CC BY
16Бурение скважин и разработка месторождений
УДК 622.279.7
К ВОПРОСУ МЕТОДОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
TO THE ISSUE OF METHODOLOGICAL SUPPORT OF WELLS OVERHAUL AT THE PRESENT-DAY STAGE OF FIELDS DEVELOPMENT
Ю. В. Ваганов
Yu. V. Vaganov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: скважина, капитальный ремонт, методология, колтюбинговая установка, гибкая труба, водоизоляция, ловильные работы Key words: well, workover, methodology, coil tubing unit, flexible conduit, water isolation,
fishing operations
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшим нефтегазодобывающим регионом России, основой минерально-сырьевой базы России. При этом по нефтегазовым ресурсам ведущая роль принадлежит Тюменской области, на долю которой приходится более 290 млн т добываемой нефти и 600 млрд м3 газа.
В то же время большинство нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири перешли в позднюю стадию разработки, что характеризуется падением пластового давления, рабочих дебитов углеводородов, старением фонда скважин и связанными с этим осложнениями при его эксплуатации, а также обводнением коллекторов пластовой и закачиваемой водой, участвующей в вытеснении нефти из продуктивных пластов.
Особенно это проблема актуальна при ремонте газовых скважин, эксплуатирующих сеноманскую газовую залежь, где технологии ремонта скважин усложняются по причине следующих геологических факторов [1]:
• падения пластового давления до показателей ниже гидростатического давления;
• внедрения пластовой воды в залежь и подъема газоводяного контакта (ГВК);
• низких температур окружающей среды в зимний период работы, что сказывается на условиях приготовления и закачивания состава в скважину;
• высокой проницаемости — до 1 мкм2 и более;
• высокой расчлененности газонасыщенного пласта по проницаемости в совокупности со значительной толщиной пласта — свыше 100 м.
В целом, опыт и особенности строительства газовых скважин предопределили необходимость обобщения и систематизации комплекса проблем и вопросов, связанных с технологиями их ремонта.
Основные требования и виды ремонтных работ приведены в «Правилах ведения ремонтных работ в скважинах», а требования к их безопасному ведению при добыче нефти, газа и газового конденсата сформулированы в «Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Приведенные регламентирующие документы реализуются через нормативную документацию в виде руководящих документов, утверждаемых для конкретной технологии на определенный срок, а по мере накопления новых данных и опыта эти документы должны дополняться и перерабатываться.
Анализ работ по капитальному ремонту скважин (КРС) в Западно-Сибирском регионе показывает возрастание количества сложных ремонтов от общего числа ремонтов скважин, с увеличением трудовых, материальных и финансовых ресурсов. Сложные ремонты характеризуются применением в комплексе нескольких технологических операций, использованием сложной техники, оборудования и инструментов, разнообразием применяемых технологических растворов и композиций, а также безопасным
№ 6, 20114
Нефть и газ
19
проведением работ, исключающим возникновение газонефтеводопроявлений, открытого фонтана и пожара, что обязывает проводить глушение скважин перед проведением капитального ремонта [2].
Сложность работ по глушению скважин обусловлена неоднородностью строения продуктивных отложений, причем с увеличением глубины залегания происходит увеличение глинизации и уплотнения горных пород, что приводит к ухудшению фильтра-ционно-емкостных свойств (ФЕС) пласта (при этом ФЕС изменяются в пределах: пористость 0,10-0,45; проницаемость от 0,001 до 3 • 10-12 м2, коэффициент газонасыщенности 0,20-0,96). Особые трудности с глушением возникают при проведении ремонтных работ на скважинах с наличием аномально низких пластовых давлений (АНПД), а также с высокой расчлененностью газонасыщенного пласта по проницаемости в совокупности со значительной толщиной пласта — свыше 100 м. Глушение скважины в таких условиях приводит к «катастрофическому» поглощению жидкости глушения в высокопроницаемой части продуктивного пласта, что, в свою очередь, ведет к невозможности создания необходимой репрессии на пласт. Добавление в состав жидкости глушения загустителей с целью блокирования высокопроницаемой части пласта осложняет последующее освоение скважины (вызов притока) в условиях АНПД в связи с «дефицитом» пластового давления (энергии пласта). При этом известно, что глубина проникновения фильтрата жидкости глушения в песчанники, которыми в основном сложена сеноманская залежь Западной Сибири, может достигать 5 м или более, что также осложняет последующее освоение скважины с целью вызова притока. Проникновение фильтрата жидкости глушения в продуктивный пласт приводит к набуханию и диспергированию глин и глиносодержащих пород, растворению межгранулярного цемента и деструкции скелета породы в том случае, если фильтрат представлен пресной водой. Проникновение минерализованной воды вызывает нарушение структуры глин, слюд, полевых шпатов, входящих в состав продуктивных пластов, а при несовместимости солей и их растворов в порах образуются осадки. Известно, что если проницаемость пористой среды в зоне кольматации (размером в 5 см) ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно) — на 18 %, данное обстоятельство дополнительно осложняется наличием АНПД [3].
