CC BY
44ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ИМПОРТОЗАМЕЩАЮЩИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ И ПРОДЛЕНИЯ МЕЖРЕМОНТНОГО ПЕРИОДА РАБОТЫ СКВАЖИН АСТРАХАНСКОГО ГКМ
УДК 622.279.23
Р.Е. Зонтов, ООО «Газпром добыча Астрахань» (Астрахань, РФ), [email protected]
Н.Е. Рылов, ООО «Газпром добыча Астрахань», [email protected]
Д.А. Малышев, ООО «Газпром добыча Астрахань», [email protected]
Д.Н. Гриньчак, ООО «Газпром добыча Астрахань», [email protected]
О.А. Горбачева, ООО «Газпром добыча Астрахань», [email protected]
Статья содержит сведения о территориальном расположении Астраханского газоконденсатного месторождения и его краткую горно-геологическую характеристику. Представлена информация о добываемой скважинами продукции, среднем содержании основных углеводородных и неорганических компонентов. Особое внимание уделяется количественному содержанию сероводорода по причине его негативного влияния на оборудование, обусловленного значительным увеличением скорости коррозионных процессов и риском отравления обслуживающего персонала. Приводятся данные о существующих проблемах скважин в контексте интенсификации притока и продления межремонтного периода их работы с учетом горно-геологических особенностей месторождения и высокого содержания в добываемой скважинной продукции кислых газов. Рассматривается конструкция скважин и их особенности, наличие герметизированного пакерирующего устройства затрубного пространства, материальное исполнение скважинного оборудования. Освещается внедрение на Астраханском месторождении реагентов и технологий для интенсификации притока углеводородного флюида, а также продления межремонтного периода работы скважин. Представлен положительный опыт работ по данным направлениям. Приводится ретроспективный анализ и описание перспективных технологий, планируемых к внедрению на месторождении. В публикации содержатся количественные и качественные результаты мероприятий по интенсификации притока и продления межремонтного периода работы скважин, выполненные на Астраханском месторождении; сравнительные характеристики и результаты использования реагентов импортного и отечественного производства. В качестве основания для внедрения реагентов отечественного производства послужили показатели лабораторных исследований, которые были подтверждены работами, проведенными непосредственно на скважинах.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СКВАЖИНА, СЕРОВОДОРОД, ЗАТРУБНОЕ ПРОСТРАНСТВО, ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА, КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА, ДЕБИТ, ГЕРМЕТИЗАЦИЯ.
Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ) расположено в юго-западной части Прикаспийской низменности, на 70 км севернее областного центра. Месторождение открыто в 1976 г. разведочной скважиной № 5А, введено в эксплуатацию в 1986 г. Основная залежь Астраханского ГКМ отнесена к карбонатным отложениям каменноугольного возраста. Район месторожде-
ния, ограниченный контуром разведанной залежи, занимает площадь 110 * 40 км. В административном отношении площадь месторождения принадлежит Наримановскому, Красноярскому, Харабалинскому и Енотаевско-му районам Астраханской обл. Юго-восточное окончание месторождения уходит на территорию Казахстана. Назначение объекта: добыча, сбор и транспорт газо-
жидкостной смеси (ГЖС) на Астраханский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для дальнейшей переработки.
Месторождение характеризуется:
- повышенным содержанием агрессивных компонентов в добываемом пластовом флюиде;
- коррозионной агрессивностью и токсичностью пластового флюида;
Таблица 1. Содержание основных компонентов в добываемой на Астраханском ГКМ газожидкостной смеси
№ п/п Наименование показателей Содержание
1 Сероводород, Н^, % мол. 19,00-33,00
2 Углерода диоксид, СО2, % мол. 12,00-16,00
3 Метан и его гомологи, % мол. 44,00-65,00
4 Потенциальное содержание С , г/м3 пластового газа 350
5 Содержание воды в пластовой смеси, г/Нм3 До 50
- аномально высоким пластовым давлением;
- высоким содержанием конденсата;
- высокой температурой образования гидратов;
- высоким давлением конденсации;
- сложным геологическим строением и низко проницаемыми деформируемыми коллекторами.
Залежь приурочена к сложному по строению карбонатному массиву, представленному известняками башкирского яруса среднего карбона. Размеры залежи -110 * 40 км,тип массивно-пла-стовый. Глубина залегания кровли продуктивного пласта -3746-4003 м. Этаж газоносности -до 330 м. Абсолютная отметка газоводяного контакта - на глубине 4078 м. Начальное пластовое давление - 61,2 МПа. Начальная пластовая температура составляет +110 °С.
