Ликвидация межколонных давлений на скважинах Вынгапуровского месторождения

Многие крупные месторождения севера Западной Сибири, такие как: Вынгапуровское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское разрабатываются уже более 30 лет и к настоящему времени сильно истощены, газоотдача по ним составляет 60-80 %. Непосредственно Вынгапуровское нефтегазоконденсатноe месторождение расположено в ЯНАО, в 20 км юго-западнее от города Tарко-Cале, открыто в 1968 г как газовое, а в ходе дальнейших геолого-разведочных работ (ГРР) переведено в разряд газонефтяных. За годы эксплуатации отобрано более 23 млн т нефти, что составило 44% от утвержденных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи (КИН) 0,21% [1, 2, 3]. Одним из осложнений возникающие в процессе эксплуатации газовых скважин является проявления межколонных давлений. На Вынгапуровском месторождении с межколонными давлениями работают 132 эксплуатационных скважин из 142, в том числе:

• до 1,0 МПа – 45 ед.;
• от 1,0 до 2,0 МПа – 31 ед.;
• от 2,0 до 4,0 МПа – 32 ед.;
• более 4,0 МПа – 24 ед.

Диаграмма соотношения количества скважин с межколонным давлением представлена на (рис.1).

Рис. 1. Количество скважин, работающих с межколонными давлениями

Сравнительные данные по скважинам с межколонным давлением в период с января 2015 г. по декабрь 2016 г. представлены на (рис.2).

Рис. 2. Количество скважин, работающих с межколонным давлением в период с января 2015 г. по декабрь 2016 г.

По сравнению с результатами исследований по состоянию на 01.01.2017 количество скважин, работающих с межколонными давлениями, уменьшилось на 9 ед. Как видно из рисунка 2, количество скважин, работающих с межколонными давлениями на 01.01.2017:

• до 1,0 МПа – уменьшилось на 9 ед.;
• от 1,0 до 2,0 МПа, от 2,0 до 4,0 МПа и более 4,0 МПа – изменяется не значительно.

При проведении ГИС и обнаружении межколонных газопроявлений по причине негерметичности резьбовых соединений, негерметичности первичных уплотнений колонной головки и отсутствии тампонажного камня в приустьевой части скважин, (от 0 до 200 м), для их ликвидации рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные композиции на основе эпоксиполиуретановых сополимеров или особо тонкодисперсного вяжущего материала «Микродур». «Микродур» в своей основе является гидравлическим минеральным вяжущим веществом. По сравнению с наиболее распространенными минеральными вяжущими веществами ОТДВ «Микродур» обладает рядом преимуществ: быстрое затвердевание (70 % марочной прочности через двое суток), сохранение заданной вязкости цементной суспензии до 90 мин. Для ликвидации межколонных газопроявлений рекомендуются применять ОТДВ «Микродур» с водоцементным соотношением 1,1-1,7 с затворением как на воде, так и на растворах хлорида натрия и кальция. ОТДВ «Микродур» следует закачивать в межколонное пространство с помощью насоса или насосной установки при давлении не более 5 МПа, но не более давления опрессовки кондуктора. Закачивание композиции продолжается до момента начала увеличения давления закачки до 5 МПа. Количество закачиваемой композиции зависит от приемистости межколонного пространства, приемистость должна быть указана в плане работ. При температуре окружающего воздуха ниже 0 °С суспензию следует подогреть до 20 °С, а при ее закачивании в межколонное пространство необходимо осуществлять прогрев нулевого патрубка кондуктора.

Тампонажные растворы на основе эпоксиполиуретановых сополимеров обладают высокой проникающей способностью и формируют тампонажный камень с повышенной прочностью на изгиб и сжатие, адгезией к металлу обсадных труб. Герметизирующие составы закачиваются непосредственно в межколонное пространство. При межколонных газопроявлениях по причине поступления газа по цементному кольцу из газонасыщенных пропластков в интервале от 500 до 800 м, реже из продуктивных пластов или поступления газа через негерметичности в искривленной или нижней части эксплуатационной колонны, их ликвидацию рекомендуется проводить закачиванием облегченных расширяющихся тампонажных композиций в интервал негерметичности силами бригад КРС при проведении работ по ремонту скважины.

Также для ликвидации межколонных газопроявлений рекомендуется применять гелевые композиции. Выбор конкретных рецептур гелеобразующих составов зависит от геолого-технических условий скважин каждого месторождения и требует использования специальных руководящих документов на их применение. При этом следует помнить, что при планировании и использовании гелеобразующих составов обязательно следует провести контрольные анализы сроков гелеобразования выбранных составов для каждой партии поступающих исходных веществ и при необходимости провести корректировку рецептур.

Объемные изменения гелевых композиций сильно зависят от вида контактирующих с ними жидкостей и интенсивности массообмена в зоне контакта. B условиях пористых сред, где гель пронизан скелетом породы-коллектора, объемные и структурные изменения самого геля незначительно будут сказываться на его изолирующей способности.

Для определения места негерметичности эксплуатационной колонны рекомендуется применять технологию поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны с использованием двух пакеров, например, компоновки из двух манжетных пакеров конструкции ООО «ТюменНИИгипрогаз» (рис.3).

Рис. 3. Компоновка из двух манжетных пакеров

Заливают в межколонное пространство необходимый объем высоковязкой смеси без давления, при постоянном прогреве наружной поверхности колонной головки и подколонного патрубка. Заливку осуществляют при открытом вентиле на противоположной стороне колонной головки. Заливку прекращают при появлении высоковязкой смеси из вентиля. После заполнения межколонного пространства высоковязкой смесью промывают нагнетательную линию и задвижку на межколонном пространстве, через которую проводили закачивание высоковязкой смеси, растворителем «Триокс-М» и раствором СаСl₂. Не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания композиции, проводят ее продавливание насосной установкой созданием давления 4,0 МПа, контролируя давление продавливания [4, 5]. Скважину оставляют на ОЗЦ на 48 ч.

После технологической выстойки проводят повторное техническое обследование скважины, по результатам которого определяется успешность ремонта и возможность запуска скважины в эксплуатацию.

Выводы

Обоснование и рекомендация по использованию расмотренных технологий позволит успешно ликвидировать межколонные газопроявления, эффективность работ должна основываться на всестороннем изучении состояния скважины, и анализе геофизической, гидродинамической, и промысловой информации.

1. Пересчет геологических запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа и сопутствующих компонентов Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа и в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа по состоянию на 01.01.2016 г. / рук. А.Н. Бабушкина. - Тюмень: ООО Тюменское проектное бюро, 2016. - 824 с.
2. Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Вынгапуровского месторождения. ООО "Газпромнефть НТЦ. - Москва - Ноябрьск, 2013.
3. Дополнение к технологической схеме разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения. НАД ОАО "Газпром нефть" - ГеоНАЦ. - Москва - Ноябрьск, 2011.
4. Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Вынгапуровского месторождения. - М. - Ноябрьск: ООО «Газпромнефть - НТЦ», 2013.
5. Геологический отчёт ОАО «Газпромнефть-ННГ». - Ноябрьск, 2018.