главная / банк технологий / капитальный ремонт скважин (кр... / статьи

Совершенствование технологии капитального ремонта скважин на ямбургском месторождении


Шарипов А.М., Годзюр Я.И. (УИиРС ООО "Ямбурггаздобыча")
После длительной эксплуатации и отборов газа из залежи ЯГКМ газовые скважины эксплуатируются при аномально - низких пластовых давлениях АНПД (0,4-0,7 от гидростатического), происходит постепенное обводнение залежи и скважин, вынос пластового песка, образование каверн в призабойной зоне пласта и др. которые приводят к выходу скважин из эксплуатации. ЯГКМ вступило в период падающей добычи и суммарный отбор газа из сеноманской залежи составил более 40% от начальных запасов. По состоянию на 1.01.03г. динамика бездействующего эксплуатационного фонда скважин составляет: газовых-28; газоконденсатных -61. В процессе эксплуатации ожидается остановка по различным причинам до 6 газовых скважин и до 12 газоконденсатных скважин в год / 1 /. Основными причинами выхода скважин из эксплуатации являются: обводнение скважин, разрушение пород в ПЗП, негерметичность эксплуатационных колонн, низкая продуктивность и др.
Поэтому в условиях АНПД и высоких темпах отборах газа технологические процессы глушения, освоения и повышения производительности скважин при капитальном ремонте на ЯГКМ намного осложняются. Это приведет к повышенному расходу химреагентов и технологических растворов, удлинению сроков глушения, проведения ремонта, вызова притока и освоения после КРС. Например, при проведении водоизоляционных работ на Уренгойском месторождении средний расход тампонажного раствора составил 1,2-1,5м3 на скважино - ремонт, а на ЯГКМ 4-6м3 и более. Первые же работы проведенные нами на скважине .М°4191 и др. подтвердили наши предположения.
Согласно плана-графика по капитальному ремонту скважин в 2002-2003гг. УИиРС проводит работы по капитальному и текущему ремонту скважин на ЯГКМ и Заполярном газонефтеконденсатном месторождении (ЗГНКМ) 5 бригадами КРС, оснащенных подъемными установками УПА-60, А-60/80, МТУ-80ВГ, одной бригадой КРС оснащенной койлтюбинговой установкой М-10 (пр. ФИД р. Беларусь) и одной бригадой ПРС. В 2003г. введены в работу еще 2 бригады КРС, получены койлтюбинговые установки М-10 и М-20 бывшие в эксплуатации.
Основными видами ремонта на ЯГКМ являются:
• 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 установки М-10, УНГ-8/15 (СДА-5/220) под давлением;
• вызов притока и освоение скважин с помощью койлтюбинговых установок, УНГ-8/15иСДА-5/220;
• извлечение и установка клапана - отсекателя, посторонних предметов и др. с помощью канатной техники;

