 |  | |
 УДК 622.279.5 Технологические решения глушения и освоения газовых скважин на поздних стадиях эксплуатации
Лурьева И.И., соискатель, Лурьев И.В., студент Международный университет нефти и газа имени Ягшигелди Какаева, Туркменистан
Приводятся результаты промысловых испытаний предложенных способов глушения, освоения скважин и промывки песчаной пробки в условиях аномально низких пластовых давлений на поздней стадии эксплуатации газовых скважин.
На поздних стадиях разработки газовых месторождений эксплуатация скважин, как правило, осуществляется в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), когда продуктивный пласт выработан более, чем на 70 % и обводнён. К этому времени в стволе скважины могут накапливаться фрагменты геофизического кабеля, обрывки НКТ, осколки муфт, песок, смешанный с ингибитором коррозии и другими химическими реагентами. Проведение ремонтных требует особого технического решения, так как в условиях АНПД глушение и освоение скважин являются сложными технологическими операциями. Имеются следующие осложнения при освоении скважин после проведения капитального ремонта в условиях АНПД:
В связи с этим нами разработаны технические решения, защищённые патентами Туркменистана, для осуществления капитального ремонта скважин в условиях АНПД на поздних стадиях разработки газовых месторождений. Целью предлагаемого способа [1] является обеспечение эффективного глушения скважины для проведения капитального ремонта в условиях АНПД, при этом одновременно проводится обработка призабойной зоны пласта, улучшающая её фильтрационные характеристики. На рис. 1 показана схема осуществления предлагаемого способа в начале процесса глушения (а) и после прекращения поступления газа из продуктивного пласта (б).
Рис. 1 – Схема осуществления способа глушения скважины: 1 – продуктивный пласт; 2 – уровень раствора глушения в заглушенной скважине (после прекращения поступления газа из продуктивного пласта в скважину); 3 – колонна НКТ; 4 – раствор глушения; 5 – пузырьки газа; 6 – призабойная зона пласта.
Поставленная цель достигается тем, что перед началом ремонта производят глушение скважины, заполняя её технической водой, обработанной 1-2 процентным раствором любого поверхностно-активного вещества (ПАВ). Постепенно, по мере прекращения поступления газа из продуктивного пласта 1 и за счёт поглощения раствора 4 продуктивным пластом 1, происходит снижение уровня жидкости 2 в стволе скважины и давления на устье, вплоть до нуля. После этого извлекают колонну НКТ 3 и проводят необходимые работы (промыслово-геофизические исследования, водоизоляцию, замену НКТ и т.д.). Обработанная ПАВ техническая вода (раствор глушения) 4 после поглощения продуктивным пластом 1 устраняет загрязнение призабойной зоны 6 за счёт её гидрофобизации или «промывки». Больших поглощений жидкости глушения 4 или раствора, применяемого для капитального ремонта скважины, не будет происходить из-за смешивания раствора с пузырьками газа 5 и вспенивания ПАВ в призабойной зоне 6. Характерными отличиями предлагаемого способа от известных является то, что нет необходимости доливать скважину до устья до полного прекращения проявлений продуктивного пласта и подкачивать в скважину азот для вспенивания ПАВ. Напротив, поглощение жидкости глушения, обработанной ПАВ, улучшает фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта, что позволяет легко освоить скважину, вызвать приток газа и очистить призабойную зону. Промысловое испытание предлагаемого способа, в котором участвовали авторы настоящей статьи, было проведено на скважине № 133 месторождения Бовридешик. Текущий коэффициент аномальности пластового давления в этой скважине составляет 0,11, т.е. текущее пластовое давление ниже гидростатического примерно в 10 раз. Скважину, работавшую с дебитом газа 5 тыс.м3/сут. заглушили технической водой в объеме 40 м3, смешанную с 1 % по массе ПАВ марки ОП-10 с целью проведения ремонтно-изоляционных работ и замене насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом в скважине создали статический столб жидкости высотой 2000 м, что ниже гидростатического уровня на 342 м. Провели установку цементного моста, замену НКТ и освоили скважину предлагаемым способом [2]. До достижения давления компрессора равного пластовому, с помощью компрессора СД-9/101 при закрытом трубном пространстве провели закачку в затрубное пространство сжатого воздуха в течение 2 часов. Затем скважину остановили на 1 час. После этого в течение 1 часа проводили закачку сжатого компрессором воздуха в трубное пространство. Через 1 час начался рост давления на устьевом манометре, что свидетельствует о притоке газа из пласта. При открытии затрубного пространства, через 30 минут начался перелив аэрированной жидкости. Таким образом, на освоение скважины потребовалось 3 ч работы компрессора. Общие затраты времени на освоение скважины составили 4,5 часа, был получен дебит газа 50 тыс.