Анализ результатов капитальных работ на фонде скважин в период 2014–2019 год

На стадии падающей добычи месторождений Уренгоя вследствие значительного снижения пластового давления газовой сеноманской залежи, устойчивая эксплуатация скважин осложняется ростом остановившихся по причине их обводнения и низких параметров.

Для поддержания фонда скважин в рабочем состоянии на месторождениях проводятся многочисленные геолого-технические мероприятия (ГТМ), которые представлены сервисными работами с колтюбинговых установок и более тяжелыми с подъемных установок.

В период 2014–2019 годы в капитальный ремонт газовых скважин систематически вносились изменения, направленные на его совершенствование. Исходя из существующих геолого-технических условий и анализа эффекта действующих мероприятий, внедрялись новые методы: технологические схемы ремонтов, различные водоизоляционные составы (ВИС) и их модификации с разными объемами, гидроразрыв пласта (ГРП) в добывных скважинах, гидроразрыв пласта (ГРП) в поглощающей скважине, радиальные вскрытия пластов (РВП), ремонт скважин с учетом геологической особенности каждого месторождения, интенсификация притока по технологии «Турбоерш».

Сервисные работы в газовых скважинах

Длительная разработка месторождений, приводит к увеличению сервисных работ, проводимых как на действующих скважинах, так и находящихся в простое. Необходимость данных работ заключается в получении текущей информации о геолого-техническом состоянии скважин, выводе их из бездействующего фонда, ликвидации межколонных газопроявлений (таблица 1).

Таблица 6.1—Количество сервисных ремонтов в период с 2014 по 2019 г

К сервисным работам в период за последние 5 лет относятся:

-Исследование технического состояния с помощью лебедки: определение текущего забоя, глубины обрыва НКТ, извлечение посторонних предметов;

-Специальные исследования проводятся при исследовании скважин до полного восстановления давления на режимах с отбором проб жидкости и механических примесей;

-Ликвидация негерметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны, закачкой в межколонное пространство полимерно-гелевых составов.

К основным сервисным работам относятся мероприятия, которые выполняются с колтюбинговых установок:

-промывки песчаных пробок, соляно-кислотные обработки призабойной зоны пласта, при необходимости ГИС;

-промывки песчаных пробок в наблюдательных и поглощающих скважинах с целью восстановления информативности и приемистости соответственно;

-промывка фильтра от бурового раствора в субгоризонтальных скважинах, при необходимости с соляно-кислотной обработкой, проведение ГИС (спуском прибора на ГНКТ)—для увеличения продуктивности скважин и получения информации о ее работе;

-промывка песчаных пробок, ограничение выноса механических примесей (ОВМП);

-изоляция обводненного интервала установкой цементных мостов с помощью колтюбинга;

-промывка песчаной пробки, гидрофобизация с закачкой в пласт через ГНКТ полимерных материалов для ликвидации притока пластовой воды;

-водоизоляция притока пластовых вод по технологии.

Все работы, выполняемые с колтюбинговой установки, в зависимости от поставленной задачи считаются эффективными, кроме водоизоляционных работ и ОВМП.

Преимущество изоляции притока пластовых вод заключается в проведении работ без глушения скважин в короткий срок. На месторождениях Уренгоя данный вид ремонта выполнялся с 2003 года в действующих скважинах с пластовой водой и в скважинах, находящихся в простое. Недостатком является низкая успешность и короткий эффект ВИР. В период 2003—2012 применялись следующие водоизоляционные составы: цементный раствор, ацетиленовый раствор, ДЭГ + цементный мост, стироэмаль, АКОР-МГ + цементный мост, карбонатизация + цементный мост, полисил - ДФ, АКОР + цементный мост, НМН–200–400, НТЖ + цементный раствор, бетонированный раствор + ПАВ—все материалы имеют равный эффект.

С 2012 по 2016 годы водоизоляционны еработы выполнялись по специальной технологии - закрепление ПЗП путем создания внутрипластового фильтра с использованием уретанового полимера.