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 блокирующей жидкостью и жидкостью глушения для предотвращения выхода газа или поглощения растворов в процессе всего периода ремонта скважины. Для глушения скважин нами разработано три стандарта предприятия (СТП) на основании которых подбираются химические 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. нами 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. По состоянию на 1.11.2003г. данные растворы испытаны нами при капитальном ремонте на 25 скважинах ЯГКМ. Получены положительные результаты. 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.
В качестве блокирующего раствора нами планируется внедрить разработки УИиРС ООО "Ямбурггаздобыча" на полимерной и двухрастворной основе, при котором БР образуется за счет химической реакции активных компонентов в процессе приготовления и закачки растворов. При этом эффективная вязкость БР повышается на один порядок, водоотдача "0" и проявляется высокая эффект блокировки. Расход БР составит 4-6м на 1 скважино - операцию.
Глушение газоконденсатных скважин проводится с применением блокирующих растворов, содержащих твердую фазу, ИЭР на основе водного раствора хлористого натрия. Проведено 5 скважино - операций. Получены положительные результаты.
В перспективе на 2004-2005гг. силами УИиРС ООО "Ямбурггаздобыча" и НИИ ОАО'Тазпром" необходимо совершенствовать существующие и разработать новые блокирующие растворы и растворы для глушения газовых скважин сеноманских отложений, особенно для ремонта пескопроявляющих скважин ЯГКМ.
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 ОРТК М-10 с
использованием различных тампонажных растворов.
С применением селективного реагента после извлечения подземного оборудования проведены водоизоляционные работы на скважинах ЖМ° 6124, 7214, 7172, 7052, 6115 и др. По всем скважинам получены положительные результаты, скважины выведены из бездействия и обеспечивается дополнительная добыча газа.
С целью укрепления ПЗП и изоляции притока подошвенных вод нами разработано и проведены работы на скважине Ж7134 с применением установок М-10 и УНГ-8/15 без глушения и подъема подземного оборудования. Работы проводились в три этапа. На первом этапе укрепление пород ПЗП с применением растворов на основе силиката натрия. На втором этапе создание экрана на основе селективного полимерного реагента. На третьем этапе установка водоизоляционного цементного моста под давлением с применением установки УНГ-8/15. Скважина запущена в работу с положительным результатом, ежемесячно дополнительная добыча газа составляет 8 млн.м . По данным газодинамических исследований вынос пластового песка и воды не наблюдается.
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. Следует отметить, что не все методы укрепления ПЗП рекомендуемые институтами дают положительных результатов.
Поэтому необходимо работы по укреплению пород ПЗП проводить по следующим направлениям:
• химическими методами;
• установкой подвесных забойных фильтров;
• спуском в скважину фильтра типа ФСК-114 и намыв гравийного материала в интервал перфорации.
В настоящее время начаты работы по укреплению пород ПЗП и созданию водоизоляционного экрана химическими методами. Проведены опытно-промышленные работы.
Интенсификация притока газа и газового конденсата
В газовых скважинах на забое и в ПЗП которых накапливаются конденсационные и пластовые воды нами 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. При закачке происходит расформирование барьерной зоны в ПЗП и снижение капиллярных сил в поровых каналах. При запуске скважины в работу наблюдается постепенная десорбция ПАВ в поток добываемой жидкости и удаление накопившейся жидкости из ПЗП и забоя скважины. В процессе эксплуатации скважины периодическая обработка ПЗП поверхностно-активными системами позволяет удалить блокирующую барьерную зону и эксплуатировать скважины с выносом воды. Данная технология интенсификации притока отрабатывается с 2002г. на газовых скважинах ЯГКМ и получены положительные результаты (скв.3032, 7125, 7151,7152 и др.). В определенной категории неокомских скважин имеющих достаточный потенциальный дебит и низкие параметры работы, а также на скважинах после капитального ремонта нами рекомендуется (кроме ГРП и проводки вторых стволов) провести комплекс работ по интенсификации притока по технологии УИиРС на основе растворов соляной и плавиковой кислот и др. с добавкой облагораживающих компонентов, предотвращающих вторичные процессы переотложения осадков при нейтрализации кислоты.
Вызов притока и освоение скважин
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 СДА-5/220, двухфазными пенными системами, а также в комплексе с койлтюбинговой установкой М-10. Проведены опытно-промышленные работы по вызову притока газа с применением бустерной установки УНГ-8/15. Это позволило сэкономить большое количество химреагентов и сократить сроки освоения скважин 2-5 раз. Часть скважин, башмак НКТ которых после ремонта установлен в районе забоя скважины, удалось освоить только с применением установки М-10иСДА-5/220.
Перспективы применения тюбинговой техники и технологии
на месторождениях ООО "Ямбурггаздобыча"

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 и текущего коэффициента газоотдачи залежей. Поэтому на месторождениях Крайнего Севера сотни скважин работают с ограничением дебитов и депрессий по причине выноса песка и воды, а часть их находятся в ожидании проведения работ по капитальному ремонту скважин.
Проведение геолого-технических мероприятий и работ по КРС требует значительных затрат. Одним из перспективных технологий в области проведения КРС является широкомасштабное применение на месторождениях Крайнего Севера тюбинговой техники и технологии. Однако надо отметить, что наибольший эффект от внедрения тюбинговой техники и технологии можно получить при определенных благоприятных условиях. Во - первых качество строительства скважин должно быть очень

