Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор и обобщение научных исследований по проблемам повышения эффективности разработки месторождений и эксплуатации скважин
1.1 Принципы рациональной разработки газовых месторождений 8
1.2 Промыслово-геологические особенности разрабатываемых газовых 9 месторождений
1.3 Теория и практика эксплуатации газовых скважин 12
1.4 Существующие методы повышения эффективности эксплуатации скважин
1.5 Методы проведения ремонтных работ в скважинах 16
1.6 Способы эксплуатации и ремонта скважин на Медвежьем 21 месторождении
1.7 Выводы по первой главе 24
2 Особенности геологического строения и разработки Медвежьего месторождения
2.1 Краткие сведения о геологическом строении 26
2.2 Характеристика газосодержащих пластов 30
2.3 Анализ динамики начальных и остаточных запасов газа 32
2.4 Особенности состояния разработки газовой залежи и эксплуатации скважин на поздней стадии
2.5 Анализ продуктивности эксплуатационных скважин в условиях дефицита пластовой энергии
2.6 Совершенствование методики, оценки продуктивности газовых скважин на поздней стадии эксплуатации
2.7 Оценка обводнения залежи и скважин 49
2.8 Основные выводы и рекомендации по второй главе 54
3 Анализ эффективности техники и технологии добычи газа и капитального ремонта скважин на месторождении Медвежье
3.1 Характеристика технического состояния газодобывающих скважин .. 57
3.2 Анализ динамики КРС на месторождении Медвежье 62
3.3 Технологии КРС, применяемые на месторождении 68
3.4 Основные выводы по главе 3 73
4 Методические основы и практика повышения эффективности работы газодобывающих скважин за счет совершенствования технологий КРС
4.1 Методы ограничения притока пластовых вод в газодобывающие скважины
4.2 Разработка и опробывание нового метода проведения водоизоляционных работ
4.3 Исследование причин образования песчано-гл инистых пробок 89
4.4 Новый способ промывки песчаных пробок 91
4.5 Предложения по компоновке лифтовых колонн на поздней стадии эксплуатации
4.6 Выводы и предложения по четвертой главе 96
5 Лабораторные исследования и практика создания водоизолирующих композиций для капитального ремонта скважин
5.1 Водоизолирующие составы на основе спиртов 99
5.2 Водоизолирующие составы на основе этилсиликатов 104
5.3 Водоизолирующие составы на основе неорганических полимеров... 108
5.4 Эмульсионный состав для глушения скважин и производства водо изоляционных работ
5.5 Новый состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах... 121
5.6 Основные выводы и рекомендации по главе 5 124
Заключение 125
Список источников 133
- Методы проведения ремонтных работ в скважинах
- Анализ динамики начальных и остаточных запасов газа
- Характеристика технического состояния газодобывающих скважин
- Исследование причин образования песчано-гл инистых пробок
Введение к работе
Медвежье месторождение явилось первенцем газовой промышленности на Крайнем Севере России. Оно было введено в разработку в начале семидесятых годов прошлого столетия и фактически на нем апробировались новые нетрадиционные подходы к проблемам освоения, эксплуатации и рациональной разработки. Практически впервые в мире, на промысле нашли широкое применение такие технические решения, как эксплуатация скважин увеличенного диаметра, центрально-групповая схема размещения эксплуатационных скважин, дифференцированная система вскрытия продуктивного горизонта, поэтапный ввод в разработку отдельных участков залежей ремонт скважин в условиях слабоцементированного коллектора и многие другие.
Сегодня сеноманская газовая залежь выработана на 80%. Пропорционально уменьшился запас пластовой энергии, возросло обводнение залежи и отдельных скважин, вплоть до полного обводнения интервалов перфорации и выхода их из эксплуатации. В условиях слабосцементированных коллекторов это привело к снижению прочностных характеристик призабойных зон, разрушению скелета породы, выносу песка и других механических примесей в продукции скважин и, как следствие, абразивному износу оборудования. В сочетании с физическим и моральным износом скважинного оборудования, значительно обострились проблемы рациональной разработки месторождения на заключительной стадии эксплуатации, что потребовало дополнительного изучения проблемы и выработки рекомендаций по повышению текущей и конечной газоотдачи залежи.
