Назначение: работа предназначена для менеджеров, занимающихся процессом оптимизации технологического процесса.

Термины и определения

Скважина – горная выработка, сооруженная буровым способом и обсаженная обсадной колонной с затрубной цементацией и имеющая гидравлическую связь с пластовым флюидом. По типу скважин различают разведочные, эксплуатационные, разведочно-эксплутационные, нагнетательные, закачные, водозаборные и дренажные. По положению в пространстве различают вертикальные, вертикальные с горизонтальным окончанием, наклонно-напрвленные, наклонно-направленные с горизонтальным окончанием.

Газоконденсатное месторождение – месторождение, содержащее в своем составе газоконденсатные (конденсатные) залежи.

Терригенные коллекторы – коллекторы, представленные терригенными породами – песками, песчаниками, алевролитами, различного минерального состава с различной степенью глинистости, с разным составом и и характером цементирующих веществ, обычно нормального или трещинно-нормальных типов .

Поровые коллекторы – коллекторы (песок, песчаник, алевролит, переотложенная карбонатная порода), пустотное пространство которых образовано межгранулярными порами, обычно обладающие проницаемостью при пористости более 9-11 % и относительной изотропностью фильтации по поровым каналам.

Толщина пласта – расстояние между кровлей и подошвой пласта.

Эффективная газо(конденсатная) насыщенная толща – суммарная толщина прослоев пород-коллекторов в пласте.

Эффективная толщина – суммарная толщина всех всех прослоев пород-коллекторов в пределах пласта.

Пористость – относительный объем пор в породе-коллекторе, выраженный в долях единицы или процентах.

Проницаемость породы – способность породы пропускать через себя жидкости и газы (при наличии перепада давления).

Коэффициент проницаемости – числовое выражение абсолютной, эффективной (или фазовой) проницаемости, обычно определяемое при линейном законе фильтрации. Проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² , длиной 1 м и перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости составляет 1 м³/с.

ГИС – гидродинамические исследования на скважине, включающие снятие КВД и индикаторных диаграмм для определения параметров пласта и скважин.

КВД - кривая восстановления давления – зависимость в координатах р (забойное давление) или Δр (депрессия) – lg t, построенная по результатам восстановления давления в скважине после её остановки.

Дебит скважины (нефти, газа, жидкости) – показатель, характеризующий производительность скважины в единицу времени (обычно в сутки).

Коэффициент продуктивности скважины – коэффициент, характеризующий добывные возможности скважины – отношение её дебита к соответствующему перепаду между пластовым и забойным давлением, - величина постоянная (не зависящая от забойного давления) при установившейся фильтрации однофазной жидкости и переменная (зависящая от давления на забое скважины) при фильтрации газа или жидкости и газа.

Капитальный ремонт скважин (КРС) – комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров-отсекателей, клапанов тсекателей, газлифтного оборудования.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) – служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого газа и производства различных видов работ.

Фонтанная арматура – предназначена для оборудования фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью герметизац , контроля и регулирования режима их эксплуатации.

На рисунке представлена типовая схема конструкции скважины.

Терминология и аббревиатура

Состояние разработки ЯГКМ

В настоящее время ЯГКМ вступило в период падающей добычи и суммарный отбор газа из сеноманской залежи составил более 40% от начальных запасов. Газовые скважины эксплуатируются при аномально - низких пластовых давлениях (АНПД), т.е пластовое давление составляет 0,4-0,7 от гидростатического давления. Эксплуатация газовых скважин ЯГКМ характеризуется увеличением суммарных отборов газа из залежей, постепенным снижением дебитов и пластового давления, поднятием ГВК, увеличением эффективного горного давления на скелет горной породы и напряжений в породе в приствольной части пласта, разрушением и выносом из призабойной зоны пластового песка в скважину. С падением пластового давления и уменьшением суточных дебитов скважин газа происходит постепенное снижение скорости восходящего потока газа при существующих диаметрах НКТ, наблюдается выпадение и отложение определенной части твердых механических примесей на забое и в стволе скважины. При этом увеличивается суммарное количество выносимого песка и высота песчаной пробки на забое скважины, которая при наличии воды постепенно уплотняется и упрочняется. Это приводит к перекрытию перфорационных каналов, НКТ, увеличению депрессии и фильтрационных сопротивлений, снижению добывных возможностей скважин. Поэтому на месторождении скважины работают с ограничением дебитов и депрессий по причине выноса песка и воды, а часть их находятся в ожидании проведения работ по капитальному ремонту скважин. В этих условиях также происходит постепенное обводнение залежи и скважин, приводящее к выходу скважин из эксплуатации. Основными причинами выхода скважин из эксплуатации являются: обводнение скважин, разрушение пород в ПЗП, негерметичность эксплуатационных колонн, низкая продуктивность и др.

