CC BY
73
УДК 622.279.72+622.692.4
Д.В. Изюмченко, С.А. Мельников, Ю.Е. Дорошенко, В.В. Вобликов, А.А. Баранов
Основные результаты геолого-технических мероприятий на фонде скважин сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя
До середины 90-х гг. прошедшего столетия эксплуатация сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя (МБУ) не ставила перед руководством и персоналом эксплуатирующих и научных организаций серьезных задач и проблем. Пластовая энергия и достаточное количество пробуренных скважин позволяли добывать запланированные объемы газа за счет использования традиционных технологий эксплуатации скважин. С середины 1990-х гг. ситуация резко изменилась. Пластовое давление, а соответственно, и дебиты скважин снизились в несколько раз [1].
Обеспечение стабильной работы скважин на поздней стадии разработки залежи -наиважнейшая и первоочередная задача всех заинтересованных организаций и лиц. Для этого небходимо в кратчайшие сроки провести глубокий анализ традиционных методов работы с продуктивным пластом, а также обеспечить научную разработку и внедрение передовых технологических решений в области эксплуатации и ремонта скважин.
Сеноманская газовая залежь является сводовой, водоплавающей, относится к типу массивных с неоднородным терригенным коллектором, прерывистым распространением пропластков глин и глинистых пород по площади месторождения. В настоящее время большое количество сеноманских скважин эксплуатируются в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД) и падающих дебитов газа. Основной проблемой всех сводовых водоплавающих залежей газа является проблема подъема газоводяного контакта (ГВК) вследствие постоянного падения пластового давления (порядка 1,5-2,5 м на 0,1 МПа). Это приводит к размыву коллектора и образованию в нем полостей и каналов, способствующих поглощению технологических растворов в пласт в процессе глушения и промывки скважин.
Анализ всего периода эксплуатации месторождения показывает, что пластовое давление с начала разработки по длительно разрабатываемым площадям -Уренгойской, Ен-Яхинской Уренгойского месторождения, Северо-Уренгойскому месторождению (западный купол) - снизилось на 81; 84; 81,4 % соответственно. По Песцовой площади, вступившей в эксплуатацию в 2004 г., давление снизилось на 31,6 %, по восточному куполу Северо-Уренгойского месторождения - на 42 %, по введенной в 2010 г. Западно-Песцовой площади - на 18,5 %.
По состоянию на 1 января 2016 г. эксплуатационный фонд сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя составил 1347 скважин, из которых действующий фонд - 1257 скважин, бездействующий фонд - 90 скважин, законсервированы на начало текущего года 38 скважин (табл. 1). За год бездействующий фонд по месторождениям Большого Уренгоя составил 7 % (Ен-Яхинская площадь - 16 %, Уренгойская площадь - 5 %, Северо-Уренгойское месторождение - 11 %). В ожидании ликвидации находились 27 скважин.
По добычным возможностям (дебиту) на начало 2016 г. эксплуатационный фонд скважин Большого Уренгоя можно классифицировать следующим образом:
• более 300 тыс. м3 / сут - 3 %;
• от 200 до 300 тыс. м3 / сут - 12 %;
• от 100 до 200 тыс. м3 / сут - 37 %;
• до 100 тыс. м3 / сут - 48 %.
Ключевые слова:
месторождения Большого Уренгоя, геолого-технические мероприятия, капитальный ремонт скважин, водоизоляционные работы, успешность ремонтных работ.
Keywords:
Bolshoy Urengoy fields,
geological and technological events, wells' overhaul, water shutoff treatment,
efficiency of recovery works.
Таблица 1
Распределение скважин эксплуатационного фонда и скважин, находящихся на консервации
Дата Эксплуатационный фонд Консервация
всего действующий бездействующий
01.01.2012 1370 1319 51 47
01.01.2013 1368 1320 48 47
01.01.2014 1368 1291 77 51
01.01.2015 1352 1264 88 55
01.01.2016 1347 1257 90 38
Низкодебитные (менее 100 тыс. м3/сут) скважины на сеноманской залежи МБУ составляют ~ 48 % действующего фонда, что на 7 % больше, чем в прошлом году. По отдельным площадям доля таких скважин достигает ~ 61-70 % (Северо-Уренгойское месторождение и Ен-Яхинская площадь). Стоит отметить, что количество скважин с дебитом добычи 100 тыс. м3/сут и менее зачастую увеличивается после ремонтных работ, а в некоторых случаях скважины не удается освоить.
