Для поддержания фонда скважин в рабочем состоянии на месторождениях проводятся многочисленные геолого-технические мероприятия (ГТМ), которые представлены сервисными работами с колтюбинговых установок и более тяжелыми с подъемных установок.
В период 2014-2019 годы в капитальный ремонт газовых скважин систематически вносились изменения, направленные на его совершенствование. Исходя из существующих геолого-технических условий и анализа эффекта действующих мероприятий, внедрялись новые методы: технологические схемы ремонтов, различные водоизоляционные составы (ВИС) и их модификации с разными объемами, гидроразрыв пласта (ГРП) в добывных скважинах, гидроразрыв пласта (ГРП) в поглощающей скважине, радиальные вскрытия пластов (РВП), ремонт скважин с учетом геологической особенности каждого месторождения, интенсификация притока по технологии «Турбоерш».
Сервисные работы в газовых скважинах
Длительная разработка месторождений, приводит к увеличению сервисных работ, проводимых как на действующих скважинах, так и находящихся в простое. Необходимость данных работ заключается в получении текущей информации о геолого-техническом состоянии скважин, выводе их из бездействующего фонда, ликвидации межколонных газопроявлений (таблица 1).
Таблица 6.1 – Количество сервисных ремонтов в период с 2014 по 2019 г
| Годы | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
| Сервисные ремонты, шт. | 35 | 57 | 74 | 65 | 87 | 92 |
К сервисным работам в период за последние 5 лет относятся:
- Исследование технического состояния с помощью лебедки: определение текущего забоя, глубины обрыва НКТ, извлечение посторонних предметов;
- Специальные исследования проводятся при исследовании скважин до полного восстановления давления на режимах с отбором проб жидкости и механических примесей;
- Ликвидация негерметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны, закачкой в межколонное пространство полимерно-гелевых составов.
К основным сервисным работам относятся мероприятия, которые выполняются с колтюбинговых установок:
- промывки песчаных пробок, соляно-кислотные обработки призабойной зоны пласта, при необходимости ГИС;
- промывки песчаных пробок в наблюдательных и поглощающих скважинах с целью восстановления информативности и приемистости соответственно;
- промывка фильтра от бурового раствора в субгоризонтальных скважинах, при необходимости с соляно-кислотной обработкой, проведение ГИС (спуском прибора на ГНКТ) – для увеличения продуктивности скважин и получения информации о ее работе;
- промывка песчаных пробок, ограничение выноса механических примесей (ОВМП);
- изоляция обводненного интервала установкой цементных мостов с помощью колтюбинга;
- промывка песчаной пробки, гидрофобизация с закачкой в пласт через ГНКТ полимерных материалов для ликвидации притока пластовой воды;
- водоизоляция притока пластовых вод по технологии.
Все работы, выполняемые с колтюбинговой установки, в зависимости от поставленной задачи считаются эффективными, кроме водоизоляционных работ и ОВМП.
Преимущество изоляции притока пластовых вод заключается в проведении работ без глушения скважин в короткий срок. На месторождениях Уренгоя данный вид ремонта выполнялся с 2003 года в действующих скважинах с пластовой водой и в скважинах, находящихся в простое. Недостатком является низкая успешность и короткий эффект ВИР. В период 2003 – 2012 применялись следующие водоизоляционные составы: цементный раствор, ацетиленовый раствор, ДЭГ + цементный мост, стироэмаль, АКОР-МГ + цементный мост, карбонатизация + цементный мост, полисил - ДФ, АКОР + цементный мост, НМН-200-400, НТЖ + цементный раствор, бетонированный раствор + ПАВ – все материалы имеют равный эффект.
С 2012 по 2016 годы водоизоляционны еработы выполнялись по специальной технологии - закрепление ПЗП путем создания внутрипластового фильтра с использованием уретанового полимера.
В результате проведенных работ в 4-х действующих и 5 простаивающих скважинах приток пластовой воды ограничен частично, полностью его ликвидировать не удалось. Вывести из простоя скважины не получилось, при этом, одна скважина из действующего перешла в бездействующий фонд.
Учитывая, что на месторождениях Уренгоя применялось много разных водоизоляционных составов, с различными комбинациями закачки и все они имели одинаковый эффект, поиск новых материалов результатов не даст, поскольку первой причиной низкой успешности является непосредственно технология ВИР с колтюбинговой установки.
Ограничение выноса механических примесей проводилось с 2008 по 2014 годы с теми же материалами, что и водоизоляционные работы: закрепление ПЗП путем создания внутрипластового фильтра с использованием уретанового полимера. Задача этих работ заключалась в предупреждении повторного скопления, после промывки, песчаных пробок. Всего проведено более 90 скважино - операций по ОВМП. Недостатком работ является ограниченное количество скважин с подходящей конструкцией и геологической характеристикой (отсутствие пакера, наличие зумпфа между башмаком НКТ и нижними перфорационными отверстиями 15-20 метров, отсутствие пластовой воды, удаленное расстояние между текущим ГВК и забоем скважины). В результате изменившихся геолого-технических условий ремонт скважин по данной технологии стал нецелесообразен.
В рамках поисков путей оптимизации ГРП было протестировали волокно J659 (более устойчивое к высоким температурам) для условий Ачимовского пласта (и с рецептурой жидкости, что используем на Уренгойском месторождении). Суть тестирования заключалась в определении скорости деградации волоконных материалов после их непосредственной закачки в пласт. Ниже (на графике 3.1) представлены результаты тестирования на потерю массы волокна во времени в дистиллированной воде в лабораторных условиях.
График 3.1 – Деградация волокон J579 и J659 в воде.
На данном графике видно, что деградация, а именно разрушение нового файбер-волокна J659 по времени происходит значительно дольше, чем разрушение волоконного материала J579. Так, уже к окончанию первых суток, при температуре около 120°C, волокно нового образца разрушилось всего лишь на 25%, в то время как волокно старого образца разрушилось более чем на 50%, тем самым ухудшая связь между проппантными пачками, а также увеличивая их седиментацию, то есть происходит осаждение расклинивающего агента, а следовательно расположение и продвижение трещин в пласте имеет сильное расхождение с планируемыми показателями. Данное наблюдение свидетельствует о том, что происходит более устойчивое формирование каналов, тем самым увеличивая закрепленную полудлину трещины, а также это способствует предотвращению седиментации проппантных пачек (осаждения проппанта, что ведет к изменению планируемой геометрии трещины).
Рисунок 3.1 – Слева – волокно J579, справа – волокно J659
Список литературы
- Тюрин В.П., Фатеев Д.Г., Ефимов А.А., Завьялов Н.А. Особенности эксплуатации газоконденсатных скважин с пологим окончанием в условиях АВПД и низких ФЕС (на примере ачимовских отложений Уренгойского НГКМ) // Экпозиция Нефть Газ, 2016. № 7 (53). С. 40-45.
- Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа Текст. / А.И. Брусиловский. -М.: «Грааль», 2002, 575 с.
- В.А. Николаев, P.M. Тер-Саркисов, Н1Д. Гуляева, Г.В. Петров, O.A. Арефьев Геохимический способ контроля за разработкой Вуктыльского месторождения//Газовая промышленность. -1990. -№ 2 с. 45-46.
