Таким образом, на 01.01.98 года на Ямбургском ГКМ разбурен практически весь фонд эксплуатационных скважин (исключение составляет лишь Харвутинский участок месторождения). Практически по всем УКПГ фактические показатели разработки (среднесуточные дебиты, отборы и, особенно, пластовые и устьевые давления) не соответствуют проектным. Это связано, в первую очередь с непроектными (повышенными) отборами в начальный период разработки на ряде УКПГ и срывами ввода производственных мощностей (УКПГ, ДКС, межпромысловых коллекторов). Анализ дренируемых запасов по времени, по зонам УКПГ и по кустам представлен в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Дренируемые запасы
| Дренируемые запасы, млрд. м3 | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| УКПГ | 01.92 г. | 01.93 г. | 01.94 г. | 01.95 г. | 01.96 г. | 01.97 г. | 01.98 г. |
| УКПГ-1 | 320 | 593 | 652 | 662 | 651 | 602 | 610 |
| УКПГ-2 | 663 | 603 | 658 | 646 | 653 | 647 | 645 |
| УКПГ-3 | 463 | 460 | 537 | 556 | 562 | 532 | 508 |
| УКПГ-4 | - | - | 18 | 69 | 112 | 177 | 193 |
| УКПГ-5 | 564 | 572 | 579 | 587 | 598 | 546 | 525 |
| УКПГ-6 | 578 | 565 | 603 | 601 | 611 | 535 | 542 |
| УКПГ-7 | 12 | 136 | 308 | 358 | 426 | 428 | 415 |
| УКПГ-8 | - | - | - | - | - | 67 | 72 |
| Месторождение | 2900 | 2929 | 3355 | 3479 | 3613 | 3534 | 3510 |
| Сум. Отборы | 575 | 748 | 916 | 1090 | 1263 | 1431 | 1589 |
Темп падения пластового давления по годам разработки представлен в таблице 2.3
Таблица 2.3 - Темп падения пластового давления по годам разработки
| УКПГ | ТЕМП ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, МПа | ||||||
| 1991 | 1992 | 1993 | 1994 | 1995 | 1996 | 1997 | |
| УКПГ-1 | 6,1 | 5,7 | 4,5 | 4,6 | 4,1 | 3,5 | 4,0 |
| УКПГ-2 | 5,5 | 6,2 | 4,3 | 5,9 | 4,3 | 4,5 | 4,3 |
| УКПГ-3 | 7,6 | 6,0 | 4,8 | 5,0 | 4,4 | 5,0 | 3,9 |
| УКПГ-4 | 3,6 | 2,4 | 6,1 | 5,6 | 6,6 | 8,9 | 3,2 |
| УКПГ-5 | 6,1 | 6,6 | 4,7 | 4,8 | 4,7 | 5,0 | 4,1 |
| УКПГ-6 | 6,1 | 6,3 | 4,7 | 5,1 | 5,3 | 6,3 | 2,9 |
| УКПГ-7 | 3,5 | 6,5 | 5,4 | 5,0 | 4,0 | 6,4 | 5,1 |
| УКПГ-8 | - | - | - | - | - | - | 3,0 |
Как видно из таблицы 2.3 темп падения пластового давления в целом за последнее время стабилизировался и в среднем составляет 0,38 МПа в год.
Сеноманская залежь в данное время разрабатывается в условиях упруго-водонапорного режима. Отмечается начало довольно высокого темпа подъема ГВК (до 4 м в год) в ряде кустов УКПГ - 4,7. На УКПГ - 1 и 6 сложилась наиболее сложная ситуация с выносом воды, связанная со значительными трудностями в работе аппаратов осушки газа, а также утилизации выносимой на установки воды. Таким образом, при сопоставлении всех этих данных со сведениями по химическому составу проб жидкости отбираемой по скважинам, весь фонд скважин, выносящих воду можно подразделить на три группы.
1. Скважины выносящие в большом количестве пластовую воду (и как правило с большим выносом песка) из нижних перфорационных отверстий за счет подъема ГВК. В этом случае необходимо проведение работ по установке цементных мостов.
2. Скважины, выносящие пластовую воду в небольшом количестве (по цементному камню, либо когда текущее положение ГВК приближается к искусственному забою), а также со значительным выносом мехпримесей. В этом случае необходимо ограничение дебитов и проведение работ по установке забойных фильтров.
Скважины, выносящие конденсационную воду - для лучшего ее выноса и нескапливания на забое - целесообразно увеличивать дебиты.
Таким образом, для последующей оптимальной эксплуатации при выполнении этих мероприятий ряд скважин на одном кусту в ряде случаев необходимо штуцировать. При этом подобными исследованиями должен быть охвачен весь фонд скважин.