Аналогичные проблемы возникают и на других промыслах севера Западной Сибири. Так Вынгапуровское месторождение выработано на 78%, уникальное Уренгойское - на 65%, Ямбургское на 46%. На очереди падение добычи газа на Комсомольском, Юбилейном, Западно-Таркосалинском месторождениях, что подтверждает актуальность проблемы необходимости повышения эффективности разработки и работы газовых скважин на поздних стадиях эксплуатации месторождений за счет совершенствования методов капитального ремонта.
Сказанное подтверждает актуальность проблемы повышения эффективности работы газодобывающих скважин и совершенствования на этой основе разработки газовых залежей. Для решения этой проблемы, автором, в качестве полигона для исследований, выбрана система разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения.
Целью настоящей работы является повышение эффективности капитальных ремонтов скважин для совершенствования разработки месторождений и эксплуатации скважин. Из поставленной цели вытекают задачи, которые необходимо решить в процессе исследований, а именно выявление особенностей геологического строения залежи и их влияния на разработку месторождений в целом, отдельных участков и эксплуатацию скважин. Решение данной задачи особенно важно на поздней стадии разработки, когда геологические особенности, в сочетании со снижением запаса пластовой энергии и износом промыслового оборудования, начинают оказывать определяющее влияние на процессы фильтрации жидкости и газа в пласте и особенно в призабойной зоне.
Другой важной задачей, без решения которой, по мнению автора, нельзя достичь поставленной цели, является оценка технического состояния фонда добывающих скважин на месторождении и анализ ранее проведенных работ по их восстановлению.
На основе изучения особенностей геологического строения, анализа текущего состояния разработки сеноманской газовой залежи, оценки технического состояния скважин и выявления причин их отказов в работе необходимо дать рекомендации по реанимации или ликвидации скважин, повышению их производительности, что в итоге позволило дать прогноз рациональной доразработки залежи, обеспечивающей максимальное извлечение газа.
Обобщение и осмысление полученных результатов позволило автору дать теоретическое обоснование влияния геолого-промысловых особенностей на процессы, происходящие в пласте при разработке газовых залежей, предложить концепцию выбора оптимальных и допустимых технологических режимов работы газодобывающих скважин, уточнить величину остаточных запасов газа и их распределение по площади газоносности.
Анализ продуктивности скважин на заключительной стадии эксплуатации позволил автору сделать вывод о неприменимости двучленного уравнения притока к забою скважины в конкретных условиях и предложить новый метод обработки результатов исследования газовых скважин.
На основе анализа выявлено, что образование песчано-глинистых пробок не зависит от глубины спуска НКТ, а зависит от глубины залегания газоотдающего пропластка.
Разработаны новые составы для глушения скважины (Praestol) и изоляции притока пластовых вод (ПВС), которые легли в основу новых технологий по глушению скважин, водоизоляции и промывке песчано-глинистых пробок.
Большое внимание уделено вопросам организации добычи газа из скважин в условиях их морального и физического износа. В частности, на уровне изобретений, предложен новый способ очистки призабойных зон скважин при их капитальном ремонте, способ освоения скважин, разработаны теоретические основы проведения водоизоляционных работ в обводняющихся газовых скважинах.
Результаты проведенных исследований реализованы при
непосредственном участии автора в следующих документах:
Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения на заключительной стадии эксплуатации. ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень 2000г. (протокол № 34-р/01 от 14.06.01г.).
Технологический регламент по ликвидации и консервации скважин на месторождениях ООО «Надымгазпром» (РД 08-347-00).
Авторское сопровождение разработки сеноманских газовых залежей месторождений ООО «Надымгазпром» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1999, 2000, 2001,2002,2003 гг.).
Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ композициями на основе поливинилового спирта в вертикальных и наклонно-направленных скважинах. - Тюмень. ТюменНИИгипргаз. 2002. (РД 00158758-234-2002).
Практическая ценность представленной диссертационной работы заключается в том, что на основе анализа видов и объемов КРС автором
выполнен прогноз ремонтно-изоляционных работ на промысле, даны предложения по совершенствованию технологии КРС на месторождении; разработаны мероприятия и предложения по консервации и ликвидации скважин, не подлежащих капремонту; выработаны рекомендации по предупреждению осложнений и компоновке лифтовых труб на поздней стадии эксплуатации; разработан технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок; получен экономический эффект от внедрения авторских предложений в объеме 300 млн.руб.
Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались автором и обсуждались: на научно-практической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона» (г.Тюмень, 1997г.); на Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г.Тюмень, 1998г.); на Международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России (г.Тюмень, 1999г.); на заседаниях Комиссии по разработке газовых и газоконденсатных месторождений и использованию недр (Москва, 2000г.); на заседаниях научно-технического совета ООО «Надымгазпром» (г.Надым, 1998-2003гг.), на заседании Ученого Совета ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г.Тюмень, 2002г.); на Всероссийской конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (г. Надым, 2003г.).
Автор выражает глубокую признательность ученым и специалистам, оказавшим всемерную помощь в выполнении работы: академику РАН А.Э. Дмитриевскому, чл. корреспонденту РАН О.М. Ермилову, д.т.н. Г.И. Облекову, д.т.н. Б.В. Дегтяреву, к.т.н. В.И.Кононову, к.т.н. А.В. Кустышеву, к.т.н. В.Н.Маслову, к.г-м.н. А.Н. Лапердину, к.г-м.н. И.М. Чуповой, к.т.н. В.Н. Гордееву, к.т.н. В.К. Голубкину, к.т.н. А.И. Березнякову и др.
Методы проведения ремонтных работ в скважинах
Проведение капитального ремонта скважин обычно связано с ликвидацией негерметичности эксплуатационной колонны, работами по изоляции притока пластовых вод и повышением продуктивности скважин.
Классификация тампонажных материалов и способов изоляции пластовых вод приведены в работах Б.А. Блажевича, Н.Г. Иманаева, И.И. Клещенко, И.И. Кравченко, А.В. Маля ре н ко, Е.Н. Умрихиной и др. Способы изоляции контурных и подошвенных вод классифицируют по их селективности. Под селективным обычно понимают такой метод изоляции, при котором при общем воздействии на всю вскрытую толщу продуктивного разреза изолируются в большей степени обводненные интервалы.
В настоящее время для водоизоляции широко применяются методы установки в скважине мостов, обычно цементных, и создания искусственных водоизоляционных экранов из материалов, не обладающих селективными свойствами. Эти методы относятся к неселективным.
Ремонтно-изоляционным работам посвящены труды В.А. Блажевича /43, 44/. Для изоляции притока пластовых вод им было предложено использовать гидроокиси поливалентных и щелочных металлов, растворы сложных эфиров, мыла высокомолярной кислоты и др. Методы изоляции, связанные с образованием осадка в результате реакции гидролиза отличаются тем, что реакция гидролиза происходит во взаимодействии материала с водой, а не с содержащимися в ней солями, количество которых может быть невелико. В качестве реагентов, подвергающихся гидролизу, предлагается использовать хлористую серу, некоторые металлы, эфир титана, органические силикаты и др. В категорию изоляционных материалов, связанную с коагуляцией и флокуляцией при смешении с пластовой водой входят коллоидные системы, неорганические золи на основе окислов железа, алюминия, кремниевой кислоты, натуральные и синтетические латексы, суспензия гелактомановой смолы. Сюда входят также материалы и методы, связанные со свойствами высаливания полимеров, хотя механизм образования осадка в этом случае отличается от коагуляции типичных коллоидных систем. Используются производные акриловой кислоты - гипан, метас, К-4, К-9, сополимеры виниловой смолы и др.