В результате проведенных работ в 4-х действующих и 5 простаивающих скважинах приток пластовой воды ограничен частично, полностью его ликвидировать не удалось. Вывести из простоя скважины не получилось, при этом, одна скважина из действующего перешла в бездействующий фонд.

Учитывая, что на месторождениях Уренгоя применялось много разных водоизоляционных составов, с различными комбинациями закачки и все они имели одинаковый эффект, поиск новых материалов результатов не даст, поскольку первой причиной низкой успешности является непосредственно технология ВИР с колтюбинговой установки.

Ограничение выноса механических примесей проводилось с 2008 по 2014 годы с теми же материалами, что и водоизоляционные работы: закрепление ПЗП путем создания внутрипластового фильтра с использованием уретанового полимера. Задача этих работ заключалась в предупреждении повторного скопления, после промывки, песчаных пробок. Всего проведено более 90 скважино - операций по ОВМП. Недостатком работ является ограниченное количество скважин с подходящей конструкцией и геологической характеристикой (отсутствие пакера, наличие зумпфа между башмаком НКТ и нижними перфорационными отверстиями 15–20 метров, отсутствие пластовой воды, удаленное расстояние между текущим ГВК и забоем скважины). В результате изменившихся геолого-технических условий ремонт скважин по данной технологии стал нецелесообразен.

Picture 1

1. Обоснование применения методов повышения извлечения

   и интенсификации добычи углеводородов

Методы воздействия на продуктивные пласты предназначены для увеличения производительности скважин и повышения углеводородоотдачи пластов. Выбор метода воздействия на пласт осуществляется с учетом особенностей геологического строения, фильтрационно-емкостных свойств, состава пластовых пород и насыщающих их флюидов.

Для геолого-физических условий пластов Уренгойского месторождения перспективным представляется применение следующих технологий:

• Бурение субгоризонтальных (горизонтальных) скважин;

• Бурение боковых стволов;

• Гидравлический разрыв пласта;

• Методы обработки призабойной зоны;

Бурение субгоризонтальных (горизонтальных) скважин

Проведение опытных работ по субгоризонтальному бурению (угол входа в пласт 60 градусов) запланировано на одном из объектов месторождения. Рекомендации к использованию субгоризонтальных скважин связаны с тем, что данная технология вскрытия пласта может рассматриваться с точки зрения интенсификации добычи углеводородов (УВ) за счет увеличения области дренирования и подключения к разработке запасов, находящихся в зонах и участках пласта, которые при использовании наклонно-направленных скважин остаются невыработанными.

Субгоризонтальные (горизонтальные) скважины позволяют значительно снизить скорость притока в скважину при постоянном увеличении общего дебита, у них практически нет потерь давления за счет турбулентности.

Залежь объекта полностью представлена чисто газовой зоной, проводку ствола планируется осуществлять через все пропластки для максимального охвата по вертикали.

Для получения желаемых дебитов из скважин с субгоризонтальным (горизонтальным) забоем необходимо следующее:

-предотвращение общего обрушения забоя;

-поддержание высокой проницаемости в кольцевом пространстве между стенками пробуренного забоя и фильтром;

-предотвращение закупорки щелей фильтра (или пор фильтра из пористого материала);

-уменьшение зоны инфильтрации бурового раствора в призабойную зону;

-снижение влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость зоны инфильтрации.

Для решения всех перечисленных проблем рекомендуется использовать фильтры из пористого материала, пропитанного специальным герметиком, способным растворяться в кислоте, нефти или специальном растворе. Такой фильтр можно спускать и устанавливать на забое скважины, заполненной обычным буровым раствором, содержащим коркообразующий материал. После установки фильтра проводят кислотную обработку или обработку растворителем для восстановления проницаемости фильтра и удаления коркообразующего материала с поверхности забоя.

