Наиболее распространенной проблемой при разработке сеноманских залежей является подъем уровня ГВК в течение всего периода эксплуатации газовых скважин. По мере снижения пластового давления в дренируемой части залежи подошвенная вода начинает подтягиваться к забоям скважин образуя водяной конус. Главным осложняющим фактором при возникновении угрозы обводнения скважин является повышенное содержание в добываемой продукции пластовой воды (более 10 %) по результатам ГХА. Для обводненной скважины характерно резкое снижение забойного давления, по причине скопления пластовой жидкости на забое.
С целью продления периода работы эксплуатационных скважин научным сообществом и инженерами разрабатываются технологии, направленные на снижение или полную изоляцию водопритока к забою скважин.
В данной работе будет рассмотрена технология установки цементного моста (ЦМ) для изоляции обводненных интервалов скважин и последующего освоения колтюбинговой установкой.
Актуальность выбранной темы заключается в существенном увеличении срока эксплуатации скважин и повышении КИГ по залежи.
Осложняющие факторы, влияющие на эксплуатацию скважины
В качестве основных факторов, осложняющих эксплуатацию сеноманских газовых скважин, являются:
— наличие пластовой и конденсационной жидкостей в продукции скважины по результатам отбора проб с последующим проведением ГХА;
— заколонные перетоки пластовой жидкости из обводненных интервалов скважины;
— вероятное наличие на ряде скважин с пониженной продуктивностью пластовой или иной жидкости в ПЗП, которую не удается отобрать на устье и идентифицировать из-за малой скорости газожидкостного потока;
— наличие песчаных и жидкостных пробок в стволе скважин;
— уменьшение зоны дренирования скважин за счет подъема ГВК;
— вынос механических примесей на устье скважин вследствие разрушения ПЗП в результате поступления пластовой воды при угрозе абразивного износа элементов устьевого оборудования при повышенных скоростях газожидкостного потока более 20 м/с.
Алгоритм принятия решений на выполнение РИР
В качестве скважины-кандидата для проведения ремонтных работ следует рассматривать скважины:
— бездействующего фонда;
— в которых по результатам ГХА определена пластовая вода (более 10 %), в том числе в динамике (за последние три года эксплуатации);
— в которых текущий, расчетный или прогнозный ГВК на уровне НПО (в случае отсутствия в разрезе водоупорной глины);
— в которых наблюдается поступление пластовой жидкости в ПЗП скважины по заколонному пространству по результатам ГИС;
— в которых величина удельного водного фактора в продукции скважин по результатам ГДИ более 2 г/м3;
— в которых вынос механических примесей более 2 мм3/м3 по результатам ГДИ на технологическом режиме, соответствующем проектному;
— в которых отмечается положительная динамика (рост) текущего забоя по результатам шаблонирования скважины;
— с затрудненными условиями эксплуатации, которые выделены недропользователем и имеют установленные проблемы при эксплуатации;
— требующие неоднократных продувок самозадавливающиеся скважины, по результатам расчетов в которых скорость ГЖП в ЭК и НКТ менее минимально допустимой.
— в которых по ПДГТМ прогнозируется подъем ГВК к нижним перфорационным отверстиям.
Далее по разработанному алгоритму необходимо выполнить анализ состояния скважин эксплуатационного и бездействующего фонда, включающий:
— историю проведенных работ по ТРС/КРС;
— результаты проведенных ГДИ и изменение продуктивности скважин по сравнению с предыдущими ГДИ, оценку количества выносимых механических примесей и жидкости на различных режимах исследований;
— данные ГХК выносимой жидкости;
— динамику текущего забоя по результатам шаблонирования по сравнению с предыдущими замерами и их влияние на производительность скважин;
— оценку режимов работы скважин для обеспечения выноса конденсационной жидкости и предотвращения самозадавливания, динамику уровней жидкости, скапливающейся на забое скважины в интервале перфорации и их влияние на продуктивность;
— материалы ГИС по определению текущего состояния скважин и уровня ГВК, оценки работы перфорированных интервалов;
— расчетное положение ГВК по ПДГТМ месторождений;
— другую, имеющуюся промысловую информацию.
На основании выполненного анализа состояния всего эксплуатационного действующего и бездействующего фонда, предлагаются адресные объектно-ориентированные рекомендации по ГТМ на скважинах на трехлетний период, включающие проведение работ по КРС с целью изоляции водопритока, крепления ПЗП, интенсификации притока.
Далее с целью оценки возможности дальнейшей эксплуатации скважин после проведения ГТМ на ПДГТМ необходимо выполнить расчет прогнозных показателей, в том числе величины забойного и устьевого давления, дебита скважины и накопленного отбор газа за прогнозный период.
Анализируя полученные данные, из программы ГТМ исключаются скважины с низкими прогнозными показателями работы и малой вероятности запуска скважин в эксплуатацию и заменяются другими скважинами-кандидатами.
Основные факторы, осложняющие выбор газовых скважин для формирования программы ремонтных работ
— невозможность отбора проб жидкости на ряде скважин;
— малое количество исследований по определению содержания механических примесей;
— неоднозначность идентификации типа жидкости по химическому анализу;
— неоднозначность определения уровня ТГВК по материалам ГИС в эксплуатационных скважинах;
— неоднозначность определения текущего забоя при ограничении планом работ глубины спуска шаблона.