Пустотное пространство продуктивного пласта (карбонатные породы башкирского яруса) представлено порами, фильтрующими каналами, трещинами и кавернами. Значительную долю в продуктивном разрезе составляет поровый тип коллектора. Средневзвешенная по эффективной газонасыщенной толщине пористость изменяется в диапазоне от 3 до 18 %. Проницаемость - от 0,001 до 1,0 * 10-15 м2.
Участки со значением наиболее высокой пористости (более 12 %) имеют локальное распространение и занимают около 3 % всей площади в склоновых и при-сводовых частях поднятия. Около 80 % площади представлено коллекторами средней емкости с пористостью от 8 до 12 %. Наличие достаточно высоких дебитов эксплуатационных скважин при сравнительно низкопористом разрезе свидетельствует о существенной роли трещиноватости в обеспечении проницаемости разреза. Характерной чертой строения газопродуктивной толщи Астраханского ГКМ выступает неод-
нородность фильтрационно-ем-костных свойств слагающих ее пород и колебание общей высоты эффективных газонасыщенных интервалов.
Добываемая ГЖС характеризуется как высокосернистая, со сложным составом, который приведен в табл. 1.
Скважинная продукция собирается шестью установками предварительной подготовки газа (УППГ) и транспортируется на Астраханский ГПЗ, который расположен непосредственно на территории Астраханского ГКМ. Суммарная проектная производительность составляет до 12 млрд м3/год.
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Значительной глубиной залегания продуктивного горизонта, жесткими термобарическими условиями и высокой степенью коррозионной активности пластового флюида обусловлено строительство эксплуатационных скважин сложной конструкции, а значит, их высокой стоимостью, чем объясняется их ограниченное количество. Существенные затраты необходимы на их строительство и капитальный ремонт.
Именно ограниченное по сравнению с другими крупными месторождениями количество добывающих скважин требует пристального внимания к их техническому состоянию и обеспечению их производительности не ниже возможностей продуктивного пласта.
Для решения поставленной задачи на Астраханском ГКМ был
разработан и внедрен целый ряд технических решений. Наиболее перспективные представлены ниже.
Опыт применения кислотных обработок на месторождениях с большим этажом газоносности, таких как Астраханское, Оренбургское, Карачаганакское, Вуктыль-ское и др., показывает, что их эффективность зависит не только от применяемой рабочей жидкости, но и от степени охвата этой жидкостью продуктивного пласта по толщине. Анализ результатов неуправляемых (стандартных) соля-но-кислотных обработок (СКО) на указанных выше месторождениях позволил установить, что в основном воздействию подвергаются нижние наиболее проницаемые интервалы продуктивного пласта, а верхние остаются необработанными и в незначительной степени участвуют в формировании дебита скважин. Промысловый опыт добычи как нефти, так и газа из карбонатных отложений показывает, что в ряде случаев проведение очередной кислотной обработки не приводит к увеличению продуктивности скважины.
ВНЕДРЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
В целях повышения эффективности СКО скважин Астраханского ГКМ внедрена технология с использованием реагента J557 компании Schlumberger. Реагент J557 применяется как добавка для получения кислоты с самоотклоняющими свойствами (технология VDA). Механизм действия системы VDA заключается
в следующем: кислота проникает в высокопроницаемые зоны пласта и реагирует с породой, в результате реакции образуется хлористый кальций, рН системы повышается. При достижении определенной кислотности среды хлористый кальций воздействует на поверхностно-активные вещества (ПАВ), в результате чего линейные длинные молекулы переплетаются между собой и структурируют жидкость, система становится гелеобразной. Загущенная система временно блокирует высокопроницаемые интервалы и отклоняет свежую порцию кислоты в необработанные зоны пласта.
Поскольку в VDA-полимеры отсутствуют, для этой системы не нужны структурообразовате-ли, следовательно,устраняется опасность загрязнения пласта в результате осаждения гидрооксидов, сульфидов металлов, продуктов деструкции полимеров. Особенности этой системы делают ее предпочтительной в скважинах с высоким содержанием кислых газов продукции. Кроме того, в сравнении с другими аналогичными системами, применение системы на основе ПАВ способствует снижению гидравлических потерь давления в процессе обработки, тем самым и уменьшая затрачиваемую мощность, и обеспечивая более высокие темпы закачки и эффективность обработки в целом. В зависимости от количества присутствующей кислоты начальная кажущаяся вязкость приготовленной системы остается низкой все время прокачки через насосно-компрессор-ные трубы (НКТ) до начала реагирования с карбонатным пластом.
