К вопросу повышения эффективности жидкостей глушения скважин (на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения)



При длительной эксплуатации нефтегазовых скважин, работающих при аномально низких пластовых давлениях (АНПД) (коэффициент аномальности ниже 0,8), неизбежно происходит обводнение залежи и скважины, разрушение породы в призабойной зоне пласта (ПЗП) и, как следствие, — вынос пластового песка, образование каверн в ПЗП, нарушение герметичности эксплуатационной колонны. В результате ухудшаются рабочие характеристики скважины, снижается уровень и качество добываемых нефти, газа и газового конденсата [1]. Технологический процесс капитального ремонта скважины, работающей в условиях АНПД, направлен на решение следующих основных задач:

— ограничение и/или изоляция притока пластовых вод в скважине;

— укрепление пород в ПЗП и предотвращение выноса пластового песка;

— ликвидация межколонных давлений;

— восстановление герметичности эксплуатационной колонны и др.

Глушение скважин перед выполнением ремонтных работ существенно затрудняется в условиях аномально низких пластовых давлений в связи с поглощением жидкостей глушения (ЖГ). Поглощение технологических растворов также имеет место, когда скважиной вскрываются горные породы, имеющие высокую проницаемость, трещины, каверны и прочие крупные каналы, а гидростатическое давление раствора превышает пластовое в рассматриваемом интервале [2].

Успешность технологического процесса капитального ремонта скважины (КРС) напрямую зависит от правильно подобранных технологических жидкостей (химических реагентов) глушения. Разнообразность геологических факторов, присутствующих на нефтегазовых месторождениях Российской Федерации, не позволяет применять к глушению универсальный подход. К технологическим жидкостям глушения предъявляются строгие требования, а именно совместимость с пластовыми флюидами, стабильность действия при заданном промежутке времени, пассивность к взаимодействию с горной породой и со стенками нефтепромыслового оборудования, а также быстрота освоения скважины после капитального ремонта и минимальное негативное воздействие на проницаемость продуктивных коллекторов [3]. Поэтому для достижения положительного результата при глушении необходимо применять комплексный, индивидуальный подход к подбору химических реагентов для каждой скважины, учитывающий характеристики эксплуатационной колонны и геофизические (тип коллектора, температура и давление пласта) факторы месторождения, а также удовлетворяющий запрос нефтегазодобывающего предприятия.

Вторая проблема, возникающая в процессе КРС, заключается в том, что после капитального или текущего ремонта практически во всех скважинах наблюдается снижение дебита из-за загрязнения продуктивного пласта при глушении и собственно ремонте. Одной из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта является несоответствие применяемых ЖГ геолого-техническим условиям. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения продуктивному пласту минимального ущерба и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту [4]. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что вопрос глушения до сих пор остается крайне актуальным.

В геологическом отношении рассматриваемый Восточный участок ОНГКМ представляет собой продолжение Оренбургского вала (Восточный купол ОНГКМ) и отдельные Караванные поднятия. Продуктивная толща представляет собой карбонатный коллектор с высокой неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств по разрезу, наличием плотных прослоев между объектами разработки и тонких переслаивающихся карбонатно-глинистых пропластков внутри выделенных объектов. Такое строение предопределяет сложность фильтрационных процессов при разработке месторождения.

На Восточном куполе Оренбургского вала в пределах лицензионного участка (ЛУ) ООО «Газпром добыча Оренбург» выявлены залежи нефти и газа: в артинско-сакмарских отложениях — пласты P ₄ , P ₅ и P ₆ , являющиеся единой массивной нефтегазовой залежью с одними отметками ГНК и ВНК. В пределах лицензионного участка происходит постепенное погружение кровли артинско-сакмарско-ассельских отложений и пласт P ₆ , продуктивный на Восточном куполе, становится водонасыщенным практически на всей территории ЛУ, за исключением мелких залежей сакмарского возраста на Караванных поднятиях на восточной оконечности ЛУ [6].

Залежи нефти и газа выявлены в следующих отложениях:

— основная артинская газонефтяная залежь — продуктивные пласты P ₄ и P ₅ ;

— сакмарские нефтегазовые залежи спорадического распространения на Караванном поднятии — продуктивный пласт P ₆ ;

— башкирская нефтегазоконденсатная залежь на Караванном поднятии — продуктивный пласт А ₄ .

По состоянию на 01.01.2018 г., с учетом последнего оперативного пересчета запасов, выполненного в 2017 году, суммарные геологические и извлекаемые запасы нефти категории АВ ₁ и В ₂ по Восточному участку Оренбургского месторождения в пределах ЛУ составляют, соответственно, 484256 тыс. т и 151674 тыс. т. [7].

Эксплуатация месторождения осложнена обводнением скважин, снижением пластового давления и перераспределением остаточных запасов нефти и газа в сторону их относительного увеличения в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Средневзвешенное пластовое давление за весь период эксплуатации снизилось с 20,44 до 6,3 Мпа.

