CC BY
40Бурение скважин и разработка месторождений
УДК. 622.279.7
МЕТОДОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ
METHODOLOGY OF WELL WORKOVER REALIZATION UNDER PRESENT-DAY CONDITIONS OF CENOMANIAN RESERVOIR DEVELOPMENT
Ю. В. Ваганов
Yu.V. Vaganov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: ремонт скважин; газовая залежь; поглощение; давление; колтюбинг; ограничение водопритока; газоводяной контакт; эффективная толщина
Key words: well workover; gas reservoir; absorption; pressure; coiled tubing; water inflow shut-off; gas-water contact; netpay
Разработка нефтегазовых месторождений Западной Сибири берет свое начало с 60-х годов прошлого столетия, что обусловливает на современном этапе переход газовых месторождений в завершающую стадию, нефтяных — в позднюю эксплуатацию. При этом современные условия эксплуатации нефтегазовых месторождений характеризуются падением добычи углеводородов за счет снижения пластового давления, повышения обводненности продукции, изношенностью эксплуатационного фонда скважин и выхода их в бездействующий фонд и далее в восстановительный ремонт.
Особенно эта проблема актуальна при эксплуатации на завершающей стадии крупнейшей газовой залежи — сеноманской, территориально располагающейся на севере Тюменской области. Сеноманские газовые залежи всех особо крупных месторождений (Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского, Заполярного и др.) эксплуатируются в осложненных условиях падающей добычи, связанных с [1]:
• обводнением фонда скважин пластовыми и конденсационными водами;
• разрушением скелета сеноманского продуктивного пласта;
• наличием заколонных перетоков газа и пластовой воды;
• возникновением межколонных давлений;
• аномально низким пластовым давлением.
На основании наличия этих осложнений при эксплуатации можно говорить, об одинаковом методологическом подходе к восстановлению бездействующих скважин. При этом переход газовых месторождений, эксплуатирующих сеноманскую залежь, на завершающей стадии разработки обусловливает интенсивное обводнение скважин конденсационными (выделяющимися из газового потока) и подошвенными водами и, как следствие, разрушение продуктивных коллекторов в при-скважинной зоне пласта (ПЗП), что приводит к выносу из скважины песка и пластовой воды с образованием жидкостных и песчано-глинистых пробок (ПГП). В результате значительная часть эксплуатационного фонда скважин работает с ограничением по дебиту. Кроме этого, растет количество скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных и псевдоожиженных пробок, что становится еще одной причиной снижения дебита скважин, с большей вероятностью их само-задавливанием.
В связи с этим для поддержания добычи газа на проектном уровне необходимо проводить ремонтно-восстановительные работы (РВР) в скважине методами, на-
34
Нефть и газ № 1, 2016
правленными на снижение обводненности продукции с предварительной нормализацией забоя и закреплением ПЗП.
Вопросам в области водоизоляционных работ, а также вопросам по предупреждению и ликвидации ПГП посвящены работы многих отечественных и зарубежных исследователей. Среди них: А. Д. Амиров, А. А. Ахметов, Ю. М. Басарыгин, Ю. Е. Батурин, С. Н. Бастриков, Р. А. Гасумов, М. Г. Гейхман, Г. П. Зозуля, А. Т. Кошелев, В. Г. Кузнецов, И. И. Клещенко, А. В Кустышев, Р. И. Медведский, В. П. Овчинников, В. И. Саунин, |А. П. Телков|, К. М. Федоров, А. К. Ягафаров и др.
Традиционные методы воздействия на прискважинную зону с целью снижения обводненности продукции скважины (при получении совместных притоков газа и воды), такие как закачивание под давлением тампонажных цементных растворов на водной или углеводородной основе, отверждающихся глинистых растворов, смол и др. не дают положительных результатов [2]. Поэтому в последние годы наибольшее предпочтение при ведении водоизоляционных работ (ВИР) отдают материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости водонасыщенной части пласта при сохранении газонасыщенной за счет закачивания изолирующих реагентов по всей его толщине [3, 4].