Обращение эмульсий с пластовой водой, из-за увеличения концентрации водной фазы и изменения кислотности (рН) среды, сопровождается выпадением в водонасыщенном пласте асфальтосмолистых веществ, малорастворимых в воде солей или образованием гелеобразных структур.
Образование закупоривающей структуры в результате реакции конденсации или полимеризации в присутствии воды в качестве основного реагента предполагает использование акроидной кислоты, полиизоционатов, смол алкидного типа, силанов. А.Д. Амиров /45, 46/ в 1975г. предложил для водоизоляции использовать методы, базирующиеся на комбинации двух или нескольких материалов обладающих селективными свойствами. Пластовые воды предлагается предварительно обогащать ионами металлов закачкой водных растворов соответствующих солей.
Несмотря на различие физико-химических процессов, при которых образуется закупоривающий осадок, их, объединяет то, что скорость формирования или разрушения осадка определяется интенсивностью массообмена между тампонажным материалом и пластовыми флюидами. При этом продолжительность процесса велика и образующегося осадка недостаточно для надежной изоляции притока воды в скважину. Наличие определенной водонасыщенности в нефтегазонасыщенных интервалах пласта приведет к снижению проницаемости этих материалов.
Механизм действия методов, основанных на свойствах нефтяных эмульсий, изложен в работе Ю.А. Зарубина /47/. В водонасыщенных интервалах эмульсии оказывают сопротивление движению жидкости, а при контакте с углеводородами разрушаются. Способность пены оказывать сопротивление движению воды и разрушаться при контакте с нефтью, также используется для временного ограничения водопритоков. Предложены и испытаны различные рецептуры двух- и трехфазных пен, а также методы их получения в пластовых условиях.
Методы, основанные на использовании адсорбционной способности полимеров , изложенные в работе Р.А. Алмаева /48/, предполагают применение в качестве основного реагента частично гидролизованного полиакриламида (ПАА). Изоляционные возможности ПАА - свойство оказывать селективное сопротивление движению воды без значительного снижения фазовой проницаемости по углеводородной фазе. Механизм избирательного действия полимера связан с реологическими свойствами ПАА и адсорбцией молекул полимера на скелете коллектора. Аналогичными свойствами обладают и другие полимерные материалы, способные адсорбироваться на пористой среде, например, производные полиакриламида, полиакриловые и полиметакриловые кислоты, полиоксиэтилен.
Особая группа методов водоизоляции основывается на использовании специальных технологических приемов, обеспечивающих создание барьера на пути притока воды в скважину /43, 49-52/. Это различные модификации тампонажных заливок и создание водоизоляционных экранов для предотвращения прорыва в скважину конуса подошвенных вод. Избирательность этих работ зависит от точности определения путей притока воды в скважину и соответствия технологии проведения работ по характеру обводненности скважины.
Создание искусственных водоизоляционных экранов - один из наиболее эффективных методов борьбы с обводнением скважин подошвенными водами. В качестве тампонажного материала при проведении этих работ наиболее часто используются цементные и глинистые суспензии, водонефтяные эмульсии, вязкие нефти, синтетические смолы, гипан, гипано-формальдегидные смеси, гелеобразующие составы на основе ПАА и др. К тампонажным материалам с различными физико-химическими свойствами и механизмом действия предъявляется требование надежного перекрытия путей притока воды в скважину.
Наиболее часто в качестве изоляционного материала применяют цементные суспензии. При создании водоизоляционных экранов целесообразно применять более эластичные, хотя и менее прочные, чем цементный камень, материалы.