Обводненность продуктивного коллектора, аномально низкое пластовое давление, высокая естественная проницаемость не позволяют более эффективно и качественно проводить геолого-технические мероприятия (ГТМ) на скважинах неработающего фонда. Негативную роль здесь играет применение в качестве жидкостей глушения и промывки скважин растворов с высокой плотностью, не обладающих определенными реологическими свойствами, а также статическим напряжением сдвига (СНС). Немаловажным фактором, также оказывающим влияние на эффективность ГТМ, является конструкция многих скважин, а именно их запакерованность и то, что башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) спущен ниже нижних отверстий интервала перфорации (ИП).
В 2015 г. по фонду газовых скважин выполнены 114 ГТМ, из них 89 ГТМ - в 87 эксплуатационных скважинах, 20 ГТМ - в 18 поглощающих скважинах, 5 ГТМ - в 5 наблюдательных скважинах. Признаны успешными 94 ГТМ. Общая эффективность работ составила 82,5 %. Прирост суточной добычи в результате капитального ремонта скважин (КРС) составил 2,83 млн м3 / сут, накопленная дополнительная добыча - 268,9 млн м3 газа. Далее приведены более подробные данные по видам и территориальной локализации ГТМ.
Извлечение подземного оборудования (ПО), водоизоляция, ревизия или замена
НКТ, интенсификация. Подходы проведены в 32 скважинах. В 28 скважинах водоизо-ляционные работы осуществлены с установкой цементного моста. Из них в 19 скважинах ремонты успешны: 15 скважин выведены из бездействия, 4 скважины введены в эксплуатацию из текущего простоя. В 9 скважинах из 28, в которых выполнены водоизоляционные работы (ВИР), ГТМ признаны неуспешными: скважины остались в бездействующем фонде. В 4 скважинах водоизоляции не проводилось, из них в 2 скважинах выполнены ремонты вида «Извлечение ПО, ревизия НКТ, интенсификация» (ремонты успешны, скважины выведены из бездействия); в 2 скважинах данный вид работ не обеспечит промышленного притока газа (ремонты неуспешны, скважины остались в бездействующем фонде).
Уренгойская площадь. Подходы проведены в 20 скважинах. Работы по водоизоляции проведены в 18 скважинах, из них в 12 скважинах ремонты успешны: 9 скважин выведены из бездействия, 3 - введены в эксплуатацию из текущего простоя). В 6 скважинах ГТМ неуспешны (скважины остались в бездействующем фонде). В 2 скважинах изоляционные работы не проводились, выполнены ремонты вида «Извлечение ПО, ревизия НКТ, интенсификация» (ремонты успешны, скважины выведены из бездействия). Эффективность работ по водоизоляции составила 66,7 %, эффективность работ с учетом подходов - 70 %.
Ен-Яхинская площадь. Подходы проведены в 4 скважинах. Работы по водоизоляции проведены в 3 скважинах, из них: в 2 скважинах ремонты успешны (скважины выведены из бездействия), в 1 скважине ГТМ неуспешно (скважина осталась в бездействии). В 1 скважине водоизоляция не проводилась, так как данный вид работ не обеспечит промышленного притока газа (скважина осталась в бездействии). Эффективность работ по водоизоляции соста-
вила 66,7 %, эффективность работ с учетом подходов - 50 %.
Северо-Уренгойское месторождение. Подходы проведены в 7 скважинах. Работы по водо-изоляции проведены в 6 скважинах, из них: в 4 скважинах ремонты успешны (3 скважины выведены из бездействия, 1 скважина введена в эксплуатацию из текущего простоя), в 2 скважинах ГТМ неуспешны (скважины остались в бездействии). В 1 скважине водоизоляция не проводилась, так как данный вид работ не обеспечит промышленного притока газа, результат ГТМ отрицательный. Эффективность работ по водоизоляции составила 66,7 %, эффективность работ с учетом подходов - 57,1 %.
Песцовая площадь. Работы по водоизоля-ции проведены в 1 скважине: ремонт успешный, скважина выведена из бездействия. Эффективность работ составила 100 %.
