгаза необходимо поддерживать в диапазоне Qmin … Qmax (DР).Таким образом, сопоставив полученные данные по вышеприведенному алгоритму, получаем, что дебит газа Qгаза необходимо поддерживать в диапазоне Qmin … Qmax(DР), т. е. от 199,1 до 730,04 тыс. м3/сут. При работе скважины с дебитом, лежащим в данном диапазоне, будет обеспечен вынос восходящим потоком газа частиц разрушенной породы и капельной жидкости, при этом разрушение породы будет происходить с допустимой скоростью, поток газа со взвешенными частицами породы будет оказывать допустимое абразивное воздействие на подземное и наземное оборудование.Технико-экономическое обоснование предложенного решенияВ ходе технологического решения нами предложено проведение ГДИС с применением коллектора «Надым-1» для определения объемного выноса механических примесей на различных режимах работы скважин с целью корректировки режима работы скважин в сторону оптимального.Смоделируем два варианта.Первый вариант (базовый) предполагает эксплуатацию фонда из 488 скважин без проведения гидродинамических исследований с целью определения оптимального режима работы скважины. В данном случае коэффициент эксплуатации составит Kэкспл = 0,6; скважины работают с дебитом 500 тыс. м3/сут. Базовый вариант предполагает значительные эксплуатационные затраты, связанные с проведением подземного ремонта из-за вызываемых выносом песка осложнений. Эксплуатационные затраты в первый год составляют 65 млрд. руб. и с каждым годом увеличиваются на 8 %.Второй вариант (с применением технологического решения) предполагает проведение на фонде скважин исследований с целью определения оптимального режима работы скважины, который снизит эксплуатационные затраты на ремонт и увеличит коэффициент эксплуатации скважин (Kэкспл = 0,8). Скважины работают с дебитом 420 тыс. м3/сут. Эксплуатационные затраты в первый год составляют 60 млрд. руб. и с каждым годом увеличиваются на 5 %.Эксплуатационные газовые скважины относятся к пятой амортизационной группе (срок полезного использования от 7 до 10 лет включительно). Примем значение срока полезного использования равным 10 годам. Срок полезного использования коллектора «Надым-1» составляет 10 лет. Амортизация рассчитывается линейным способом.Капитальные затраты в базовом варианте включают затраты на строительство 488 скважин, в варианте с реализацией предложенного решения к капитальным затратам базового варианта добавляются расходы на приобретение четырех коллекторов «Надым-1» ориентировочной стоимостью 2,5 млн. руб. каждый.Полученные результаты расчетов обоих вариантов приведены в таблице 12.Выполним построение графиков накопленного денежного потока по годам для двух вариантов (рис. 15). Таблица 12. Результаты расчетов обоих вариантовПараметр/год20252026202720282029первый (базовый) вариантКапитальные затраты, млрд. руб.48,800000Добыча газа, млн. м353436,052901,652372,651848,951330,4Выручка, млрд. руб.223,20220,96218,76216,57214,40Эксплуатационные затраты, млрд. руб.65,0070,2075,8281,8888,43Амортизация, млн. руб.48804880488048804880НДПИ, млрд. руб.77,7576,9776,2075,4474,69ФОТ, млн. руб.396,00423,72453,38485,12519,08Страховые взносы, млн. руб.119,59127,96136,92146,51156,76Прибыль до налогообложения, млрд. руб.75,0568,3661,2753,7345,73Налог на имущество, млн. руб.1073,6966,24858,88751,52644,16Налог на прибыль, млрд. руб.15,0113,6712,2510,759,15Чистая прибыль, млрд. руб.58,9753,7248,1542,2435,94Денежный поток, млрд. руб.15,0558,6053,0347,1240,82Коэффициент дисконтирования10,830,690,580,48Дисконтированный денежный поток, млрд. руб.15,0548,8436,8327,2719,68Накопленный денежный поток, млрд. руб.15,0563,88100,71127,98147,66второй вариант (с применением технологического решения)Капитальные затраты, млрд. руб.48,810000Добыча газа, млн. м359848,359249,858657,358070,857490,1Выручка, млрд. руб.249,98247,48245,01242,56240,13Эксплуатационные затраты, млрд. руб.60,0063,0066,1569,4672,93Амортизация, млн. руб.48814881488148814881НДПИ, млрд. руб.87,0886,2185,3584,4983,65ФОТ, млн. руб.396,00423,72453,38485,12519,08Страховые взносы, млн. руб.119,59127,96136,92146,51156,76Прибыль до налогообложения, млрд. руб.97,5092,8488,0483,0977,99Налог на имущество, млн. руб.1073,82966,44859,06751,67644,29Налог на