Анализ динамики начальных и остаточных запасов газа
Одним из основных критериев, определяющих уровни отборов газа, сроки эксплуатации залежи, и в конечном итоге, стратегию разработки и доразработки месторождения, являются начальные и остаточные запасы газа. Причем величина последних, в условиях сеноманских газовых залежей, напрямую связана с запасом пластовой энергии, которые наряду с обводнением и фильтрационными характеристиками призабойной зоны, определяют текущий технологический режим работы газодобывающей скважины. В этой связи автором проанализированы подходы к проблеме оценки запасов газа.
Первый подсчет начальных запасов газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения объемным методом, на основе которого выполнены первые проектные документы по разработке, был проведен в 1969г. по материалам геофизических исследований и бурения поисковых и разведочных скважин /14, 15,72 /. Запасы газа оценивались величиной 1548 млрд.м3.
В 1970г. началось эксплуатационное бурение на Медвежьей площади. По мере разбуривания и разработки залежи уточнялось геологическое строение и фильтрационно-емкостные параметры продуктивной толщи. Первые же данные о снижении пластового давления в процессе разработки показали, что фактические запасы газа несколько выше утвержденных, в связи с чем в 1981г. на баланс газодобывающего предприятия «Надымгазпром», по материалам оперативных оценок, были поставлены начальные запасы газа 1,8 трлн.м3/60/.
В 1987г. по материалам 15-летней истории разработки институт «ТюменНИИгипрогаз» представил в ГКЗ подсчет запасов газа на основе методов материального баланса. На дату подсчета (01.01.1987г.) на месторождении было пробурено 12 поисковых, 36 разведочных и 301 эксплуатационная скважина. Накопленный отбор газа составил 823,8 млрд.м3. Начальные запасы газа оценивались в объеме 1923 млрд.м3 /69/. Одновременно, партией подсчета запасов концерна «Главтюменгеология» был представлен альтернативный вариант пересчета запасов газа объемным методом. Запасы свободного газа были оценены в 2637 млрд.м3 /73/. Поскольку оценки начальных запасов газа, проведенные различными методами, оказались несопоставимы между собой, Государственная комиссия по запасам, на основе экспертного подхода утвердила величину начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения, равную 2200 млрд.м3 (протокол № 10330 от 24.12.87г.).
В 1992г. институт «ТюменНИИгипрогаз», на основе промыслово-геологической информации, полученной по 82 разведочным и 188 эксплуатационным скважинам, вскрывшим продуктивный разрез до поверхности начального ГВК, выполнил оперативную переоценку начальных запасов газа объемным методом - 2048 млрд.м3.
В ООО «Надымгазпром» и ООО «ТюменНИИгипрогаза», при участии автора, создана и функционирует постоянно-действующая двумерная сеточная модель сеноманской залежи Медвежьего месторождения, позволяющая на основе анализа истории разработки оценить запасы газа. Согласно расчетам, по результатам адаптации на 01.01.2002г. начальные запасы газа оценивались величиной 2157,4 млрд.м3.
В 2002г., также с участием автора выполнен подсчет запасов газа Медвежьего месторождения по падению пластового давления /74/. На дату подсчета запасов (01.01.2002г.) из сеноманской залежи было уже отобрано более 75% от утвержденных запасов газа, что позволило использовать методы оценки запасов, основанные на уравнении материального баланса в качестве базовых. При этом возникал ряд трудностей, связанных с оценкой объемов внедрившейся воды, характера насыщения в обводненных интервалах разреза, внутрипромысловых перетоков газа, распределения пластового давления и его изменения в процессе разработки.
Автором проанализированы несколько подходов к проблеме оценки начальных и текущих запасов газа: метод удельных объемов дренирования, метод падения пластового давления, методы материального баланса, основанные на учете объемов воды, внедрившейся в залежь, решение системы дифференциальных уравнений совместной фильтрации жидкостей и газов в пористой среде и адаптация запасов газа фактическому состоянию разработки. Полученные результаты позволили оценить запасы газа по участкам и месторождению в целом, величины и динамику внутрипромысловых перетоков, характер обводнения залежи, и более квалифицированно подойти к проблеме оценки технологических режимов на поздней стадии эксплуатации.