Общая эффективность работ по ВИР составила 67,9 %, общая эффективность работ с учетом подходов - 65,6 %.
Ликвидация песчаных и гидратных пробок, промыслово-геофизические исследования (ПГИ). Проведено 40 ГТМ в 40 скважинах. В 34 скважинах ГТМ успешны: 5 скважин выведены из бездействия, 11 скважин введены в эксплуатацию из текущего простоя, остальные скважины остались в действующем фонде. В 6 скважинах ГТМ неуспешны: 4 скважины выведены в бездействие (2 из действующего фонда, 2 из текущего простоя), 2 скважины остались в бездействующем фонде. Эффективность работ составила 85 %.
Уренгойская площадь. Проведено 38 ГТМ в 38 скважинах. В 33 скважинах ГТМ успешны: 4 скважины выведены из бездействия, 11 скважин введены в эксплуатацию из текущего простоя, остальные остались в действующем фонде. В 5 скважинах ГТМ неуспешны: 4 скважины вышли в бездействие (2 из действующего фонда, 2 из текущего простоя), 1 скважина осталась в бездействующем фонде. Эффективность работ составила 86,8 %.
Ен-Яхинская площадь. Проведено 1 ГТМ: ремонт неуспешный (скважина осталась в бездействии). Эффективность работ составила 0 %.
Северо-Уренгойское месторождение. Проведено 1 ГТМ: ремонт успешный (скважина выведена из бездействия). Эффективность работ составила 100 %.
Восстановление герметичности цементного кольца. Проведено 15 ГТМ в 15 скважинах.
Ремонты успешные. Скважины находятся в действующем фонде.
Уренгойская площадь. Проведено 12 ГТМ в 12 скважинах. Все ремонты успешные. Эффективность работ составила 100 %.
Песцовая площадь. Проведено 3 ГТМ в 3 скважинах. Все ремонты успешные. Эффективность работ составила 100 %.
Восстановление удовлетворительного технического состояния проводилось на Уренгойской площади: 2 ГТМ в 2 скважинах. В 1 скважине ремонт неуспешен, посторонний предмет не извлечен. Скважины остались в действующем фонде. Эффективность работ составила 50 %.
Неуспешность ремотов скважин объясняется следующими причинами:
1) геологическими, обусловленными гео-лого-петрофизическими и стратиграфическими свойствами призабойной зоны пласта (ПЗП), а именно:
• низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) ПЗП из-за низких значений пористости и проницаемости пород продуктивных пропластков и повышенной глинистости коллекторов;
• малыми значениями эффективных толщин в интервале перфорации;
• водопритоком в скважину из-за поднятия газоводяного контакта;
2) технико-технологическими, вызванными дефектами технического состояния скважин и неуспешными ремонтными работами:
• заколонным водопритоком в скважину из-за неудовлетворительного состояния цементного камня за эксплуатационной колонной;
• водопритоком из-за негерметичности эксплуатационной колонны;
• насыщением пластовой водой продуктивной части пласта в результате водо-притока из-за технического состояния скважины;
• кольматацией ПЗП технологическими жидкостями в процессе ремонтных работ;
• посторонними предметами в стволе скважин, невозможностью их извлечения;
• интенсивным ростом песчаных пробок при освоении;
• осложнениями при проведении ремонтных работ и др.;
3) несовершенством кустовой системы сбора:
• наличием водопритока из соседней скважины (при общей зоне дренирования по кусту);
• превышением шлейфового давления над максимальным устьевым, обеспечивающим достаточные лифтовые скорости для эксплуатации скважины.
За 2015 г. в сеноманских скважинах МБУ 18 из 114 проведенных ГТМ оказались неуспешными, в том числе по видам ГТМ:
• 11 из 32 ГТМ «Водоизоляция, ревизия НКТ, интенсификация»;
• 6 из 40 ГТМ «Ликвидация песчаных и гидратных пробок, ПГИ»;
• 1 из 8 ГТМ «Промывка песчаной пробки, интенсификация, ПГИ».
В настоящее время в условиях АНПД необходимо проводить работы по водоизоля-ции с более эффективными реагентами, жидкостями и технологиями блокирования и глушения скважин, обработки ПЗП. В скважинах, которые вскрывают однородные высокопроницаемые коллекторы, ВИР проводить нецелесообразно: такие скважины следует эксплуатировать при регулируемых депрессиях, зависящих от положения ГВК.