Бурение боковых стволов

Бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием запланировано на объекте с нефтяной залежью из скважины разведочного фонда. Бурение бокового ствола позволит максимально задействовать имеющийся фонд и сократить затраты на бурение новых скважин. Бурение БГС аналогично бурению горизонтальных скважин.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта—одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Практика показывает, что ГРП на сегодняшний день является одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин. Использование ГРП целесообразно в плотных разностях пород-коллекторов, подключение которых к разработке путем проведения кислотных обработок и перестрелов, как правило, неэффективно.

Проведение ГРП рекомендуется в следующих скважинах: а) низкодебитных; б) с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; в) в скважинах, имеющих заниженный дебит по сравнению с окружающими. Наиболее благоприятными объектами являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,01 мкм²) и высоким пластовым давлением, близким к начальному. На залежах, подстилаемых водой, необходимо учитывать расстояние до ГВК (ВНК).

Для интенсификации в низкопроницаемых плотных газовых пластах может быть эффективен массированный ГРП, который характеризуется большим объемом закачиваемого проппанта (более 40 т).

На месторождении проведение ГРП рекомендуется при вводе скважин в эксплуатацию (нефтяные залежи, а также газоконденсатные залежи, характеризующиеся низкими фильтрационно-емкостными свойствами).

Методы обработки призабойной зоны

Влияние негативных факторов (наличие твердых частиц, фильтратов бурового раствора и жидкостей глушения, водонефтяных эмульсий) может существенно снизить продуктивность добывающих скважин. В этой связи комплекс мероприятий по обработке эксплуатационного фонда должен быть направлен на очистку в скважинах призабойной зоны пласта и восстановление его фильтрационных характеристик. Максимальная эффективность при воздействии на забой пласта достигается совместным использованием физико-химических методов (закачка кислотных составов и растворителей) и технических средств, обеспечивающих удаление кольматирующих веществ и продуктов химических реакций из порового пространства коллектора.

Эффективность ОПЗ зависит от многих факторов, таких как обводненность продукции, начальная нефтенасыщенность, нефтенасыщенная толщина, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, кратность применения обработок.

Применение кислотных методов интенсификации добычи нефти более эффективно при сравнительно небольшой обводненности продукции скважин. С увеличением обводненности рекомендуется применять кислотные составы в сочетании с ПАВ, растворами ПАВ и их различными композициями.

Существуют следующие виды кислотных обработок ПЗП:

• соляно-кислотная обработка (СКО);

• глино-кислотная обработка (ГКО);

• глино-соляно-кислотная обработка (ГСКО);

• обработка многокомпонентными кислотными составами (МКС).

Соляно-кислотная обработка (СКО)

Солянокислотная обработка скважин—это воздействие соляной кислоты на материал пласта, в результате которого увеличивается пористость и проницаемость. В основном, продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO₂), либо представлены известняками или доломитами (CaCO₃—основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - чисто в песчаных пластах она бесполезна. Тогда необходимо использовать HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками.

CaCO₃+2HCl = CaCl₂+CO₂+H₂O

From Word

From Latex (word)

$

$

$

При солянокислотной обработке скважину следует очищать от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки ее стенок от цементной и глинистой корки, и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки (“кислотная ванна”), вымывают отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.

Лучший сорт кислоты—соляная синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ–5 катапинов вида A и K для предупреждения коррозии метала; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины.

Солянокислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены преимущественно песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале, с целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно-кислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10–15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её до реагирования, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.

Плавиковую кислоту следует закачивать в пласт с замедлителем, т.е. обеспечить избыток породы при недостатке кислоты за счет глубокого проникновения кислоты, а скорость реакции растворения имеет следующую последовательность Fe₂O₃> Al₂O₃> CaO> MgO при нулевой растворимости SiO₂, т.е. пока вся глина не прореагирует, песок в глинистой кислоте не растворится. Использование в качестве замедлителя хлорида алюминия оправдано при отсутствии других замедлителей (сульфитного щелока), т.к. хлорид алюминия уменьшает концентрацию глинокислоты за счет образования различных переходных соединений, которые способны реагировать с глиной. Для обеспечения успешности любых кислотных (НСl, НF) обработок применяют углеводородные растворители (нефть, конденсат). В основе этого приема - промывки скважины и призабойной зоны пласта - стремление предварительно очистить от углеводородных отложений каналы для проникновения кислоты в пласт. Применение растворителей дает наибольший эффект в малодебитных скважинах при обводненности до 90%.