Анализ геолого-промысловых данных и рекомендации на проведение РИР
Рассмотрим скважину сеноманской залежи, расположенной на месторождении в ЯНАО. По скважине в отбираемых пробах превышена норма по выносу жидкости, что свидетельствует о притоке пластовой воды. После месяца эксплуатации проведено геофизическое исследование профиля притока, по результатам которого явных признаков водопритока в ствол скважины в интервале исследований не отмечено. Наличие жидкости в нижней части интервала перфорации связано с подтягиванием пластовой воды через нижние перфорационные отверстия (конус обводнения в районе куста расположения скважины). Наиболее интенсивно работает кровельная и подошвенная часть перфорированного интервала, попадающего в интервал исследований. Газоводяной контакт (ГВК) определить не удалось вследствие перекрытия интервала перфорации плотным осадком (пескопроявления).
По окончании третьего месяца эксплуатации с момента первичного превышения нормы по выносу жидкости отмечаются периодические остановки скважины. Производились продувки, скважина выносила на ГФУ воду. После продувок скважину запускали в шлейф (периодический режим эксплуатации). Еще через месяц в процессе очередной продувки скважины отмечен вынос твёрдой фазы и размыв лимитной шайбы на ДИКТ, скважина была остановлена и выведена в бездействие для проведения КРС. Геолого-геофизический разрез скважины представлен на рисунке 1.
С целью изоляции водного интервала рекомендуется проведение РИР с ППА с установкой ЦМ с 953 м (минус 846 м а. о.), замена НКТ на меньший диаметр (89 мм), освоение с колтюбинговой установкой. Рекомендуемый интервал перфорации после проведения РИР 929–952 м (минус 825–845 м а. о.).
Рис. 1. Геолого-геофизический разрез по скважине
Прогнозные показатели работы скважины после выполнения РИР
На ПДГТМ был выполнен расчет прогнозных показателей работы скважины после проведения РИР. Исходя из результатов расчета продление периода эксплуатации скважины составляет 3 года 11 месяцев. Прогнозные показатели работы скважины после проведения изоляции водопритока представлены в таблице 1.
Таблица 1
Прогнозные показатели работы скважины после проведения изоляции водопритока
|
Период |
Добыча газа за период, млн м³ |
Накопленная добыча газа, млн м³ |
Дебит газа, тыс.м³/сут |
Пластовое давление, бар |
Забойное давление, бар |
Устьевое давление, бар |
Депрессия, бар |
|
01.02.2022 |
2.53 |
2361.17 |
70 |
38.6 |
33.2 |
28.5 |
5.4 |
|
01.01.2023 |
1.53 |
2377.42 |
50 |
33.6 |
29.8 |
26.3 |
3.7 |
|
01.01.2024 |
1.50 |
2394.58 |
48 |
30.6 |
26.5 |
23.2 |
4.1 |
|
01.01.2025 |
1.26 |
2409.40 |
40 |
29.4 |
26.2 |
23.1 |
3.2 |
|
01.01.2026 |
1.31 |
2422.97 |
42 |
24.9 |
20.5 |
17.5 |
4.4 |
Проведение технического перевооружения скважины заменой НКТ на колонну меньшего диаметра (89 мм) позволит обеспечить условия выноса жидкости с забоя в течение расчётного периода.
Таким образом по результатам полученных прогнозных показателей работы скважины можно сделать вывод, что технологии ВИР могут существенно продлить срок эксплуатации газовых скважин, подверженных обводнению. Замена НКТ в скважине на меньший диаметр позволит обеспечить вынос жидкости на устье, предотвращая ее скопление на забое в течение расчетного периода.
Проведение ВИР в настоящее время позволяет успешно отсекать интервалы притока пластовых вод, что связано с такими факторами как высокое пластовое давление; наличие мощных флюидоупоров в разрезе скважин; применение успешно зарекомендовавших себя ВИС на месторождениях с аналогичными геолого-техническими условиями; минимальный простой скважин под репрессией столба сеноманской воды до момента проведения КРС.
Рекомендуется использовать данную технологию на сеноманских газовых залежах Ямало-Ненецково АО, а также в залежах с аналогичными коллекторскими свойствами и геологическим строением.
Литература:
- Дубинский, Г. С. Развитие технологий ограничения водопритока в добывающие скважины / Г. С. Дубинский. — Текст: электронный // Актуальные проблемы нефти и газа: [сайт]. — URL: http://oilgasjournal.ru/vol_5/dubinsky.html (дата обращения: 31.03.2022).
- Зозуля, Г. П. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Г. П. Зозуля. — 1. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. — 137 c. — Текст: непосредственный.
- Клещенко, И. И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважинах / И. И. Клещенко. — 1. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. — 386 c. — Текст: непосредственный.
- Кошелев, А. Т. Реконструкция и восстановление скважин / А. Т. Кошелев. — 1. — Краснодар: КубГТУ, 2015. — 284 c. — Текст: непосредственный.
- Лончаков, Г. А. О материалах для ремонтно-изоляционных работ газовых и нефтяных скважин / Г. А. Лончаков. — Текст: непосредственный // Вести газовой науки. — Москва: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. — С. 52–68.
- Покрепин, Б. В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин / Б. В. Покрепин. — 1. — Ростов-на-Дону: Феникс, 2016. — 288 c. — Текст: непосредственный.
- Сингуров, А. А. Технологии и составы для водоизоляционных работ в газовых скважинах / А. А. Сингуров. — Текст: непосредственный // Вести газовой науки. — Москва: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. — С. 75–80.
- Фомин, А. С. Технологические основы обслуживания и ремонта скважин / А. С. Фомин. — 1. — Ухта: УГТУ, 2010. — 134 c. — Текст: непосредственный.