Помимо этого до 30 % скважин приходится повторно глушить из-за поглощения раствора высокопроницаемыми «суперколлекторами». Это в итоге увеличивает срок освоения скважины, а в некоторых случаях и вовсе не удается вывести скважину на режим, позволяющий запустить ее в газосборный коллектор.
Как свидетельствует отечественный и зарубежный опыт, в процессах глушения скважин с АНПД наиболее эффективными и технологичными являются блокирующие растворы на основе обратных эмульсий. Для сохранения ФЕС коллектора при проведении работ на скважине необходим блокирующий раствор невысокой плотности с определенными реологическими свойствами (обладающий статическим напряжением сдвига), позволяющими раствору блокировать ПЗП и не приводящими к снижению проницаемости коллектора после окончания ремонта [2].
Применение традиционных маловязких растворов глушения высокой плотности не способствует повышению эффективности глушения и промывки скважин, сохранению ФЕС коллектора. Зачастую методы глушения сква-
жин и технологические параметры растворов глушения используются без учета естественной проницаемости коллектора. Это выражается в том, что в условиях хорошей сообщае-мости с соседними добывающими скважинами процесс глушения неработающей скважины оказывает негативное влияние и на соседние работающие скважины. При таком глушении после окончания работ отремонтированная скважина теряет от 20 до 50 % своего доре-монтного дебита.
Таким образом, раствор глушения, применяемый на данный момент для скважин сено-манской залежи МБУ, в полной мере не соответствует требованиям качественной защиты ПЗП от проникновения в пласт фильтрата раствора. Для повышения эффективности процесса глушения скважин с АНПД необходима разработка более качественных эмульсионных жидкостей, обладающих статическим напряжением сдвига, с добавками химически осажденного мела, который способствует закупорке зон интенсивного поглощения жидкости глушения [2-4].
Сегодня эффективное проведение ремонта скважин невозможно без точных и достоверных геофизических данных диагностических исследований. За период с 01.01.2015 по 01.01.2016 получена и проанализирована геофизическая информация по 127 газовым скважинам. Собрана информация, в том числе по основным проблемам в скважине, на трех этапах проведения исследований: до, при и после КРС.
За рассматриваемый период в 27 скважинах проведены геофизические исследования (ГИС) до ремонтных работ (рис. 1), в 50 скважинах - исследования при извлеченных НКТ (рис. 2). В последнем случае по результатам интерпретации наибольшее количество дефектов приходится на скопление газа за колонной, коррозионный износ и изменение диаметра эксплуатационной колонны. По данным видеоконтроля в четырех скважинах в приустьевой части отмечены сквозные нарушения эксплуатационной колонны. В комплекс ГИС при извлеченных НКТ по 11 скважинам был включен дивергентный каротаж.
Текущий коэффициент газонасыщенности показывает степень выработки газовой залежи, а также позволяет более точно планировать работы по ремонту скважин. Сравнение коэффициентов текущей газонасыщенности и газо-
дефектов не выявлено
заколонное движение флюида без выхода в ствол скважины
скопление газа за колонной
негерметичность НКТ
негерметичность пакера
негерметичность цементного моста
негерметичность забоя
водоприток
3
6
9
Рис. 1. Статистическое распределение дефектов, выявленных на этапе исследований до КРС
дефектов не выявлено
заколонное движение флюида без выхода в ствол скважины
скопление газа за колонной
изменение диаметра эксплуатационной колонны
негерметичность эксплуатационной колонны
коррозия эксплуатационной колонны негерметичность забоя деформация эксплуатационной колонны недоворот муфтовых соединений
Рис. 2. Статистическое распределение дефектов, выявленных на этапе исследований в ходе КРС
5
2
6
насыщенности, рассчитанной при бурении, (табл. 2) продемонстрировало снижение коэффициента газонасыщенности в газонасыщенной части разреза приблизительно на 5-15 % от первоначального. Снижение газонасыщенности в обводнившейся части разреза составляет около 19-43 %. В 10 скважинах точно определено текущее положение контакта. В одной скважине контакт находится ниже остановки прибора. В скв. 15374 в связи с наличием пер-
форационных отверстий замеры произведены в маломощных интервалах 6 м и 16,5 м соответственно, поэтому расчет текущего насыщения выполнен не в полном объеме. В скв. 4171 замер также произведен в интервале мощности 6 м, но по полученным данным определен характер насыщения пластов-коллекторов. В результате интерпретации по скв. 1111 в разрезе выделены пропластки с высокими значениями текущей газонасыщенности около 70 %.
