Posted 12 февраля 2009,, 12:45

Published 12 февраля 2009,, 12:45

Modified 20 августа 2022,, 21:11

Updated 20 августа 2022,, 21:11

Проблемы Большого Уренгоя

12 февраля 2009, 12:45
В условиях нарастающего обводнения газовых скважин сеноманской залежи необходимы новые материалы и технологии Рим Сулейманов, Григорий Ланчаков, Валерий Маринин, Владимир Москвичев, ООО «Газпром добыча Уренгой»; Владимир Григулецкий, НПЦ «Нефтемаш-наука» Сеноманские и Неокомские залежи месторождений Большого Уренгоя, вступивших в стадию падающей добычи, остаются на ближайшую перспективу основными источниками природного газа для «Газпрома».
Сюжет
Газпром

В условиях нарастающего обводнения газовых скважин сеноманской залежи необходимы новые материалы и технологии

Рим Сулейманов, Григорий Ланчаков, Валерий Маринин, Владимир Москвичев, ООО «Газпром добыча Уренгой»; Владимир Григулецкий, НПЦ «Нефтемаш-наука»

Сеноманские и Неокомские залежи месторождений Большого Уренгоя, вступивших в стадию падающей добычи, остаются на ближайшую перспективу основными источниками природного газа для «Газпрома». Ежегодное снижение отборов газа на базовых месторождениях Медвежье, Уренгойское и Ямбургское составляет 20-25 млрд м3, при этом добыча осложняется обводнением, разрушением ПЗП и другими негативными проявлениями. В этой связи возрастают требования к качеству ремонтно-восстановительных работ на скважинах бассейна, а следовательно, растет спрос на новые материалы и технологии РИР.

Проблема повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР) актуальна для многих месторождений УВ-сырья России, поскольку большинство из них находится на завершающем этапе разработки, для которого характерно снижение пластовых давлений и значительное обводнение продуктивных коллекторов.

Сеноманская газовая залежь месторождений Большого Уренгоя (МБУ) введена в промышленную разработку в 1978 году. В настоящее время эксплуатируются следующие объекты: Уренгойская площадь с Таб-Яхинским участком, Ен-Яхинская и Песцовая площади Уренгойского месторождения и Северо-Уренгойское месторождение. Продуктивные горизонты приурочены к верхнемеловым отложениям верхней части покурской свиты на глубинах 1030-1260 м мощностью до 230 м. Залежь является сводовой, субмассивной и водоплавающей.

Технологические решения спроектированы с учетом высоких начальных продуктивных характеристик скважин (дебиты до 2 млн м3 в сутки) с использованием лифтовых колонн большого диаметра (168 мм) [1-3].

По состоянию на начало 2008 года накопленная добыча с начала разработки сеноманской залежи МБУ составила 5,216 трлн м3 газа — 65,3% от утвержденных ГКЗ и ЦКЗ геологических запасов района. При этом текущий коэффициент извлечения газа (КИГ) по объектам из-за разновременности их ввода в разработку изменяется в широком диапазоне: от 8,7% по Песцовой площади до 77,4% по Уренгойской, а пластовое давление — от 24,4 до 113 ата (см. табл. 1).

В настоящее время разработка объектов сеноманской залежи МБУ сопровождается активным проявлением водонапорного режима, а работа скважин осложняется обводнением конденсационными и пластовыми водами и разрушением призабойной зоны пласта (ПЗП).

Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных горизонтов, значительное падение начального пластового давления в залежи (до 4 раз), подъем газоводяного контакта (ГВК), обводнение и разрушение ПЗП с образованием в подъемниках псевдоожиженных и песчаных пробок являются основными определяющими факторами снижения дебита и остановки скважин.

Для восстановления надежной и устойчивой работы необходимы разработка и внедрение современных способов РИР по ликвидации и ограничению водопритока в скважины.

Последствия ухудшения основных параметров объектов МБУ

На рис. 1 показана динамика снижения пластового давления и подъема ГВК по Уренгойской, Ен-Яхинской площадям Уренгойского месторождения и СевероУренгойскому месторождению. Максимальное падение давления отмечено по Уренгойской площади (на 9,4 МПа), подъем ГВК на 31 м. Минимальные показатели — по Ен-Яхинской площади (8,2 МПа и 14 м соответственно).

По мере продвижения вверх по пласту ГВК подходит к нижним отверстиям интервала перфорации, и пластовая вода попадает в скважину, что приводит к ее нестабильной работе и накоплению на забое и в НКТ жидкости. Под воздействием столба воды уменьшается продуктивный интервал перфорации и изменяется напряженное состояние ПЗП, в результате чего происходит разрушение пород-коллекторов с образованием псевдоожиженных и песчаных пробок на забое и снижение ФЕС этой зоны, что приводит в итоге к снижению продуктивных характеристик скважин [4,5].

В результате существенного снижения пластового давления происходит значительный рост градиента давления между газоносной и водоносной частями, что приводит к интенсивному внедрению пластовой воды в газонасыщенную часть сеноманской залежи. На стадии падающей добычи этот процесс происходит более интенсивно [6]. Суммарный объем воды, поступающей из скважин на все сеноманские УКПГ, составляет в настоящее время 150-170 тыс. м3 в год. С начала разработки месторождения удельный объем воды, поступающей на УКПГ, вырос на порядок.

Обводнение газовых скважин способствует ряду осложнений, связанных, вопервых, с разрушением ПЗП, что вызывает водопескопроявления (ВПП). Поступление воды в газовую скважину вызывает самозадавливание («захлебывание») скважины, и она прекращает добывать газ. Кроме того, из-за обводнения скважин происходит (с учетом первых двух причин) неравномерность дренирования запасов по объектам эксплуатации.