Основные показатели разработки по УКПГ - 5 представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Основные показатели разработки по УКПГ - 5
| Годы | отбор газа | Q | РПЛ | Депрессия | Кол-во скважин | Руст | Рна вх. в ДКС | Мощность ДКС | V на забое | ||
| Год | сумма | ||||||||||
| млрд. м3 | тыс. м3/сут | МПа | МПа | МПа | МПа | МВТ | м/сек | ||||
| 1986 | 8.0 | 8.0 | 1500.0 | 11.61 | 0.27 | 19 | 9.92 | 9.90 | 0 | 7.3 | |
| 1987 | 30.0 | 38.0 | 1300.0 | 11.18 | 0.23 | 84 | 9.67 | 9.65 | 0 | 6.6 | |
| 1988 | 30.0 | 68.0 | 1100.0 | 10.75 | 0.19 | 99 | 9.41 | 9.38 | 0 | 5.8 | |
| 1989 | 30.0 | 98.0 | 1000.0 | 10.31 | 0.17 | 96 | 9.06 | 9.04 | 0 | 5.5 | |
| 1990 | 30.0 | 128.0 | 1000.0 | 9.87 | 0.18 | 109 | 8.65 | 8.62 | 0 | 5.8 | |
| 1991 | 30.0 | 158.0 | 1000.0 | 9.44 | 0.19 | 109 | 8.23 | 8.21 | 0 | 6.1 | |
| 1992 | 30.0 | 188.0 | 1000.0 | 8.99 | 0.19 | 109 | 7.81 | 7.78 | 0 | 6.5 | |
| 1993 | 30.0 | 218.0 | 1000.0 | 8.55 | 0.20 | 109 | 7.38 | 7.35 | 2.2 | 6.9 | |
| 1994 | 30.0 | 248.0 | 1000.0 | 8.10 | 0.22 | 109 | 6.94 | 6.91 | 9.3 | 7.3 | |
| 1995 | 30.0 | 278.0 | 1000.0 | 7.65 | 0.23 | 109 | 6.50 | 6.47 | 17.2 | 7.8 | |
| 1996 | 30.0 | 308.0 | 1000.0 | 7.20 | 0.24 | 109 | 6.05 | 6.01 | 26.2 | 8.4 | |
| 1997 | 30.0 | 338.0 | 1000.0 | 6.74 | 0.26 | 109 | 5.58 | 5.54 | 36.6 | 9.1 | |
| 1998 | 30.0 | 368.0 | 1000.0 | 6.27 | 0.28 | 109 | 5.10 | 5.06 | 48.8 | 9.9 | |
| 1999 | 30.0 | 398.0 | 1000.0 | 5.80 | 0.31 | 109 | 4.61 | 4.56 | 63.3 | 10.9 | |
| 2000 | 30.0 | 428.0 | 1000.0 | 5.32 | 0.34 | 109 | 4.09 | 4.03 | 81.2 | 12.1 | |
| 2001 | 30.0 | 458.0 | 1000.0 | 4.84 | 0.37 | 109 | 3.54 | 3.47 | 104.2 | 13.6 | |
| 2002 | 30.0 | 488.0 | 1000.0 | 4.35 | 0.42 | 109 | 2.94 | 2.86 | 136.0 | 15.6 | |
| 2003 | 30.0 | 518.0 | 1000.0 | 3.85 | 0.48 | 109 | 2.27 | 2.16 | 186.1 | 18.3 | |
| 2004 | 28.0 | 546.0 | 868.3 | 3.38 | 0.45 | 109 | 1.97 | 1.87 | 186.1 | 18.4 | |
| 2005 | 24.4 | 570.4 | 759.0 | 2.96 | 0.43 | 109 | 1.68 | 1.60 | 186.1 | 18.8 | |
| 2006 | 21.3 | 591.8 | 662.9 | 2.60 | 0.41 | 109 | 1.43 | 1.36 | 186.1 | 19.1 | |
| 2007 | 18.6 | 610.4 | 579.6 | 2.27 | 0.4.0 | 109 | 1.20 | 1.13 | 186.1 | 19.6 | |
| 2008 | 16.3 | 626.7 | 507.2 | 1.98 | 0.39 | 109 | 0.98 | 0.92 | 186.1 | 20.2 | |
| 2009 | 14.2 | 640.9 | 440.9 | 1.73 | 0.38 | 109 | 0.81 | 0.74 | 186.1 | 20.8 | |
| 2010 | 12.4 | 653.3 | 383.6 | 1.51 | 0.37 | 109 | 0.64 | 0.58 | 186.1 | 21.6 | |
| 2011 | 10.7 | 664.0 | 331.2 | 1.31 | 0.36 | 109 | 0.51 | 0.45 | 186.1 | 22.4 | |
| 2012 | 9.3 | 673.3 | 285.5 | 1.15 | 0.36 | 109 | 0.39 | 0.33 | 186.1 | 23.3 | |
| 2013 | 7.9 | 681.2 | 243.9 | 1.00 | 0.3.5 | 109 | 0.29 | 0.24 | 186.1 | 24.0 | |
Одним из факторов, обусловливающих образование гидратов природных газов, является насыщение последних парами воды. При этом объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения влагосодержания газа с изменением давления и температуры. Для определения содержания паров воды в газах используется ряд экспериментальных и аналитических методов. К экспериментальным методам относятся:
1) визуальное определение точки росы, т.е. температуры, при которой начинается процесс конденсации паров при заданном давлении;
2) применение твердых сорбентов;
3) использование жидких сорбентов с последующим их титрованием;
4) вымораживание;
5) спектроскопические методы;
6) электрогигрометрический метод.
Наиболее распространенным из них является метод визуального определения точки росы, который дает хорошие результаты при отсутствии конденсации углеводородов. По данному методу точка росы может быть определена с точностью ± 0,1°С. Однако этот метод не применим при определении точки росы газа, осушенного растворами диэтиленгликоля, из-за конденсации в газе.
Вторым распространенным методом для определения влагосодержания газа является абсорбционный при помощи диэтиленгликоля с последующим титрованием раствора до полного отделения воды, абсорбированной из газового потока. Титрометрическим методом влагосодержание природных газов определяется с точностью до 0,01 г/м3 как при низких, так и при высоких давлениях.