Одним из методов сохранения устойчивости ПЗП и предупреждения образования ПГП является промывка забоя и ствола скважины с применением технологических жидкостей, обладающих способностью временного блокирования продуктивного пласта при проведении РВР. Для этих целей в практике широко используются силикатосодержащие технологические жидкости, механизм воздействия которых обусловлен способностью к гелеобразованию в присутствии ионов поливалентных металлов, содержащихся в пластовых водах [5]. Однако их применение в современных условиях эксплуатации сеноманской залежи не позволяет достичь желаемых результатов в связи со спецификой проводимых работ.
Основным способом проведения работ по изоляции притока пластовой воды и нормализации забоя скважины является использование передвижных подъемных агрегатов (ППА). Этот способ предусматривает целый комплекс работ по глушению скважины; извлечению подземного оборудования, восстановлению искусственного забоя, проведению работ по водоизоляции и закреплению ПЗП, освоению скважины и выводу на технологический режим. Основным недостатком данного способа выполнения работ является необходимость глушения скважин, что приводит к загрязнению коллекторов продуктивных пластов и снижению их фильтраци-онно-емкостных свойств (ФЕС). При этом 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 сильному, можно сказать, «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 низкой пластовой энергией и необходимостью деблокирования низкопроницаемой части продуктивного пласта [6].
Изменившиеся условия эксплуатации сеноманской залежи, в частности переход в завершающуюся стадию разработки, требуют совершенствования существующего методологического подхода к восстановлению газовых скважин, разработанным А. В. Кустышевым [7]. Тем не менее недостатком методологии, представленной в работе [7], является неполный охват всех видов ремонтных работ, которые можно проводить с помощью ГТ в условиях АНПД и малой энергией пласта. В частности, не рассмотрены аварийно-восстановительные работы (АВР), которые на завершающей стадии разработки в условиях старения эксплуатационного фонда занимают первое место среди остальных видов работ.
1, 2016
Нефть и газ
Примером совершенствования способов восстановления газовых скважин служат получившие в последнее время достаточно широкое распространение при ремонтах колтюбинговые технологии с использованием гибких труб (ГТ), позволяющих выполнять работы без глушения, под давлением на устье скважины. Колтюбинговые технологии на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири начали внедряться с 2001 г. после успешного испытания технологии промывки газовой скважины на Уренгойском месторождении [8].
Однако анализ ВИР на газовых месторождениях, эксплуатирующих сеноман-скую залежь (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье), показал низкую эффективность как с использованием ППА, так и с помощью колтюбинговых установок. При этом основной причиной недостаточной успешности работ, связанных с изоляцией притока к забою газовой скважины, является отсутствие высокоэффективных водоизоляционных композиций и технологий проведения таких работ. Так, например, водоизоляционные работы чаще всего проводят в два этапа закачиванием селективного изолирующего состава с последующим его докрепле-нием тампонажным порландцементом ПЦТ1-50. Докрепеление цементным раствором проводится с целью предотвращения обратного выноса водоизоляционного состава (ВИС) и укрепления ПЗП. Это в свою очередь исключает избирательное воздействие тампонажного состава на продуктивный пласт и уменьшает эффективную газонасыщенную толщину продуктивного пласта, что в условиях низкого пластового давления и пластовой энергии недопустимо при последующей эксплуатации скважины [9].
При этом практика установки цементных мостов показывает, что не всегда удается поставить качественный цементный мост, удовлетворяющий требованиям его герметичности и прочности. С другой стороны, необходимость последующего разбуривания цементного моста приводит к дополнительной кольматации пласта, что в конечном счете ведет к снижению дебитов газа. 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), то на 18 %, данное обстоятельство дополнительно осложняется наличием АНПД [10].