При подборе реагента для очистки скважины и ПЗП - необходимо придерживаться правила: реагент должен отмывать или десорбировать грязь с поверхности металла, силикатов и карбонатов, снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода (при рН = 6–10), способствовать удалению наиболее прочных отложений - полярных АСПО. Другое обязательное условие - лучшая адсорбируемость реагента на очищаемой поверхности, чтобы предотвратить вторичное загрязнение очищенной поверхности (металла, породы). Такими свойствами обладают углеводородные растворители с катионоактивными ПАВ (которых у нас нет) и водные растворы неионогенных и анионоактивных ПАВ в концентрациях, превышающих пятикратные критические концентрации мицеллообразования ККМ (по справочнику). Хорошей адсорбируемостью обладают полиакриламид, сульфитный щепок, т.е. водорастворимые органические полиэлектролиты.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Danesh A. PVT and Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids.—Elsevier Science B. V., 1998.- 388 p.

2. Danesh A., Henderson G. D., Peden J. M., Heriot-Watt U. Experimental Investigation of Critical Condensate Saturation and Its Dependence on Connate Water Saturation in Water-Wet Rocks. // 64th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, USA, October 8—11, 1969. SPE Paper 19695

3. Danesh A., Krinis D., Henderson G. D., Peden J. M. Visual Investigation of Retrograde Phenomena and Gas Condensate Flow in Porous Media. // Revue de l’Institut Francais du Petrole. 1990.—Vol. 45.—№ 1.—pp. 79- 87.

4. Firoozabadi A. Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoirs. New York: McGraw-Hill, 1999.—354 p.

5. Michelsen M. L. Calculation of Phase Envelopes and Critical Points for Multicomponent Mixtures. // Fluid Phase Equilibria, 4, 1980, pp. 1–10.

6. Michelsen M. L. The Isothermal Flash Problem. Part I. Stability. // Fluid Phase Equilibria, 9, 1982 a, pp. 1–19.

7. Michelsen M. L. The Isothermal Flash Problem. Part II. Phase-Split Calculation. // Fluid Phase Equilibria, 9, 1982 b, pp. 21–40.

8. Pedersen K. S., Christensen P. L. Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Taylor & Francis, Bota Raton, USA, 2006.

9. Pedersen K. S., Fredenslund Aa., Thomassen P. Properties of Oils and Natural Gases.—Houston, Texas: Gulf Publishing Co.—1989.—252 p.

10. Pedersen K. S., Thomassen P., Fredenslund Aa. Thermodynamics of Petroleum Mixtures Containing Heavy Hydrocarbons. 1. Phase Envelope Calculations by Use of the Soave-Redlich-Kwong Equation of State. // Industrial & Engineering Chemistry Process Design and Development.—1984.—Vol. 23.—№ 1. pp. 163–170.

11. Pedersen K. S., Thomassen P., Fredenslund Aa. Thermodynamics of Petroleum Mixtures Containing Heavy Hydrocarbons. 2. Flash and PVT Calculations with the Soave-Redlich-Kwong Equation of State. // Industrial & Engineering Chemistry Process Design and Development.—1984.—Vol. 23.—№ 3. pp. 556–573.

12. Pedersen K. S., Thomassen P., Fredenslund Aa. Thermodynamics of Petroleum Mixtures Containing Heavy Hydrocarbons. 3. Efficient Flash Calculations Procedures Using the Soave-Redlich-Kwong Equation of State. // Industrial & Engineering Chemistry Process Design and Development.—1985.—Vol. 24.—№ 4. pp. 948–954.