Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского месторождения

Обводнение скважин водами разрабатываемых пластов происходит как за счет подъема газоводяных контактов в пластах БУ31, БУ83 ,БУ91(скв. 10202, 12902, 31806, 32402 и др.), так и за счет поступления их в интервал перфорации через негерметичность цементного кольца или установленных мостов (скв. 12005, 32107, и др.). Ремонт указанных скважин, особенно после длительного простоя, также характеризуются низкой эффективностью, поскольку изоляция обводненных пластов, а также проникновение через интервал перфорации жидкости в газоконденсатные пласты при остановке скважин существенно ухудшает их начальную продуктивность и требует помимо водоизоляции проведения дополнительных работ по интенсификации притока газа.

Категория скважин с удовлетворительным техническим состоянием, но не эксплуатируемых по причине низкой продуктивности, в бездействующем фонде по отношению к другим категориям незначительна и составляет 13 ед. (16,0%). Работа этих скважин невозможна из-за неблагоприятного температурного режима и опасности загидрачивания. Как правило, в этих скважинах перфорацией вскрыты продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными параметрами. С начала разработки залежей в данной категории скважин проведен значительный объем работ по интенсификации притока газа  с помощью физико-химических обработок призабойных зон различными композициями. В основном применялись кислотные виды обработок, также как оцетонокислотные, спиртокислотные, глинокислотные, азотнокислотные и др. Однако, ощутимых результатов эти методы не принесли. Более существенная эффективность достигнута при использовании ГРП для повышения продуктивности скважин.

В период с 2002 г. в газоконденсатных скважинах силами фирмы «Тюменбургаз», компании «Шлюмберже» и ОАО «Пурнефтеотдача» проведено 44 ГРП, из которых на 37 получены положительные результаты. Данный способ интесификации рекомендуется по-возможности принять в качестве основного для вывода из бездействия низкопродуктивных скважин.

Практически весь фонд скважин, ожидающих подключения на УКПГ-1В и УКПГ-3В не может быть введен в эксплуатацию без проведения в них дополнительных работ по ликвидации негерметичности колонн, изоляции водопритока, интенсификации притока и др., а также освоения (незавершенные производством). В районе УКПГ-2В скважины, которые не были в эксплуатации, либо недоосвоены, либо требуют производства аварийно-восстановительных работ (прихват или обрыв НКТ, замена фонтанной арматуры).

Находящиеся на балансе Ф. «Тюменбургаз» все десять скважин  на УКПГ-1В как освоенные, так и неосвоенные требуют проведения работ по ликвидации негерметичности и водоизоляции, а также аварийно-восставновительных работ. В районе УКПГ-2В, за исключением пяти скважин 210 куста и скв. 21308 неперфорированных, остальные 12 на действующих кустах ожидают либо дополнительного освоения, либо проведения после освоения ремонтных работ.

Таким образом, простаивающий фонд эксплуатационных газоконденсатных скважин на месторождении составляет 160 ед., из которых только 13 скважин с удовлетворительным техническим состоянием ожидают ввода или не освоены. Для пуска в работу остальных скважин необходимо проведение работ по их капитальному ремонту и интенсификации.

Оценивая результаты проводимых на месторождении ремонтных работ, следует отметить их относительно низкую успешность для вывода скважин из простоя. Так из 25 скважин, капитально отремонтированных в 2004 г., введены в эксплуатацию только 10, то есть успешность составила 40%. Отдельные скважины (№ 10202, 10402, 10706, 10903, 12002, 12205, 12602, 12603, 12605, 21307, 21704, 30507, 30702 и др.), несмотря на проведенные работы, не подлежат восстановлению по комплексу технических и геологических причин. Часть этого фонда может быть переведена для эксплуатации сеноманской залежи в качестве добывающих или наблюдательных, остальные из-за невозможности дальнейшего использования подлежат ликвидации.

Анализ геолого-промысловых характеристик разреза, технического состояния простаивающего фонда скважин, а также среднестатистические показатели эффективности различных видов ремонтных работ свидетельствуют о том, что за счет освоения скважин незавершенного производства и выполнения мероприятий по выводу из бездействия уже пробуренных скважин, действующий фонд в соответствии «Программой вывода из незавершенного производства и ремонта скважин ООО «Ямбурггаздобыча» на период 2006-2008 г», к 2009 г может быть максимально пополнен на 40-50 ед. без учета выбытия.