Таблица 2
Коэффициенты текущей и рассчитанной при бурении газонасыщенности
Скв. Категория скв. В газонасыщенной части разреза, % В обводненной части разреза, % Текущий ГВК (абс.отм.), м
при бурении текущий при бурении текущий
15384 Эксплуатационная 67,4 - 70,3 29,7 Минус 1143,9
15130 Неперфорированная наблюдательная 60,0 48,6 65,0 37,6 Минус (1151,7-1164,9)
15540 Неперфорированная наблюдательная 51,9 46,6 70,3 36,2 Минус 1177,09
15160 Неперфорированная наблюдательная 82,7 81,2 74,1 38,3 Минус (1123,6-1124,5)
860 Неперфорированная наблюдательная 67,2 58,7 69,6 26,6 Минус (1134,7-1138,7)
590 Неперфорированная наблюдательная 59,0 54,4 69,6 41,9 Минус 1147,94
15040 Неперфорированная наблюдательная 80,7 68,9 59,9 33,3 Минус 1146,9
641 Эксплуатационная 68,5 54,6 - - Ниже остановки прибора
15374 Эксплуатационная Расчет текущего коэффициента газонасыщенности произведен в двух пропластках Минус 1174,1
4171 Эксплуатационная Расчет текущего коэффициента газонасыщенности не произведен Минус (1121,3-1132,8)
1111 Эксплуатационная 81,4 66,4 76,0 56,3 Минус 1149,8
дефектов не выявлено
1 2 1
■ заколонное движение флюида с выходом в ствол скважины
■ заколонное движение флюида без выхода в ствол скважины
■ скопление газа за колонной
■ негерметичность НКТ
■ негерметичность эксплуатационной колонны
■ коррозия эксплуатационной колонны
■ давление в межколонном пространстве негерметичность пакера
■ деформация эксплуатационной колонны деформация НКТ
■ водоприток
■ обрыв НКТ
Рис. 3. Статистическое распределение дефектов, выявленных на этапе исследований после КРС
8
5
30
ГИС после ремонтных работ проведены в 78 скважинах (рис. 3). Наибольшее количество дефектов составляет скопление газа за колонной. В скв. № 11411 и 15384 выявлены водопритоки: была проведена водоизоляция -ремонты неуспешны, и скважины находятся в бездействии.
В 2015 г. впервые для сеноманской залежи проводились работы по восстановлению бездействующей скв. 15523 восточного купола СевероУренгойского нефтегазоконденсатного месторождения методом забурки бокового ствола.
Скважина вскрыла суперколлектор, по которому произошло быстрое вторжение подошвенной воды. Этим объясняется работа скважины газожидкостной смесью.
Тем не менее получен огромный опыт восстановления работоспособности сеноманских скважин методом зарезки бокового ствола. В дальнейшем при восстановлении газовой скважины для снижения вероятности вскрытия суперколлектора необходимо выполнить проводку бокового ствола в верхней части загли-низированного песчаника.
Список литературы
1. Корякин А.Ю. Актуальные вопросы завершающей стадии разработки основных базовых месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой». Переход к ликвидационным работам и порядок их проведения /
A.Ю. Корякин, О.А. Николаев, В.Ф. Гузов
и др. // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. -М.: Недра, 2013. - С. 58-62.
2. Нифантов В.И. Эффективность ремонта газовых скважин на завершающем этапе разработки месторождений: обз. инф. /
B.И. Нифантов, М.Г. Гейхман, С.И. Иванов и др. - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 65 с. -(Разработка и эксплуатация газовых
и газоконденсатных месторождений).
3. Нифантов В.И. Повышение продуктивности скважин / В.И. Нифантов, Е.В. Мельникова, С .А. Мельников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 242 с.
4. Нифантов В.И. Особенности освоения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях: обз. инф. /
B.И. Нифантов, Е.В. Мельникова,
C.А. Мельников // Сб. науч.-техн. обзоров. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - С. 39-37.