Основными видами КРС на ЯГКМ являются:

• глушение скважин;
• ограничение и изоляция притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах;
• укрепление пород призабойной зоны пласта (ПЗП) и предотвращение выноса пластового песка в газовых скважинах сеноманских отложений;
• аварийно-восстановительные работы (извлечение пакера, НКТ, восстановление забоя скважины и др.);
• ликвидация межколонных давлений;
• восстановление герметичности эксплуатационных колонн;
• промывка и удаление песчаных пробок и минеральньгх неорганических отложений в НКТ и эксплуатационной колонне с последующей интенсификацией притока газа поверхностно- активными системами;
• растепление и разрушение гидратных и ледяных пробок в НКТ;
• проведение водоизоляционных работ с помощью койлтюбинговой и азотной установок под давлением;
• вызов притока и освоение скважин с помощью койлтюбинговой и азотной установок;
• извлечение и установка клапана - отсекателя, посторонних предметов и др. с помощью канатной техники;
• дополнительная перфорация пластов;
• кислотная обработка скважины;
• гидроразрыв пласта.

Ниже приведены краткие описания отдельных технологических операций КРС.

Глушение скважин

Капитальному ремонту скважин предшествуют работы по обследованию технического состояния скважины, проектирование технологии глушения и глушение скважины закачкой различных технологических жидкостей.

Для проведения КРС необходимо надежная блокировка продуктивного пласта в интервале перфорации блокирующим раствором (БР) и жидкостью глушения для предотвращения выхода газа или поглощения растворов в процессе всего периода ремонта скважины. Для глушения скважин разработаны три стандарта предприятия (СТП), на основании которых подбираются реагенты, рецептуры рабочих жидкостей и осуществляется технологический процесс глушения с учетом конструкции и состояния призабойной зоны скважины.

В качестве жидкости глушения на ЯГКМ с 2001г. применяются гидрофобные инвертно - эмульсионные растворы (ИЭР) на углеводородной основе и блокирующие эмульсионные растворы (БР) с твердой фазой с предварительной закачкой в интервал перфорации блокирующего раствора. Расход БР составляет от 10 до 15м³, ИЭР 50-70м³. После ремонта при вызове притока газа ведется сбор ИЭР в емкости и большая часть жидкости глушения используется повторно при ремонте других скважин.

Глушение газоконденсатных скважин проводится с применением блокирующих растворов, содержащих твердую фазу, ИЭР на основе водного раствора хлористого натрия.

Водоизоляционные работы

Одним из традиционных методов изоляции подошвенных вод на ЯГКМ является применение цементных растворов. Однако эффективность их низкая, составляет не более 30%, эффект является краткосрочным, малый межремонтный период, что требует повторного ремонта и новых затрат на КРС. Первые же работы по ВИР (скважина Ке4184, 6096) показали достоверность наших предположений. Поэтому важно после ремонта обеспечить длительную эксплуатацию скважины в безводном режиме (5-10лет).

Поэтому для проведения работ по ограничению водопритока и водоизоляции нами 2002г.разработан СТП который применяется при проведении работ на ЯГКМ.