м3/сут. Другой предлагаемый способ [3] заключается в том, что после капитального ремонта скважин, вызванного необходимостью изоляции водопритока, проведения работ по интенсификации притока газа, замене НКТ и так далее, в скважину спускают НКТ 1 минимального диаметра, а не НКТ в соответствии с типоразмером эксплуатационной колонны 2; добычу газа 5 ведут одновременно по трубному 3 и затрубному 4 пространствам (2а).
Рис. 2 – Схема осуществления способа эксплуатации скважин на поздней стадии: 1 – колонна НКТ; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – трубное пространство; 4 – затрубное пространство; 5 – газ; 6 – продуктивный пласт; 7 – интервал перфорации; 8 – жидкость (конденсат и вода); 9 – задвижка, перекрывающая затрубное пространство; 10 – задвижка, перекрывающая трубное пространство; 11 – буферный манометр.
По мере накопления поступающей из продуктивного пласта 6 через перфорационные отверстия 7 пластовой воды, а также выделения из газа его более тяжелых компонентов (конденсата и воды) в скважине, происходит накопление жидкости 8 на забое скважины, при этом снижается дебит газа, вплоть до нуля – момента самозадавливания скважины (рис. 2б). Тогда затрубное пространство перекрывают задвижкой 9 на устьевой арматуре, при этом эксплуатацию скважины продолжают по трубному пространству 3 через постоянно открытую задвижку 10. При стабилизации давления на манометре 11, установленного на буфере скважины, можно судить о полной очистке скважины от жидкости. Открывая задвижку 9, скважину опять переводят на эксплуатацию одновременно по трубному и затрубному пространствам. И так далее – до обнаружения признаков падения дебита скважины из-за накопления столба жидкости. Вследствие малого диаметра и проявления сифонного эффекта, в НКТ будет развиваться скорость газа, достаточная для втягивания не только газа, но и жидкости. При этом скважина будет долгое время работать стабильно, за счет постоянного частичного выноса жидкости через НКТ, увеличится время накопления столба жидкости на забое скважины. Кроме того, нет необходимости повторного освоения скважины после самозадавливания, остановки скважины на проведение работ по удалению жидкости из скважины. Эффективность способа [3] была подтверждена на скважине 50 месторождения Керпичли, где была достигнута длительная стабильная работа. Еще один предлагаемый способ освоения газовых скважин [4] также может быть использован в условиях обводнения и низких пластовых давлений, а также разведочных скважин, вскрывших пласты, насыщенные газом, конденсатом и водой. Технический результат достигается за счет обеспечения быстрого растворения в жидкости, находящейся в скважине, углекислого газа в объеме 10-15 % от объема скважины. Скважину выдерживают примерно 1 час в закрытом состоянии, а затем открывают задвижку на струне и пускают ее в эксплуатацию. За счет того, что углекислый газ растворяется в жидкости мгновенно даже при низких давлениях и не требуется специального оборудования (сваб, компрессор высокого давления, газопровод высокого давления и т.д.), время освоения скважины значительно сокращается. Кроме того, использование углекислого газа, который обычно утилизируется сжиганием, позволяет исключить использование природного газа для освоения скважины. На поздних стадиях эксплуатации скважин, вскрывших слабосцементированные коллекторы, образование песчаных пробок представляют большую проблему: при низких скоростях восходящего потока даже небольшое количество механических частиц (песок, соли или части упавших труб) оказывает противодавление на забой на столько, что скважина самозадавливается и прекращается процесс её эксплуатации. Извлечь такие пробки крайне сложно из-за АНПД. Результатом предлагаемого способа [5] является обеспечение эффективной промывки пробки из механических примесей в газовой скважине при проведении капитального ремонта в условиях АНПД. На рис. 3 показана схема осуществления предлагаемого способа в процессе глушения скважины для проведения капитального ремонта (а), разбуривания и промывки шлама и песка вязко-пластичным раствором (б) и извления механических примесей и оборванных НКТ (в).