Однако изменившиеся условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири предъявляют ряд требований к технологиям ремонт-но-изоляционных работ (РИР), обусловленным географическим расположением и геологическим строением сеноманской залежи [6]:
• работы должны проводиться без глушения скважины, с применением кол-тюбинговой установки;
• ВИС должен обладать селективностью, обеспечивающей избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачивании изолирующих реагентов по всей его толщине, при этом проницаемость по газу не должна снижаться;
• сохранение эффективной толщины газонасыщенного пласта;
• смесь должна быть стабильной при отрицательных температурах в условиях севера Западной Сибири.
С другой стороны, селективный метод (или материал) не может обладать абсолютной избирательностью [4]. При этом, чем больше степень снижения продуктивности притока пластовых вод, тем выше селективность метода. Наряду со снижением продуктивности обводненных интервалов в результате ВИР необходимо повышение проницаемости газонасыщенных интервалов пластов, что достигается при использовании гидрофобизирующих поровое пространство коллектора реагентов.
При этом в процессе промывок ствола и забоя скважин, а также при разбурива-нии цементных мостов в процессе водоизоляционных работ возможен дифференциальный прихват, основным условием возникновения которого является превышение забойного (гидростатического) давления над пластовым. Дифференциальный прихват происходит в интервалах проницаемых пластов при фильтрации технологической жидкости, что в условиях сеноманской залежи неизбежно. Известно,
36
Нефть и газ 1, 2016
что при перепаде давления в системе «скважина — пласт», равном 0,2 МПа, возникает прижимающая сила в 370кН, а при перепаде давления в 0,5 МПа (при промывке) — 920 кН. С учетом сил трения для ликвидации дифференциального прихвата необходимо приложить еще большие усилия. Именно поэтому расхаживание инструмента (особенно при промывке) для ликвидации данного осложнения не эффективно и безрезультатно ввиду ограничения по техническим характеристикам технологического оборудования и нагрузки на крюке ППА [11].
Создание ударных нагрузок (гидроудар, ясс), как правило, к положительным результатам также не приводит, что непременно ведет к аварийной ситуации — обрыву колонны труб — и последующему проведению одной из наиболее сложных и трудоемких операций — извлечению прихваченной оборванной колонны труб (ловильные работы) [11, 12].
Единственно возможным вариантом недопущения и ликвидации дифференциального прихвата является снижение забойного (гидростатического) давления, что в условиях АНПД вызывает определенные затруднения. В таких условиях к технологиям проведения ремонтно-восстановительных работ (РВС) предъявляется дополнительное требование: это ведение работ в условиях депрессии на пласт, что возможно при использовании технологий гибких труб (ГТ).
Существующие технологии ГТ по извлечению аварийного оборудования (тар-тального каната или каротажного кабеля, а также оборванных труб) не позволяют достичь поставленных результатов в осложненных условиях при падающей добыче газа сеноманской залежи ввиду ограниченности поверхностного оборудования установки колтюбинг:
• ограниченность вместимости барабана;
• отсутствие возможности поворота всей колонны вокруг своей оси;
• ограниченность в тяговом усилии инжектора колтюбинговой установки.
В связи с чем автором предлагаются методы восстановления скважин, решающие проблемы, обусловленные современным этапом разработки сеноманской залежи на газовых месторождениях Западной Сибири, по ограничению водоприто-ков и ликвидации возможных аварий в условиях АНПД и поглощениях технологической жидкости.
Предлагаемый метод ремонта газовой скважины включает совместное использование ГТ и азотно-бустерной установки с целью нормализации забоя в условиях подъема газоводяного контакта (ГВК) и АНПД. При этом с целью отключения притока пластовых вод за счет подъема ГВК предлагается использование селективной водоизолирующей композиции с предварительным оттеснением пластовых вод от забоя вглубь пласта, с составом, гидрофобизирующим поровое пространство. Гидрофобизация порового пространства с последующим раздельным закачиванием двухкомпонентной водоизолирующей композиции позволяет создать водонепроницаемый барьер в глубине пласта с увеличением фазовой проницаемости по газу и сохранением газонасыщенной толщины пласта.