На скважине Ж7134 были проведены водоизоляционные работы по технологии СевКавНИПИгаза где не удалось получить положительного результата. По технологии института работы проводились в 3 этапа: укрепление ПЗП, закачка блокирующего раствора и установка цементного моста. При освоении и отработке скважины на факел цементный мост был полностью разрушен. Причиной неудачной изоляции был не учет болыпого объема каверн образованного за счет интенсивного выноса пластового песка совместно с пластовой водой. Поэтому при проектировании технологии водоизоляции необходимо учитывать объем каверн и их протяженность в ПЗП. К сожалению, в настоящее время нет инструментальных методов оценки объема каверн, образованных в процессе эксплуатации скважины.

Учитывая, что терригенные отложения ЯГКМ являются гидрофильными, а скважины обводняются подошвенными водами, нами с 2002г. проводиться водоизоляционные работы по селективной технологии на основе селективного полимерного реагента в северном исполнении. Полимерный реагент по химико-технологическим показателям соответствует к химическому составу сеноманской воды и конденсационным водам ЯГКМ.

Водоизоляционные работы проводятся по двум вариантам:

• после глушения скважины жидкостью глушения и извлечения подземного оборудования производится закачка полимерного реагента для создания водоизоляционного экрана, с последующим закреплением цементным мостом;
• без глушения скважины с применением койлтюбинговой установки с использованием различных тампонажных растворов.

Укрепление ПЗП и предотвращение выноса пластового песка

Обводнение скважин сопровождается разрушением цементной составляющей и скелета горной породы, что приводит к образованию прочных песчано-глинистых пробок в стволе скважины (э/колонне и НКТ), а также эрозионному износу подземного и наземного оборудования. Работы по укреплению пород ПЗП проводятся по следующим направлениям:

• укрепление химическими методами;
• установкой подвесных забойных фильтров;
• спуском в скважину фильтра типа ФСК-114 и намыв гравийного материала в интервал перфорации.

Интенсификация притока газа и газового конденсата

В газовых скважинах на забое и в ПЗП которых накапливаются конденсационные и пластовые воды рекомендуется производить обработки ПЗП в два этапа:

• на первом этапе с целью улучшения порометрической характеристики пород закачиваются влагопоглотители для осушки ПЗП одноатомными спиртами, кетонами или их смесями, с последующей выдержкой и отработкой скважины на факел;
• на втором этапе с целью снижения капиллярных сил, ПЗП обрабатывается смесью поверхностно-активных систем на основе одноатомных спиртов и неионогенных

ПАВ с последующей продавкой газом (азотом) и выдержкой ПАВ для физической адсорбции их на поверхности поровых каналов.

Вызов притока и освоение скважин после КРС

Вызов притока и освоение скважин после КРС производится заменой скважинной жидкости, т.е жидкости глушения, на стабильный конденсат с последующим снижением уровня жидкости с применением азотной установки, бустерной установки, двухфазными пенными системами, а также в комплексе с койлтюбинговой установкой. При наличии пакера в скважине для освоения скважины используют койлтюбинговую и азотную установки. При отсутствии в скважине пакера освоение скважин производят при помощи азотной установки. В обоих технологических схемах перед началом работ по освоению скважины производят замену скважинной жидкости на конденсат. Подача азота в скважину обеспечивает вызов газлифтного подъёма скважинной жидкости с последующим притоком пластового газа.

Применение койлтюбинговой техники в технологических операциях КРС

В настоящее время наиболее перспективными для ЯГКМ с применением койлтюбинговой техники являются следующие технологические операции КРС:

• селективной изоляции подошвенных вод сеноманских отложений с применением тюбинговых установок без глушения скважин;
• установка изоляционных экранов и мостов;
• укрепление пород призабойной зоны пласта с применением силиката натрия, кремнийорганических соединений и др.;
• вызов притока и освоение газовых и газоконденсатных скважин при АНПД;
• разрушение и удаление песчаных пробок в НКТ и эксплуатационной колонне, промывка и восстановление забоя;
• промывка песчаной (проппантовой) пробки в НКТ и извлечение клапана - отсекателя;
• растепление гидратно-ледяной пробки в зоне ММП;
• установка водоизоляционного экрана в ПЗП из полимерного реагента; установка водоизоляционного цементного моста.

В приложении приведены временные затраты по операциям для трех технологических схем КРС.

Типовой технологический процесс 1

Типовой технологический процесс 2

Типовой технологический процесс 3