В общем случае воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического.
Примером химического (смешанного воздействия) является процесс глинизации пласта и его закупоривания жидкостями.
Механическое воздействие на пласт проявляется в закупоривании пласта механическими примесями или твердой фазой, содержащейся в составе жидкости глушения, или в нарушении структуры пласта вследствие его разрушения под воздействием фильтрата жидкости глушения. Анализ применения жидкостей глушения в различных коллекторах показывает [4]:
• на проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа жидкости глушения;
• определяющим фактором в проблеме сохранения коллекторских свойств пласта, наряду с химической природой жидкости глушения, является наличие в ней механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм;
• перспективным направлением является создание жидкости глушения на углеводородной и полимерной основах;
• проведение капитального ремонта скважин в условиях депрессии, при отсутствии глушения скважины.
Примером служат получившие в последнее время достаточно широкое распространение при ремонтах нефтяных и газовых скважин технологии гибких труб (ГТ) или колтюбинговые технологии, позволяющие выполнять работы без глушения, под давлением на устье скважины.
Колтюбинговые технологии на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири начали внедрять с 2001 г., когда на Уренгойском месторождении была успешно испытана технология промывки газовой скважины [5].
20
Нефть и газ
6, 2014
Переход газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири на стадию поздней и завершающей эксплуатации привел к резкому увеличению числа работ, связанных с изоляцией притока пластовых вод. На сегодняшний день водоизоляционные работы проводятся как с помощью передвижных подъемных агрегатов (ППА), так и с использованием колтюбинговых установок.
Эффективность водоизоляционных работ на газовых месторождениях, эксплуатирующих сеноманскую залежь (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье), составляет около 80 %. При этом в случае проведения изоляционных работ с помощью ГТ к тампонирующим смесям предъявляются дополнительные требования, обоснованные специфичностью проведения операции:
• смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять это свойство в процессе закачивания и продавливания в пласт;
• раствор должен обладать минимальной водоотдачей для предотвращения преждевременного загустевания;
• раствор должен быть седиментально стабильным, чтобы в нем в состоянии покоя не образовывались каналы, заполненные дисперсионной средой (водой);
• сопротивление неподвижного раствора фильтрации пластовых вод должно быть по величине не меньше избыточных пластовых давлений, а также перепада давлений между близкорасположенными проницаемыми горизонтами в скважине;
• сроки схватывания должны легко регулироваться, чтобы начало схватывания смеси превышало время всей операции по закачиванию ее в пласт на 10-15 мин;
• смесь должна быть устойчива к разбавлению пластовыми водами, иметь высокие значения структурно-механических свойств, а также сохранять стабильность при скважинных термобарических условиях.
С учетом специфики эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири помимо представленных требований предъявляются дополнительные, обусловленные географическим расположением и геологическим строением залежей [1]:
• работы должны проводиться без глушения скважины, с применением колтю-бинговых технологий;
• изоляционный состав должен обладать селективностью, обеспечивающей избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачивании изолирующих реагентов по всей его толщине, при этом проницаемость по углеводородам не должна снижаться;
• смесь должна быть стабильной при отрицательных температурах в условиях Крайнего Севера.
Опыт проведения водоизоляционных работ на газовом промысле Западной Сибири показал, что основной причиной недостаточной успешности работ, связанных с изоляцией притока к забою газовой скважины, является отсутствие высокоэффективных водоизоляционных композиций и технологий проведения работ.
Например, на Медвежьем месторождении водоизоляционные работы проводят в два этапа, путем закачивания геля кремниевой кислоты, образующейся смешиванием на устье силикатного реагента «Монасил» (модернизированный натриевый силикат) и органической (лимонной) кислоты, с докреплением водоизолирующего экрана тампо-нажным портландцементом ПЦТ1-50, что, в свою очередь, исключает избирательное воздействие тампонажного состава на продуктивный пласт и в конечном итоге ведет к снижению дебитов газа [1].