С 2008 г. на Астраханском ГКМ выполнено 39 скважино-опера-ций с проведением селективной СКО по технологии VDA на действующих скважинах, а также на стадии освоения скважин, выходящих после капитального ремонта скважины (КРС) со станка и при строительстве.
Выполнение селективных обработок по технологии VDA во время освоения при капитальном ремонте позволило получить увеличение дебита по газу сепарации в среднем на 20 % по сравнению с доремонтным дебитом. Следует отметить, что без применения потокоотклоняющих технологий дебит скважин по газу сепарации после КРС снижался в среднем на 30 %.
В 2011 г. проведен комплекс лабораторных исследований по доработке и адаптации отечественного аналога системы VDA -реагента «Сурфогель». По итогам работы в 2012 г. на скважинах Астраханского ГКМ применен отечественный ПАВ-отклонитель «Сурфогель».
Технология обработки продуктивного пласта с применением «Сурфогеля» выполнялась как при освоении скважин с гибкой НКТ, так и при закачках с устья скважины.
В 2014 г. «Сурфогель» применен на четырех скважинах при проведении высокоскоростных СКО и СКО в режиме раскрытия микротрещин. Экономический эффект от данных работ превысил 5 млн руб.
В 2014 г. осуществлены лабораторные и стендовые исследования нового отечественного гелирую-щего реагента «Стрим-С» для приготовления самоотклоняющихся кислотных составов.
Сравнительные исследования реагентов «Стрим-С» и «Сурфогель» показали, что по совокупности физико-химических параметров новый реагент не уступает реагенту «Сурфогель», при этом обладает меньшим расходом на одну скважино-операцию, что позволяет сократить затраты на химреагенты.
Реагент «Стрим-С» рекомендован к применению на скважинах Астраханского ГКМ при выполнении селективных СКО. Технологическая эффективность СКО, проведенных с применением гелеобразующего реагента
«Стрим-С» на четырех скважинах в 2015 г., выразилась в увеличении дебита в среднем на 55 %.
Анализ результатов произведенных работ показал необходимость снижения коэффициента неконтролируемых утечек кислотного состава в пласт, т. е. разработки рецептуры аналогичной системе МэхСОЗ (самоотклоняющаяся кислота с пролонгированно растворимыми волокнами) фирмы Schlumberger.
Таким образом,разработана и в 2016 г. внедрена на Астраханском ГКМ рецептура комплексного кислотного состава, сочетающего в себе отклонители соляной кислоты ПАВ-гелеобразователь марки ОКА-10 и синтетические самораспадающиеся волокна СРВ-1ПМ.
На основе данного состава реализована технология кислотной обработки в режиме раскрытия естественных микротрещин. За 2016-2018 гг. произведено шесть обработок скважин с максимальной объемной скоростью закачки до 4 м3/мин и устьевым давлением до 75 МПа. Для внедрения выбирались скважины, расположенные в зонах с низкими кол-лекторскими свойствами, а также те, у которых в результате снижения пластового давления произошло смыкание естественных трещин, служащих основными про-дуктопроводящими каналами.
Внедрение технологии кислотной обработки в режиме раскрытия естественных микротрещин обеспечило в среднем увеличение производительности скважин на 39 %, а фактический экономический эффект превысил 100 млн руб.
По причине необходимости обеспечения технологической и экологической безопасности, выполнения плановых показателей добычи, снижения затрат на строительство и ремонт задача поддержания фонда скважин в технически исправном состоянии становится одной из важнейших на Астраханском ГКМ.