Реализация и анализ различных подходов к проблеме оценки запасов газа, позволила автору выявить ряд особенностей характерных при подсчете запасов газа на основе методов материального баланса. К ним, в первую очередь, относятся неопределенности, возникающие при определении характера обводнения залежи. Это связано с центрально-групповой схемой размещения скважин, затрудняющей контроль за распределением пластового давления на периферии залежи, с дифференцированной системой вскрытия, ограничивающей возможности контроля за вертикальным продвижением пластовой воды, с техническим состоянием скважин, в частности, с качеством цементирования. Кроме того поэтапный ввод месторождения в разработку, длившийся более шести лет, предопределил наличие внутрипромысловых перетоков газа, что также влияет на качество подсчета запасов газа.
С учетом сделанных замечаний на заключительном этапе оценки запасов газа, автором выделено два относительно изолированных участка (основная залежь и Ныдинский участок). В результате расчетов установлено, что наиболее достоверной оценкой начальных запасов газа по основному участку (УКПГ-1-8а) является величина 1753,93 млрд.м3, по Ныдинскому - 450,8 млрд.м3. Таким образом, суммарные начальные запасы газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения составляют 2204,73 млрд.м3, в том числе запасы газа в обводненных интервалах оценивается в количестве 177,93 млрд.м3. Причем запасы в обводненном разрезе находятся в динамическом состоянии и оказывают значительное влияние на основные показатели разработки месторождения, на заключительной стадии.
Сопоставление оценок запасов газа за всю историю изучения месторождения приведено на рисунке 2.3, из которых следует, что на протяжении последних 16 лет они стабилизировались и колеблются в пределах 2048-2204,7млрд.м3, т.е. различаются не более, чем на 8%.
Характеристика технического состояния газодобывающих скважин
Эксплуатационное разбуривание сеноманской газовой залежи началось в 1970 г одиночными и кустовыми вертикальными скважинами увеличенного диаметра (диаметр эксплуатационной колонны 219 мм, лифтовой - 168 мм).
Общий фонд скважин на 01.01.2004г. составляет 487 единиц, в т.ч. эксплуатационных - 366, действующих - 349, бездействующих - 17, наблюдательных - 100, находящихся в консервации — 14. Ликвидировано с начала разработки 7 скважин. Бездействующий фонд распределен следующим образом (рисунок 3.1а): ожидающие КРС - 17 скважин, находящиеся в КРС - 2 скважины, с низкой производительностью -14 скважин, ожидающих консервации -1 скважина.
Автором проведен анализ конструкций и технического состояния скважин на Медвежьем месторождении. В процессе обустройства месторождения наибольшее распространение получили конструкции скважин с эксплуатационными колоннами диаметром 219 мм - 52% (рисунок 3.16). Доля скважин с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм составляет 39%. Такие скважины приурочены к периферийным участкам залежи (на крыльях свода).
В большинстве пробуренных скважин наблюдается недоподъем цемента за эксплуатационной колонной до устья: в 137 скважинах - до 500-600 м, в 65 скважинах - до 200 м, в 58 скважинах - до 100 м и в 77 скважинах - до 10 м. По качеству цементирования эксплуатационных колонн жесткое сцепление с колонной наблюдается в 37 %, частичное - в 31 %, плохое - в 32% фонда скважин. Наибольшее число обсадных колонн с хорошим качеством цементирования отмечено на УКПГ-1 (20 из 31), УКПГ-7 (22 из 40) и УКПГ-8 (20 из 29). С плохим качеством цементирования обсадных колонн больше всего установлено на УКПГ-9 (40 из 60), УКПГ-6 (10 из 25) и УКПГ-2 (9 из 24).