Таким образом, за период разбуривания и эксплуатации ОНГКМ выявлены следующие сложности:

— сильное обводнение действующих скважин;

— снижение пластового давления;

— наличие зон трещиноватости с относительно высокой продуктивностью скважин и зон с низкой продуктивностью, представленных преимущественно коллекторами порового типа;

— неоднородность коллекторских свойств пласта по разрезу залежи;

— низкая гидродинамическая сообщаемость между слоями в разрезе залежи;

— низкая активность водонапорной системы.

Таким образом, можно сделать вывод, что при проведении КРС следует:

— предусмотреть мероприятия по сохранению фильтрационных характеристик нефтегазоотдающих коллекторов;

— создавать надежные водоизолирующие экраны;

— использовать селективные методы воздействия на скважину.

С целью повышения эффективности добывающих скважин в условиях ВУ ОНГКМ разработана технология глушения скважин с применением ультралегкой жидкости глушения «УЛЖГ» компании АО «Полиэкс» [8].

Предлагаемый продукт УЛЖГ представляет собой ультралегкую жидкость глушения с плотностью от 0,7 до 0,8 г/см3 на водной основе. Данный продукт не содержит углеводородов, а следовательно является пожаробезопасным. Также продукт инертен к породам коллектора.

УЛЖГ готовится на основе компонентов, выпускаемых АО «Полиэкс»:

— Гелиобразующий агент Сурфогель марки Д. Представляет собой спиртовой раствор катионных поверхностно-активных веществ выскокой активности, является основой для УЛЖГ;

— Продукт Экстэлайт — ультралегкий алюмосилекатный порошок, позволяющий существенно снижать и варьировать плотность жидкости глушения.

При проведении ОПИ технологии глушения скважин с применением ультралегкой жидкости глушения «УЛЖГ» получены следующие показатели:

№	Показатели		скв. № Х
1	Пластовое давление		125 ат.
2	Газовый фактор		7000 м3/т
3	Глубина кровли пласта по вертикали		1858,92 м
4	Расчетная плотность жидкости глушения		0,71 г/см3
5	Текущий забой		2600 м
6	Открытый ствол		646 м
7	Объем блокирующего состава «УЛЖГ» расчётный		40 м3
8	Объем блокирующего состава «УЛЖГ», фактически закачанный		39,547 м3
9	Давление на агрегате при окончании глушения		О атм
10	Уровень жидкости в скважине после тех. отстоя (труб/затруб)		544/383 м (уровень стабилен в течении 6 часов)
11	Наличие газа на выходе после разрядки		Нет
12	Результат глушения		заглушена

По итогам проведения ОПИ технологии «УЛЖГ» получены следующие результаты выполнения ключевых показателей:

№	КПЭ	скв. № Х
1	Обеспечение эффективного глушения отсутствие ГНВП, во время проведения всего цикла внутрискважинных работ	Достигнуто
2	Глушение скважины должно быть выполнено за один цикл подход	Достигнуто
3	Уровень жидкости в скважине после глушения и разрядки должен быть стабильным	Достигнуто
4	Отсутствие отрицательного влияния работоспособность внутрискважинного оборудования	Достигнуто
5	Сокращение или сохранение среднего срока ВНР (выхода на остановочный тоннаж) по сравнению с результатами предыдущего вывода на режим по данной скважине	Достигнуто
6	Отсутствие отрицательного влияния на подготовку нефти на площадном объекте	Достигнуто

Выводы:

По результатам проведения опытно-промышленных испытаний можно сделать вывод, что все критерии эффективности глушения достигнуты. Это дает возможность дальнейшего исследования и опробования данной технологии на других скважин со схожими геологическими условиями.

Литература:

1. Заливин, В. Г. Осложнения при бурении нефтегазовых скважин: учеб. Пособие / В. Г. Заливин. — Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. — 247 с.
2. Петров, Н. А. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов / Н. А. Петров. — СПб: Недра, 2007. -544 с.
3. Басарыгин, Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю. М. Басарыгин. — М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2001. — 543 с.
4. Токунов, В. И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В. И. Токунов. — М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2004. — 711 с.
5. Рябоконь С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / С. А. Рябоконь. — Краснодар: Бурение, 2009. — 338 с.
6. «Геологическое строение, нефтегазоносность Восточной части Оренбургского НГКМ и подсчет запасов нефти, газа и конденсата сакмарской и башкирской залежей» (протокол ЦКЗ РФ № 240 от 17.12.2002 г.)
7. Оперативный пересчет запасов углеводородов по залежам в отложениях артинского, сакмарского и башкирского ярусов Оренбургского месторождения (протокол Роснедра № 03–18/732-пр от 07.11.2017 г.).
8. Полиэкс [Электронный ресурс]: Химические реагенты для нефтяной и газовой промышленности. — Режим доступа https://polyex.ru/