Ликвидация межколонных давлений на скважинах Вынгапуровского месторождения

В статье рассмотрен анализ возникновения межколонных проявлений при эксплуатации скважин на Вынгапуровском месторождении. На Вынгапуровском месторождении с межколонными давлениями работают 132 эксплуатационных скважин из 142. Для ликвидации межколонных давлений рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные композиции на основе эпоксиполиуретановых сополимеров или особо тонкодисперсного вяжущего материала «Микродур». 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.

Аннотация статьи
проявления
заливка
тампонажные растворы
осложнения
межколонные давления
газа
месторождение
надежность
добыча нефти
Ключевые слова

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.

Текст статьи
  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.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 15 января по 21 января
Сегодня — последний день приема
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
25 января
Загрузка в eLibrary
25 января
Рассылка печатных экземпляров
02 февраля