3.2 Технологический режим работы скважин

Основным условием нормальной эксплуатации скважин при установлении технологического режима эксплуатации является обеспечение минимального дебита газа, способствующего полному и непрерывному выносу жидкости с забоя.

Большинство газоконденсатных скважин (свыше 80%) на месторождении оснащены лифтовыми колонами 89 мм. или секционными 102 х 89 мм, остальные диаметры 73 мм или 89 х 73 мм.

По состоянию 01.07.06г. рабочие дебиты скважин по месторождению варьировали от 80 до 578 м3/сут при средней величине 194 м3/сут.

Сопоставление фактических дебитов скважин с базовыми, которые удовлетворяют условию выноса жидкости с забоя, показало, что в 26 скважинах действующего фонда рабочие дебиты ниже предельных значений, а еще в 15 близки к ним. Последнее усугубляется тем, что практически во всех скважинах интервал перфорации лифтовыми колоннами не перекрыт или перекрыт частично. Данное обстоятельство, как уже отмечалось выше, способствует образованию шламово-жидкостных пробок на забое, перекрывающих интервал перфорации и снижающих продуктивность скважин. Как правило, такие скважины характеризуются температурным режимом, близким к условиям гидратообразования и склонны к самозадавливанию.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Для нормальной эксплуатации скважин и поддержания технологического режима их работы необходимы периодические обследования состояния забоев и поддержание заданных дебитов газа и конденсата. Основные причины уменьшения дебитов газовых скважин в процессе их эксплуатации - разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое, обводнение скважин вследствие проникновения на забой контурных или подошвенных вод, накопление конденсата в призабойной зоне и на забое и связанное с этим уменьшение фазовой проницаемости для газа, разбухание глинистого материала в призабойной зоне вследствие его контакта с конденсационной и пластовой водой и уменьшение проницаемости призабойной зоны, закупорка части перфорационных отверстий в процессе эксплуатации и др. В начальные периоды после пуска скважины в эксплуатацию часто наблюдается улучшение продуктивной характеристики скважин, обусловленное очисткой призабойной зоны от бурового раствора и утяжелителя, оставшихся в призабойной зоне и на забое после окончания бурения. 

 

4.1 Эксплуатация газовых  скважин в условиях разрушения

призабойнои зоны и образования песчаных пробок

При вскрытии рыхлых, неустойчивых, разрушающихся коллекторов вынос частиц породы на забой скважин обусловлен превышением градиента давления в призабойнои зоне над допустимым:

.

Если песчаная пробка на забое накапливается, то она снижает дебит скважины, может привести к прихвату фонтанных труб и к выходу из строя забойного оборудования.

Соотношение между дебитом скважин до и после образования песчаной пробки представлено на рис. 17 (по Маскету), из которого следует, что песчаная пробка существенно уменьшает дебит скважины.

Рис. 17. Зависимость относительного дебита скважины от относительной

проницаемости пробки в скважине

Установлено, что если пробка полностью перекрыла интервал перфорации, а проницаемость пробки равна проницаемости пласта , то дебит такой скважины будет составлять лишь 5% от дебита незасоренной скважины.

Если даже проницаемость пробки будет в 10 раз выше проницаемости пласта (ближе к реальным условиям), то и тогда дебит скважины с пробкой будет составлять лишь 10% дебита скважины до ее образования.

Влияние пробки можно проследить и по индикаторным линиям (рис.18).

 

Рис. 18. Индикаторные линии газовой скважины; 1- до образования

песчаной пробки, 2 - после перекрытия интервала перфорацией

песчаной пробкой.

Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может производиться путем ограничения отбора газа, принудительным выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверхность, а также применением забойных фильтров различной конструкции, креплением призабойнои зоны различными цементирующими составами.

Предотвращение образования песчаных пробок путем ограничения дебита сводится к установлению технологического режима постоянной предельно-допустимой депрессии на пласт.