На начальной стадии и в основной период разработки, в связи с наличием многолетнемерзлых пород, высоким начальным пластовым давлением и большими дебитами, на месторождении применялась пакерная схема компоновки подземного оборудования. Она обеспечивала не только противофонтанную безопасность, но и защиту внутренних поверхности эксплуатационной колонны от абразивного и коррозионного воздействия продукции скважин и технологических растворов, пассивную защиту многолетнемерзлых пород (ММП) от растепления, давала возможность проведения ремонта устьевого оборудования скважины без ее глушения.
По пакерной схеме эксплуатационные скважины оборудовались лифтовыми колоннами с комплексом подземного оборудования, в состав которого входили:
- пакер, предназначенный для герметизации затрубного пространства между эксплуатационной и лифтовой колоннами;
- циркуляционный клапан, предназначенный для временного сообщения затрубного пространства скважины с трубным в процессе ее ремонта;
- посадочный ниппель, предназначенный для установки в нем забойного клапана-отсекателя при эксплуатации или глухой пробки при ремонте с целью обеспечения противофонтанной безопасности;
- забойный клапан-отсекатель, предназначенный для перекрытия лифтовой колонны в аварийных ситуациях;
- срезной клапан, предназначенный для приведения пакера в рабочее состояние.
По мере падения пластового давления и снижения рабочих дебитов для поддержания объемов добычи из скважин были извлечены забойные клапаны-отсекатели, а в последние годы приступили к извлечению эксплуатационных пакеров и переводу скважин на беспакернуго эксплуатацию. В настоящее время на месторождении по пакерной схеме работают 47% скважин эксплуатационного фонда, по беспакерной - 53% (рисунок 3.1 в).
По имеющейся у автора информации на скважинах установлено 177 пакеров и наблюдается большое разнообразие типов и конструкций скважинного оборудования. Эксплуатационные скважины месторождения "оборудованы лифтовыми колоннами диаметром 168 мм - 192 скважины, диаметром 127 мм - 36 скважин, диаметром 114 мм - 84 скважины, диаметром 102 мм - 30 скважин, диаметром 89 мм - 5 скважин, комбинированными из труб диаметром 127/168 мм 59 скважин, комбинированными из труб диаметром 114/168 мм - 2 скважины, комбинированными из труб диаметром 102/114 мм -1 скважина.
Комбинированные колонны и колонны уменьшенного диаметра имеют более высокие потери давления и температуры по стволу, нежели равнопроходные. Отступление от проектных конструкций лифтовых колонн вызвано, в основном, организационными причинами, а именно отсутствием труб требуемых диаметров. При среднем дебите (301 тыс.м3/сут) текущие потери давления в 2000г. составили: для НКТ диаметром 168 мм - 0,45 МПа, для НКТ диаметром 114 мм - 0,86 МПа, для НКТ диаметром 102 мм -1,0 МПа.
Из колонных головок и фонтанных арматур наибольшее распространение получили модели отечественного ОКБ «АзИНмаш» (Азербайджан) - 54% (рисунок 3.2а, б) и зарубежных фирм «Breda» (Италия) - 18%, «Hubner Vamag» (Австрия) -14%, «FMC» (Франция) - 8%, «DKG/EAST» (Венгрия) - 6%.
Из комплексов подземного оборудования (рисунок 3.2в) наиболее распространены комплексы отечественного ВНПО «Союзгазавтоматика» (г.Саратов) - 64% и зарубежной фирмы «Вакег Oil Tools, Inc» (США) - 28%.
Многолетний опыт эксплуатации скважин Медвежьего месторождения показал, что пакерная схема наряду с положительными сторонами имеет и отрицательные моменты, в частности, невозможно освоить скважину, работающую с постоянным накоплением столба жидкости на забое по причине наличия подпакерного хвостовика; затруднено проведение работ по ингибированию и промывке забоя скважины, профилактике соле- и парафиноотложений в стволе ниже пакера, интенсификации притока; большая трудоемкость проведения ремонтов скважин и высокая их стоимость по причине применения специальной техники для извлечения пакеров из скважин перед их ремонтом.