В случае прихвата ГТ в процессе ремонта газовой скважины предлагается метод, позволяющий проводить извлечение аварийной гибкой трубы с применением колтюбинговой установки. При этом нагрузка на прихваченную ГТ компенсируется за счет включения в аварийную компоновку гидравлического домкрата. Характерной особенностью данной компоновки является отсутствие осевой нагрузки на колонну ГТ из-за гидравлического якоря, а срыв прихваченного оборудования происходит за счет усилия на выходной штанге гидравлического домкрата, которое может достигать до 686,7 кН (70 т).
Таким образом, разработанные методы восстановления скважин расширяют область применения колтюбинговых технологий в сфере капитального ремонта скважин, учитывая специфику сеноманской залежи в современных условиях эксплуатации. При этом, основываясь на особенностях современного этапа разработки месторождений на завершающей стадии, необходимо усовершенствовать методологию капитального ремонта скважин и разработать дополнительные методы, а также осуществить структурирование действующих видов ремонта скважин в виде
1, 2016
Нефть и газ
37
современной классификации, с выделением в отдельный вид операций водоизоля-ционных работ в условиях АНПД и поглощения технологических жидкостей. При этом, в связи со старением эксплуатационного фонда скважин, необходимо выделение в отдельный вид аварийных работ, включая в них ловильные работы с использованием колтюбинговой установки.
Список литературы
1. Тер-Саакян Ю. Г. Литолого-петрофизические особенности строения крупных газовых месторождений Крайнего Севера НТС // Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газо-конденсатных месторождений на суше и на шельфе. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. -№ 2. - С. 3-7.
2. Ремонт нефтяных и газовых скважин / Под ред. Ю. А. Нифантова, И. И. Клещенко. - С.-Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. - Т. 1.-314 с., Т. 2. - 548 с.
3. Кустышев И. А. Повышение качества изоляционных работ при консервации и ликвидации газовых скважин в условиях Крайнего Севера / И. А. Кустышев, А. В. Кустышев, Н. Е. Щербич, Р. Ю. Кузнецов, Т. И. Чижова. Ю. В. Ваганов // Обз. информ. Сер. Геология, бурение, эксплуатация и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - 84 с.
4. Клещенко И. И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: уч. пособ. / И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля, А. К. Ягафаров. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - 344 с.
5. Кустышев А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. -М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 255 с.
6. Ваганов Ю. В. К вопросу методологического обеспечения капитального ремонта скважин на современном этапе разработки месторождений // Известия вузов. Нефть и газ. - 2014. -№ 6. - С. 70-74.
7. Кустышев А. В. Разработка технологических основ и совершенствование ремонтов газовых скважин в сложных климатических условиях Крайнего севера: автореф. дис ... д-ра техн.наук: 25.00.17, 05.26.03.-Уфа , 2008.-49 с.
8. Гейхман М. Г., Зозуля Г. П., Кустышев А. В., Листак М. В. Проблемы и перспективы колтю-бинговых технологий в газодобывающей отрасли // Обз. информ. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 112 с.
9. 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.
10. Басарыгин Ю. М. и др. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.
11. Справочная книга по аварийно-восстановительным работам в нефтяных и газовых скважинах / А. В. Кустышев, Ю. В. Ваганов, Г. П. Зозуля, В. В. Дмитрук, С. К. Ахмедсафин, И. А. Кустышев / Под ред. Г. П. Зозули. - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2011. - 464 с.
12. 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 Information about the author
Ваганов Юрий Владимирович, к. т. н, до- Vaganov Yu. V., Candidate of Science in Engi-
цент кафедры бурения нефтяных и газовых neering, associate professor of the chair «Drilling of
скважин, Тюменский государственный нефтега- oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas Uni-
зовый университет, г. Тюмень, тел. versity, phone: 8(3452)993177, е-mail:
8(3452)993177, е-mail: wagan_yr@mail.ru wagan_yr@mail.ru