Рис. 3 – Схема осуществления промывки песчаной пробки: 1 – колонна НКТ; 2 – продуктивный пласт; 3 – песчаная пробка; 4 – интервал перфорации; 5 – муфты, соединяющие НКТ в колонну; 6 – долото; 7 – бурильная труба; 8 – высота песчаной пробки; 9 – оборванная часть колонны НКТ; 10 – вязко-пластичный раствор; 11 – техническая вода.
Эффект достигается тем, что перед началом капитального ремонта производят глушение скважины, заполняя её технической водой (рис. 3а). Затем разбуривают песчаную пробку на первые 12 м из песчаной пробки 8 между муфтами 5, соединяющими НКТ 1 в колонну, с помощью долота 6, спускаемого на бурильных трубах 7 (рис. 3б). Промывку разбуренного песка производят любым высоковязким раствором 10 и далее технической водой 11. Промыв песчаную пробку до оборванных НКТ 9 (рис. 3в), можно их извлечь с помощью ловильного инструмента или путём разбуривания. Такой способ промывки песчаной пробки [5] обладает рядом преимуществ по-сравнению с другими известными способами:
Промысловое испытание способа [5], также при участии авторов статьи, было проведено на скважине № 405 месторождения Найып. Из-за перекрытия интервала перфорации продуктивного пласта песчаной пробкой и прихвата НКТ, скважина самозадавилась и потребовался капитальный ремонт. На забой упало 496 м НКТ диаметром 73 мм. При этом затрубное пространство и упавшие НКТ оказались заполнены плотносцементированным песком. Для капитального ремонта скважину заполнили технической водой, разбурили 12 м затрубного пространства и упавших НКТ, извлекли одну НКТ. Произвели промывку разбуренного песка 2 м3 вязко-пластичного раствора и далее водой до начала циркуляции и выноса шлама. И так далее, поочерёдно извлекая по одной НКТ и промывая шлам, качая в первой порции промывочной жидкости 2 м3 вязко-пластичного раствора и далее техническую воду. При любой скорости закачки воды разбуренный песок выносится полностью, слипаясь в плотную подвижную пробку, типа «снаряда». После очистки забоя скважина успешно освоилась и начала работать с дебитом 56 тыс. м3/сут. с VIII горизонта. Таким образом, после проведения капитального ремонта была обеспечена долговременная работа скважины. Дополнительная добыча газа составила 258 тыс. м3. Таким образом, предложенные технологические решения позволяют осуществить глушение скважин с целью проведения капитального ремонта, а затем их освоение. В условиях АНПД на поздних стадиях эксплуатации скважин любая остановка скважин может привести к осложнениям с освоением после проведения капитального ремонта. Поэтому важно правильно выполнить все технологические операции, начиная с процесса глушения. Эффективность предложенных способов подтверждена промысловыми испытаниями, получено значительное увеличение дебита газа и сокращение сроков проведения ремонтных работ.
Библиографический список
| ||
 |  |