Исследование причин образования песчано-гл инистых пробок
Даже эксплуатация скважин с оптимальными технологическими режимами, выбранными на основе регулярных газодинамических исследований, не всегда может предотвратить процессы обводнения скважин и пескопроявления. Выносимый из скважины песок и другие механические примеси способствуют абразивному износу скважинного оборудования и приводят к преждевременному выходу его из строя. Для предотвращения выноса песка из скважин обычно оснащают их противопесочньми фильтрами.
Массовые пескопроявления в эксплуатационных скважинах, вскрывших сеноманские газоносные отложения месторождений севера Тюменской области (Медвежье, Уренгой, Ямбург, Вынгапур и т.д.) приводят к многочисленным осложнениям, одним из которых является образование и рост песчано-глинистых пробок /102/. Удаление песчано-глинистых пробок производится в процессе капитального ремонта скважины и является продолжительной и дорогостоящей операцией. Средняя продолжительность такого ремонта, например, на Медвежьем месторождении составляет 30 сут.
С целью оценки влияния причин образования песчано-глинистых пробок на забоях скважин был проведен анализ данных исследований скважин, условий их эксплуатации и конструкции забоев. По всему фонду эксплуатационных скважин месторождения Медвежье были проанализированы имеющиеся данные по отбивке текущих забоев и газодинамического каротажа (ГДК). Число скважин, по которым проведено более 3-х замеров ГДК и дебитометрии, оказалось равным 55. Из них в начальный период ни в одной не наблюдался рост песчано-глинистой пробки за время работы нижнего интервала перфорации. В 19 скважинах наблюдался рост пробок, но лишь после обводнения призабойной зоны. Это положение хорошо согласуется с данными работ А.К. Бачурина, К.М. Каприелова, /103, 104, 105/, о изменении количества мехпримесей в продукции скважин при повышении водонасыщенности призабойной зоны. Однако и в этом случае пробка не поднимается выше следующего газоотдающего интервала. Во всех остальных скважинах работают нижние газоотдающие интервалы и наличие пробок не обнаружено, независимо от глубины спуска НКТ. Результаты этого анализа приведены в таблице 4.1.
В подтверждение вышеизложенного рассмотрим следующие случаи. В скв. 417 НКТ были спущены ниже интервала перфорации, и пробка росла до башмака НКТ. После проведения капитального ремонта, когда пробка была промыта, а затем был перфорирован и освоен нижележащий продуктивный интервал, рост песчано-глинистой пробки не наблюдается более 4 лет. В скв. 202 работал нижний интервал, и рост песчаной пробки не отмечался около пяти лет.
Затем во время проведения капитального ремонта этот интервал был засыпан, после чего стал наблюдаться рост пробки до следующего газоотдающего интервала.
Таким образом, рост песчано-глинистых пробок в условиях водопескопроявления связан не с глубиной спуска НКТ в скважину, а с глубиной нижнего работающего газоотдающего интервала. Поэтому можно сделать следующие выводы:
- практика вскрытия толщи продуктивных отложений с неоднородными пропластками (по типу Медвежьего) единым фильтром на поздней стадии разработки не оправдывает себя, поскольку при этом не всегда удается освоить нижележащие пропластки, что приводит к преждевременным капитальным ремонтам из-за образования песчано-глинистых пробок, снижает коэффициент готовности фонда эксплуатационных скважин и ведет к незапланированным потерям в добыче газа. Кроме того, при работе вышележащих интервалов возможно поступление воды в скважину по напластованию;
- необходимо проводить поэтапную перфорацию газонасыщенных интервалов по схеме - "снизу-вверх" и, лишь освоив нижние пропластки, приступать к перфорации и освоению вышележащих интервалов;
- башмак НКТ необходимо устанавливать на уровне верхней границы интервала перфорации - это существенно снизит гидравлическое сопротивление при работе верхних интервалов, и, кроме того, даст возможность проводить оперативный контроль за разработкой месторождения геофизическими методами, особенно, в условиях водо- и пескопроявления.