прибыль, млрд. руб.19,5018,5717,6116,6215,60Чистая прибыль, млрд. руб.76,9373,3169,5765,7261,75Денежный поток33,0078,1974,4570,6066,63Коэффициент дисконтирования10,830,690,580,48Дисконтированный денежный поток, млрд. руб.33,0065,1651,7040,8632,13Накопленный денежный поток, млрд. руб.33,0098,16149,86190,72222,85 Рисунок 15. Графическое сравнение NPV двух вариантов Рисунок 16. Анализ чувствительности Таким образом, предложенное в данной работе решение проблемы пескопроявлений в газовых скважинах путем определения оптимального технологического режима работы скважин по результатам проведения на них газогидродинамических исследований с помощью коллектора «Надым-1» является экономически более предпочтительным, нежели вариант, предполагающий отсутствие корректировки режима скважины.Предложенное технологическое решение проблемы позволит компании за 5 лет получить дополнительно: млрд. руб.Выполним анализ чувствительности варианта с применением технологического решения к изменениям показателей (рис. 16):добыча газа,цена реализации газа,эксплуатационные затраты.Из рисунка видно, что NPV наиболее чувствителен к показателю цены реализации газа.ЗаключениеРасчет скоростей потока газожидкостной смеси на башмаке НКТ и минимально необходимого дебита для выноса жидкости по данным технологического режима на первый квартал 2024 года показал, что средняя величина скорости на башмаке НКТ на скважинах составляет 6,2 м/с; скважин, на которых скорость газа в лифтовой колонне выше 9 м/с, не отмечается. В ряде скважин отмечены скорости ниже минимальных для выноса воды с забоя, что создает условия для самозадавливания данных скважин. Возможным решением этой проблемы может стать перевод осложненных скважин на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам. По состоянию на 01.01.2024 г. по всем эксплуатационным скважинам сохраняется оптимальный режим работы, исключающий возможный риск повреждения элементов устьевого и подземного оборудования.При эксплуатации пескопроявляющих газовых скважин важной задачей является контроль и прогнозирование выноса механических примесей. Данная задача решается проведением гидродинамических исследований с применением коллекторов «Надым» с целью оценки объемного содержания песка на различных режимах работы скважины, а также отбора проб пластового песка для лабораторного анализа гранулометрического состава. Результаты этих исследований позволяют скорректировать режим работы пескопроявляющей скважины в сторону оптимального, минимизирующего негативные последствия выноса песка, но сохраняющего при этом экономически целесообразную производительность. Перспективным направлением является интеллектуализация скважин для решения вышеприведенных задач. Для этого скважины оборудуются различными датчиками-сигнализаторами, позволяющими качественно и количественно оценить вынос песка, и на основе этой оценки скорректировать режим работы скважины. Поддерживать утвержденный режим можно автоматически, используя систему автоматического управления кустами газовых скважин, которая успешно реализована на валанжинских газовых промыслах рассматриваемого месторождения.В статье выполнен расчет технологического режима работы скважины, осложненной выносом песка и капельной жидкости, по методике ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Данные для расчета брались исходя из последних гидродинамических исследований с применением коллектора «Надым-1». В результате расчета установлено, что для рассматриваемой скважины необходимо поддерживать рабочий дебит в диапазоне от 199,1 до 730,04 тыс. м3/сут. – это позволит предотвратить образование на забое песчаных и жидкостных пробок, интенсивное разрушение продуктивного пласта, а также сверхдопустимый абразивный износ скважинного и наземного оборудования.Проведенный экономический анализ, заключающийся в сравнении вариантов без применения корректировки технологического режима скважин по результатам газогидродинамических исследований и с ее применением, показал, что второй вариант является рентабельнее первого и может принести компании дополнительно до 75,19 млрд. рублей за 5 лет.Анализ чувствительности второго варианта показал, что показатель чистой приведенной стоимости наиболее чувствителен к цене реализации газа.