высокое, т.е. эксплуатационная колонна должна быть герметичной, качество крепи колонны хорошее, отсутствие заколонных перетоков (верхних и подошвенных вод и др.).
Учитывая, что башмак НКТ большинства скважин на ЯГКМ находится в районе забоя, то технологические процессы проведения работ с применением тюбинговой техники, особенно водоизоляционные и тампонажные работы будут намного осложнятся.
Необходимо также отметить, что на Уренгойском ГНКМ на газоконденсатных скважинах работает СП " Тюмгазкамко" с лучшей тюбинговой техникой и результаты работ были не достаточно эффективными и успешность работ низкой. Это говорит, что не все зависит от применяемой техники, но также зависит от применяемой технологии и технологических решений, т.е. от научного и технологического обеспечения. Поэтому эти процессы необходимо рассматривать комплексно чтобы научное обеспечение, техника, технологическое обеспечение и контроль исполнительской дисциплины на скважинах были на высоком уровне.
В настоящее время применяемая отечественная тюбинговая техника имеет ряд недостатков, не один узел или модуль установки не имеет сертификации и ГОСТа, многие модули доводятся до нормального работоспособного состояния уже на производстве, в промысловых условиях и т.д. И отметим, что не только установки М-10, но и др. тюбинговая техника не удовлетворяют требованиям выноса песка из забоя скважины при промывке песчаных пробок при циркуляции технологической жидкости. В основном для выноса песка используется пластовая энергия залежи и энергия восходящего потока газа, т.е. скважина перед разрушением забойной пробки запускается в работу на факел и восходящим потоком газа все загрязнения и пластовый песок выносятся на поверхность для огневой утилизации. Это связано с тем, что при АНПД не возможно создавать циркуляцию жидкости в стволе скважины по причине поглощения их пластом и скважины при неработающим режиме самозадавливаются. Таким образом, необходимо решить вопрос оптимального количества и типа промывочной жидкости для разрушения забойной пробки и выноса пластового песка.
Также не исследованы влияние соляной и др. кислот на скорость кислотной коррозии безмуфтовых длинномерных труб (БДТ) из стали 10ГМФ. Отсутствуют приборы контроля толщины БДТ до и после прокачки растворов соляной кислоты при проведении обработок. Не решены вопросы ингибиторной защиты БДТ.
С целью оценки влияния соляной кислоты на скорость кислотной коррозии стали 10 ГМФ нами были проведены лабораторные исследования на образцах, изготовленных из БДТ диаметром 38мм. Исследования были проведены с использованием ингибированной соляной кислоты и ее композициями согласно ГОСТ. Исследованиями было установлено, что скорость кислотной коррозии 24% концентрированной соляной кислоты на 40% превышает скорости кислотной коррозии обычной стали Ст.3. При смешении соляной кислоты с метанолом или ацетоном или снижении концентрации кислоты до 15-17% приводит к снижению скорости кислотной коррозии стали. Поэтому в случае проведения кислотных обработок необходимо снижению концентрации кислот до 15%.
Особое внимание при выборе технологии проведения различных ГТМ необходимо обратить на гидравлические параметры процесса промывки и закачки с применением БДТ. В этой связи нами были проведены теоретические расчеты по оценки гидравлических параметров процесса промывки песчаных пробок для условий сеноманских скважин. Проведенными расчетами было установлено, что основное внимание необходимо уделить расходу промывочной жидкости за единицу времени и давлению закачки. Нами были установлены оптимальные параметры технологического процесса (расход, давление).
В настоящее время наиболее перспективными для ЯГКМ с применением тюбинговой техники являются следующие технологические операции:

1. Внедрение технологии селективной изоляции подошвенных вод сеноманских отложений с применением тюбинговых установок без глушения скважин.
2. Установка изоляционных экранов и мостов.
3. Укрепление пород призабойной зоны пласта с применением химреагентов (силикат натрия, кремнийорганические соединения и др.).
4. Комплексное внедрение тюбинговой техники и азотно -бустерной технологии разрушения забойной пробки и выноса пластового песка.
6. Вызов притока и освоение газоконденсатных скважин при АНПД и др. Работы по внедрению установок М-10 нами были начаты в 2001г. За период с 2001г. по 1.11.2003г. проведено более 40 скважино - операций. Основными видами работ являются:
• 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;
• снижение уровня в стволе скважины для вызова притока газа и освоения скважины идр.;
ЛИТЕРАТУРА
1. Андреев О.П. Пути решения проблемы обеспечения оптимальных объемов добычи углеводородного сырья и максимальной загрузки существующих производственных мощностей ООО "Ямбурггаздобыча". Материалы международной конференции "Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке"(Ямбург, июнь2002г.),-М, ООО "ИРЦ", 2003г., с.20-29.

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015