ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБЛЕМ САМОЗАДАВЛИВАНИЯ СКВАЖИН СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ НА НЕИЗВЕСТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Большинство месторождений севера Западной Сибири разрабатываются уже более 30 лет и находятся на завершающей стадии разработки либо на стадии падающей добычи. Следует отметить, что существенное снижение давления в пласте осложняет разработку таких месторождений, так как влечет за собой снижение дебита газоконденсатных скважин, а это в свою очередь имеет ряд последствий. Конечно, снижение дебита прямо пропорционально влияет на экономическую эффективность разработки таких месторождений, но в первую очередь это может повлечь за собой необратимые последствия, такие как самозадавливание скважин, вследствие снижения скорости потока газа ниже такого критического значения, при котором на забое скапливается жидкость.

В последнее время проблема самозадавливания скважин на завершающей стадии разработки является чрезвычайно актуальной. На повестке дня вопрос об извлечении низконапорного газа на таких месторождениях. Внедрение новых технологий в разработку является одним из самых эффективных методов извлечения низконапорного газа, но не всегда эти методы являются экономически обоснованными, поэтому проблема правильно установленного технологического режима скважин является очень актуальной на данный момент.

Очень остро поставлен вопрос на Неизвестном месторождении. Отбор запасов газа от начальных утвержденных в зависимости от разных УКПГ составляет от 85 до 95 %, в целом по месторождению эта отметка близка к 90 %. Фонд действующих скважин варьируется от 10 до 63 единиц на разных УКПГ, в целом по месторождению действующий фонд составлявляет более 200 единиц. С начала разработки месторождения пластовое давление в зонах эксплуатационных скважин снизилось с 11,43 МПа до 1,66 МПа и продолжает снижаться.  Депрессия варьируется от 0,16 до 0,18 МПа.  Текущие запасы газа на месторождении составляют примерно 230 млрд м3. Средний дебит примерно равен 100 тыс.м3/сут.

Большая часть скважин на Неизвестном месторождении оборудованы колоннами НКТ диаметром 168 и 127 мм, что при низких дебитах газа чревато низкими скоростями потока газа в стволе скважины. Уменьшение скоростей потока приводит к накоплению конденсационной воды на забое скважин. Количество жидкости, выделяющейся при конденсации из газа прямо пропорционально влагосодержанию газа и увеличивается со снижением пластового давления. По мере скопления жидкости на забое увеличивается гидростатическое давление в скважине и это приводит к самозадавливанию скважин, соответственно к ее остановке.

Но накопление жидкости на забое связано не только с конденсацией воды на забое, но и с подтягиванием подошвенных вод. При проведении исследований жидкости в скважинах доля смеси подошвенной и конденсационной вод отмечается в 11% случаев, в остальных 89% отмечается наличие только конденсационной воды. Это еще раз подтверждает тот факт, что скорость потока газа является одним из наиважнейших факторов влияющих на работу скважин и месторождения в целом.

На основании проведенных ранее исследований выявлено, что следствием обводнения скважин является размыв порового цемента, а также вынос песка и образование каналов повышенной проводимости. При этом на забое образуются пескожидкостные пробки, которые перекрывая интервал перфорации существенно сникают добывают способность скважин.

На Неизвестном месторождении влияние самозадавливания скважин довольно велико. Следует отметить, что диаметр НКТ существенно влияет на самозадавливание скважин, в частности число скважин оборудованных НКТ диаметром 168 мм либо комбинированными НКТ 168 мм и 127мм составляет 83 % от общего количество самозадавившихся скважин.

Опираясь на проведенные ранее исследования можно выделить основные причины снижения дебитов газа на Неизвестном месторождении:

•        Ограничение дебита по причине превышения максимально допустимой депрессии на пласт.

•        Ограничение дебита в следствие выноса песка.

•        Ограничение дебита по причине притока подошвенной воды.

•        Недостаточная скорость потока газа в НКТ, в следствие низкой продуктивности скважин.

Следует отметить, что наибольшую часть скважин, подвергшихся самозадавливанию составляют скважины, дебит которых снижен по геолого-техническим причинам, таким, как вынос песка и по причине максимально допустимой депрессии на пласт.

В таких скважинах следует проводить работы, направленные на укрепление прибойной зоны пласта, а также водоизоляционные работы.

Существует множество методов для поддержания работы скважин на Неизвестном месторождении, таких как:

• Продувка скважин с выпуском газа в атмосферу

• Использование ПАВ

• Уменьшение диаметра насосно-компрессорных труб

• Закачка сухого газа в затрубное пространство

• Проведение капитального ремонта скважин, включающего водоизоляционные работы

• Плунжерный лифт

• Концентрический лифт

Можно установить примерный порядок выбора скважин-кандидатов для проведения той или иной технологии для борьбы с самозадавливанием скважин, в следствие накопления на забое скважин жидкости, состоящей в основном из конденсационной воды, а также в некоторых случаях из пластовых вод.

Из полученного ранее опыта применения тех или иных технологий можно отметить рекомендации к проведению геолого-технических мероприятий:

1. Вследствие экономической нецелесообразности применения вышеизложенных методов борьбы с самозадавливанием скважин, следует производить обработки скважин жидкими или твердыми ПАВ, а также производить продувку скважин с выбросом газа в атмосферу.

2. В скважинах с высокими продуктивными характеристиками, которые подвержены самозадавливанию, следует проводить капитальный ремонт скважин, включающий укрепление ПЗП, водоизоляционные работы с целью уменьшения пескопроявлений и уменьшения притока пластовой воды к интервалам перфораций.

3. Если есть экономическая целесообразность, то замену лифтовых колонн на меньший диаметр следует производить в случае, если продуктивная способность скважин невелика, таким образом уменьшение диаметра колонн не вызовет больших потерь давления на трение в стволе скважины. Для сохранения продуктивных характеристик скважины следует избегать ее глушения при спуске лифта меньшего диаметра.

4. Если есть техническая возможность, а именно если скважина оборудована парными шлейфами и ее работа не осложнена излишним пескопроявлением и обводнением, следует производить закачку газа в затрубное пространство ( в зимний период следует подогревать газ с помощью специальных устьевых подогревателей).

5. Технология применения КЛК целесообразна в случае, если требуется удаление жидкости не только с забоя скважины, но и из интервалов перфораций. Такая необходимость возникает, когда значения дебита газа являются ниже критических.

Список литературы:

1. Шулятиков И.В. Разработка технологии и оборудования для удаления жидкости из скважин / автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2007. - 28 с.
2. Пеливанов Ю.П. Методика оценки объема конденсационной воды, выделяющейся в стволах газовых скважин / Ю.П. Пеливанов, А.С. Епрынцев, П.С. Маслаков, А.В. Нурмакин // «Наука и ТЭК» - №5, 2011. - Тюмень. - С. 61-62.Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. М.: Недра, 1994. – 240-242 с.
3. Одишария Г.Э., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидко­стных смесей / Всерос. науч.-исслед.ин-т природных газов и газовых техноло­гий, Ивановский государственный энергетический университет. - М., 1998. -400 с.
4. Анализ промысловых испытаний технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам: Отчет о НИР / ООО «ВНИИГаз»; руко­водитель И.В. Шулятиков. - Москва, 2009. - 98 с.