ОФИЦИАЛЬНАЯ ПОДДЕРЖКА ВЫСТАВКИ: м „
XXIII МЕЖДУНАРОДНАЯ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА
В РАМКАХ IX ПЕТЕРБУРГСКОГО МЕЖДУНАРОДНОГО ГАЗОВОГО ФОРУМА
| НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ | ЦИФРОВЫЕ РЕШЕНИЯ
■ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ РАЗРАБОТКИ
1-
октября
2 0 19
ОРГАНИЗАТОР ВЫСТАВКИ:
РО
®
PROFESSIONAL EXHIBITION Ç CONGRESS ORGANIZER
Тел/факс: +7 (812) 777-04-07; 718-35-37 E-mail: [email protected] www.rosgasexpo.ru
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ИНФОРМАЦИОННЫЙ ПАРТНЕР ВЫСТАВКИ:
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ТЕРРИТОРИЯ
НЕФТЕГАЗ
коррозия
МЕСТО ПРОВЕДЕНИЯ:
г. Санкт-Петербург, КВЦ «ЭКСПОФОРУМ», павильон б
Таблица 2. Результаты внедрения жидкостей высокой плотности на Астраханском ГКМ
Годы
Параметр 2018
WARP HW-FLUID
Затрубное пространство Успешность - восстановлена герметичность 1 1 1 1 2 3 4 4 4 1
Количество операций, штук Всего 1 3 3 3 4 3 7 6 4 1
Межколонное пространство Успешность - давление снижено 1 2 3 2 2 4 3 4 5 3
Всего 1 2 3 2 2 4 3 4 5 3
КОМПОНЕНТ БУРОВОГО РАСТВОРА HW-FLUID
Для ликвидации давлений в затрубном и межколонном пространствах скважин, напрямую влияющих на экологическую и технологическую безопасность, специалистами ООО «Газпром добыча Астрахань» начиная с 2001 г. выполнялся поиск и разработка рецептур герметизирующих составов. В частности, наиболее перспективным реагентом, способным решить проблему затрубных и межколонных давлений, стала технологическая жидкость на углеводородной основе высокой плотности (около 2200 кг/м3) WARP производства компании MI SWACO, которая успешно была внедрена на промысле Астраханского ГКМ. Данная технологическая жидкость производится по запатентованной технологии и имеет достаточно высокую стоимость.
В целях уменьшения стоимости работ по поддержанию технического состояния скважин, обеспечения необходимого уровня их безопасности, в том числе в рамках импортозамещения, выполнен поиск отечественных предприятий, способных разработать рецептуру и наладить производство аналогов технологической жидкости WARP.
Таким аналогом стал адаптированный к условиям Астраханского ГКМ компонент бурового раствора HW-FLUID отечественного производителя, выпускаемый на территории РФ.
Для определения возможности применения данного раствора на скважинах Астраханского ГКМ выполнены комплексные лабораторные и стендовые испытания компонента бурового раствора HW-FLUID. Испытания проводились в два этапа.
Первый этап предусматривал изучение основных технологических параметров предлагаемого раствора, а также определение влияния раствора HW-FLUID на технологические процессы переработки Астраханского ГПЗ.
Второй этап исследований выполнялся после положительных результатов первого этапа и заключался в проведении стендовых испытаний в среде сырого газа Астраханского ГКМ на опытном полигоне ЦНИПР ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань». В процессе выполнения второго этапа определена коррозионная активность, агрегативная и се-диментационная устойчивость раствора HW-FLUID в условиях комплексного термобарического воздействия в среде пластового флюида Астраханского ГКМ.
Проведенные испытания показали, что предлагаемый компонент бурового раствора НМ^иШ характеризуется: высокой плотностью 2,215 г/см3, агрегативной и седиментационной устойчивостью при термобарическом сероводородном воздействии, влиянием на вспенивание аминовых растворов Астраханского ГПЗ в пределах допустимой нормы, низкой коррозионной активностью после
насыщения сырым газом Астраханского ГКМ.
Согласно полученным положительным результатам исследований реагент допущен к применению на скважинах для выполнения работ по контролю и снижению затрубных и межколонных давлений.
Технология использования НМ-FLUID предусматривает его закачку в затрубное либо межколонное пространство скважины на поглощение (замещение). Высокая плотность НМ^иШ компенсирует избыточное давление, возникающее в межколонном или затрубном пространствах. Предварительно, в случае значительного нарушения целостности па-кера или НКТ, закачивается пачка НМ^иШ с герметизирующими добавками. В настоящее время экономическая эффективность выполненных работ по восстановлению герметичности затрубного пространства скважин превысила 300 млн руб.
Качественные и количественные показатели внедрения жидкостей высокой плотности для контроля и снижения затрубных и межколонных давлений представлены в табл. 2.
Таким образом, новые реагенты отечественного производства и технологии их использования, адаптированные к условиям Астраханского ГКМ, позволили обеспечить выполнение программы импортозамещения, получить существенный технологический и экономический эффект. ■