Величину предельно-допустимой депрессии на пласт, при которой начинается разрушение коллектора, определяют по данным исследования скважин на стационарных (установившихся) режимах фильтрации. Границу выноса песка определяют с помощью породоуловителя.

Необходимо так эксплуатировать скважину, чтобы песок не осаждался на забое, а выносился на поверхность. Этого можно достичь спуском башмака НКТ до нижних перфорационных отверстий и достаточной скоростью газа у башмака НКТ. В тех случаях, когда предельно-допустимая депрессия на пласт не обеспечивает проектного дебита скважины, на ее забое устанавливают фильтры. Фильтры также снижают дебит скважины, но значительно в меньшей степени, нежели песчаная пробка при перекрытии ею интервала перфорации. Существующими перфораторами не удается создать отверстия малого диаметра, поэтому фильтры изготавливают на поверхности и спускают затем на забой.

Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром от 1,5 до 20 мм, изготовленные из обсадных труб.

Применяют следующие фильтры: щелевые, кольцевые, проволочные, гравийные.

Гравийные фильтры не только предотвращают поступление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют стенки забоя. Для укрепления призабойной зоны в пласт закачивают:

■ фенолформальдегидные смолы;

■ карбомидные смолы;

■ цементные растворы;

■ цементнопесчаные растворы.

После обработки призабойной зоны в пласт закачивается конденсат для восстановления проницаемости в количестве до 3-х объемов закаченной смолы.

На газовых месторождениях Западной Сибири для удаления песчаных пробок применяют периодическую промывку забоя с предварительной задавши скважины, т.е. проводят подземный ремонт скважин.

 

4.2 Эксплуатация газовых скважин в условиях

обводнения призабойной зоны

Большая часть месторождений природных газов разрабатывается в условиях водонапорного режима. По мере вытеснения газа водой (подъема газоводяного контакта) происходит закономерное и неизбежное обводнение газовых скважин. Продуктивные газоносные пласты характеризуются сложным геологическим строением. Они, как правило, неоднородны как по мощности, так и по площади.

В этих условиях можно выделить:

- обводнение газовых скважин, вскрывших  неоднородные слоистые пласты  в результате продвижения воды  по наиболее дренируемым пропласткам;

- обводнение газовых скважин, вскрывающих  однородные пласты, в результате  образования конусов подошвенной  водой;

-  обводнение газовых скважин  в результате поступления воды  на забой  по некачественному  цементному кольцу из выше  или нижележащих водоносных горизонтов.

Обводнение газовых скважин приводит к уменьшению их дебитов (возрастает противодавление на пласт), затрудняет работу ствола скважин (возрастает сопротивление потоку газа в стволе). Возникает необходимость сепарации значительных количеств жидкости, в скважинах создаются благоприятные условия образования кристаллогидратов и т.д.

Анализ разработки большинства месторождений показал, что избирательное обводнение имеет место в наиболее проницаемых пачках и пропластках. Обводняться могут в первую очередь даже верхние и средние пачки, чему способствует спуск НКТ (башмака) лишь до верхних дыр интервалов перфорации. Обводнение может начаться (как на Ленинградском месторождении) при отборе из залежи менее 2 % начальных запасов.

Скорость образования конусов воды и время прорыва подошвенных вод на забой газовых скважин определяются главным образом анизотропией пласта и темпом отбора газа. Скважины, вскрывающие пласты с подошвенной водой (водоплавающие залежи, как в Западной Сибири), рекомендуется эксплуатировать при поддержании предельного безводного дебита. В таких случаях целесообразно не вскрывать нижние 15-20 метров газонасыщенного пласта, т.е. идти на значительное несовершенство скважин по степени вскрытия пласта.

При некачественном цементировании в скважину поступают воды, характеризующиеся другим химическим составом и минерализацией, нежели подошвенные воды.

Для нормальной эксплуатации обводняющихся газовых скважин первостепенное значение имеет установление места притока воды, ее дебита, ее состава. Знание этих параметров позволяет вести эффективный контроль за характером обводнения пласта и отдельных скважин.

Обводнение газовых скважин контролируют геофизическими, гидрохимическими, термодинамическими методами.