При этом известно, что одним из главных отрицательных последствий обводнения продуктивных интервалов является разрушение призабойной зоны скважин с образованием в стволе и на забое песчано-глинистых пробок (ПГП). На данный момент удаление ПГП и газогидратных пробок с помощью колтюбинговых технологий — наибо-
6, 2014
Нефть и газ
21
лее распространенная технология на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири. Однако в процессе удаления ПГП возможен прихват ГТ с последующим ее обрывом. Для ликвидации этих осложнений и аварий необходимо проведение на скважине аварийно-восстановительных работ (АВР), которые являются наиболее сложными и трудоемкими. При этом проведение ловильных работ с помощью ГТ ограничено ввиду следующих особенностей колтюбинговой установки [6] :
• ограниченность вместимости барабана;
• отсутствие возможности поворота всей колонны в стволе скважины;
• ограниченность в тяговом усилии инжектора.
В связи с этим АВР по извлечению прихваченного оборудования проводят с помощью ППА. При этом основными видами работ по ликвидации таких аварий являются ловильные операции, которым предшествуют подготовительные работы (глушение скважины, определение места обрыва и падения аварийного инструмента, его состояние, фрезерование аварийного инструмента др.), что в условиях падающей добычи газовых месторождений Западной Сибири недопустимо в плане последующего освоения и эксплуатации скважины [7].
В целом анализ ремонтных работ на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири показал, что с переходом месторождений в позднюю стадию эксплуатации повышается «сложность» капитальных ремонтов скважин, обусловленная технологической необходимостью глушения скважины в условиях АНПД, а также высокой расчлененностью газонасыщенного пласта по проницаемости в совокупности со значительной толщиной пласта — свыше 100 м. При этом проведение капитального ремонта скважин с помощью колтюбинговых технологий не всегда позволяет достичь поставленной цели ввиду ограниченности колтюбинговой установки в области тягового усилия инжектора и вместимости барабана.
Таким образом, на современном этапе разработки нефтяных и газовых месторождений необходима разработка новых методологических основ, позволяющих осуществлять ремонт с позиций обобщения явлений, приводящих к осложнениям и авариям как при ремонте, так и при эксплуатации нефтяных и, особенно, газовых скважин по схеме: явление — основные и сопутствующие причины — природа явления — профилактика — борьба с произошедшим явлением. Это будет способствовать повышению качества ремонта и, как следствие, повышению дебитов нефти, газа, газового конденсата или как минимум позволит сохранить дебит на доремонтном уровне.
Список литературы
1. Ваганов Ю. В., Кустышев А. В., Мамедкаримов Э. Ш. Изоляция притока пластовых вод с помощью колтюбинговой установки на газовых месторождениях Западной Сибири // Время колтюбинга. - 2013. - № 2. - С. 6-12.
2. Кустышев А. В. Разработка технологических основ и совершенствование ремонтов газовых скважин в сложных климатических и геокриологических условиях Крайнего севера.: Дис. ... док. техн. наук: 25.00.17, 05.26.03. -Защищена 21.08.2008; Утв. 14.11.08. - Тюмень, 2008. - 199 с.
3. Басарыгин Ю. М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. - Краснодар: Сов. Кубань, 2002. - 584 с.
4. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. Ю. А. Нифонтова, И. И. Клещенко СПб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. В 2-х томах. Т.1.- 914 с., Т. 2. -547 с.
5. Гейхман М. Г., Зозуля Г. П., Кустышев А. В., Листак М. В. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли // Обз. информ. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 112 с.
6. Справочная книга аварийно-восстановительных работ в нефтяных и газовых скважинах / А. В. Кустышев, Ю. В. Ваганов, Г. П. Зозуля, В. В. Дмитрук, С. К. Ахедсафин, И. А. Кустышев / Под ред. Г. П. Зозули. - Тюмень: Вектор Бук, 2011. - 464 с.
7. Gore Kemp. Oil Fishing Operation: Tools and Technigues. - Gulf Publishing Company Book Division, Houston, London, Paris, Tokyo // Кемп Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология: Пер. с англ. / Пер. Г. П. Шульженко. -М.: Недра, 1990. -96 с.
Сведения об авторе
Ваганов Юрий Владимирович, к. т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)566114, е-mail: Wagan_yr@mail ru
Vaganov Yu. V., Candidate of Science in Engineering, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)566114, е-mail: Wagan_yr@mail.ru
22
Нефть и газ
№ 6, 2014