Надо учитывать, что на практике вышеперечисленные процессы происходят совместно и одновременно. Недобор газа в сеноманских газовых скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой» (239 скважин) в 2007 году только за счет ограничения дебита из-за выноса водопесчаной смеси составил 1,256 млрд м3. В общем случае по причине ВПП и обводнения скважин на сеноманских газовых скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой» за 2007 год недобор составил более 4 млрд м3 газа.

Неравномерность дренирования запасов из-за обводнения скважин по объектам эксплуатации приводит к «защемлению» около 30% извлекаемых запасов газа. В связи с этим возникает проблема добычи «низконапорного» газа [7, 8].

Анализ технологий изоляционных работ для разных стадий разработки

На ранней стадии обводнения применялись такие технологии водоизоляционных работ, как создание гидрофобных эмульсионных экранов в продуктивной части пласта, искусственная кольматация водонасыщенного порового пространства, установка цементных мостов, предварительная закачка различных водоизолирующих материалов с установкой цементных мостов и др. Все эти технологии были адаптированы для геолого-технических условий начального этапа разработки месторождения. По мере снижения пластового давления и активизации внедрения в газоносную часть залежи пластовой воды эффективность их использования снизилась.

На рис. 2 представлено изменение пластового давления и среднего дебита скважин за период 1993-2007 годов.

Видно, что средний дебит скважин за рассматриваемый период снизился в 3,6 раза, при падении начального пластового давления в 2,4 раза, т. е. снижение дебита скважин в результате обводнения происходит быстрее, чем падение пластового давления. Это объясняется обводнением скважин и сокращением эффективной толщины интервала перфорации в результате перекрытия части ее столбом жидкости.

Уменьшение эксплуатационного фонда скважин в результате обводнения приводит к нарушению системы разработки залежи и равномерности отработки запасов газа по объектам эксплуатации, а в итоге — к снижению конечного КИГ.

В табл. 2 отображено текущее состояние эксплуатационного фонда скважин сеноманской залежи МБУ по объектам эксплуатации. На начало 2008 года 214 скважин, или 16,2% действующего фонда, работают с ВПП, а бездействующий фонд составляет 48 единиц, из них по причине обводнения — 39.

На рис.3 показана динамика действующего фонда скважин с ВПП за последние 15 лет разработки сеноманской залежи МБУ. Увеличение общего количества скважин с ВПП до 2000 года (451 скв.) отражает период нарастания объемов добычи при сохранении энергетического потенциала залежей УВ на высоком уровне, при котором значительные скорости в НКТ позволяли выносить песок и воду.

После 2000 года снижение количества скважин с ВПП происходило за счет эффективно проведенных ГТМ, включающих ограничение дебитов скважин, оптимизацию режимов их эксплуатации, проведение ремонтных и изоляционных работ.

Анализ результатов ремонтных работ в газовых скважинах сеноманской залежи МБУ свидетельствует о том, что, несмотря на объективные факторы ухудшения геолого-технических условий, в результате совершенствования технологий КРС, более обоснованного подбора скважинкандидатов под конкретные технологии и повышения организации производства РИР их эффективность в целом за рассматриваемый период имеет тенденцию к росту.

Роль цементирования в борьбе с обводнением

Обводнение скважин происходит как по естественным, так по техническим причинам — из-за негерметичности цементного камня за эксплуатационной колонной.

Анализ причин обводнения газовых скважин показал, что одним из определяющих факторов является качество цементирования обсадных колонн [4]. Неудовлетворительное качество цементирования приводит к межпластовым перетокам и преждевременному обводнению скважин.

Наиболее неблагоприятно с этой точки зрения качество цементирования обсадных и эксплуатационных колонн на УКПГ-5, где 54% скважин имеют плохое или полное отсутствие сцепления цементного камня с колонной. Неудовлетворительное и плохое качество цементирования обсадных и эксплуатационных колонн имеют 27% и 18,5% скважин Уренгойской и Ен-Яхинской площадей Уренгойского месторождения соответственно.

Промысловыми исследованиями установлено, что в процессе эксплуатации при насыщении цементного камня пластовой водой происходит гидратация силикатной фазы (извести в цементном растворе). С течением времени это приводит к повышению микропористости цемента и увеличению его проницаемости, т. е. к его естественному «старению».

В результате значительного падения пластового давления, подъема ГВК, плохого качества цементирования обсадных и эксплуатационных колонн и уменьшения эффективных газонасыщенных толщин растет количество скважин бездействующего фонда, что затрудняет выполнение проектных и плановых показателей добычи газа.

На рис. 4 даны результаты прогнозных расчетов обводнения скважин сеноманской залежи МБУ с учетом общего подъема ГВК (расчеты на трехмерной модели залежи), технического состояния скважин (результаты ГИС-контроля за обводнением скважин в зависимости от герметичности заколонного цементного камня) и истории их эксплуатации (динамика продуктивных характеристик, технологические режимы, ремонтные работы). Эти расчеты показывают, что ежегодно ожидается обводнение порядка 20 скважин, а их общее число за период 2008-15 гг. без проведения РИР может достигнуть 157 единиц.

Выводы

Таким образом, к основным причинам обводнения скважин относятся:

— низкое качество цементного камня после цементажа эксплуатационных колонн и нарушение его герметичности в процессе эксплуатации скважин. При уменьшении пластового давления это приводит к образованию каналов, по которым вода проникает в скважины;

— конусообразование, происходящее в скважинах, где ГВК в результате интенсивного отбора газа поднимается быстрее, чем в целом по залежи;

— подъем ГВК в процессе разработки месторождения с залежами водоплавающего типа, что при значительном падении пластового давления приводит к поступлению пластовой воды в интервал перфорации.

В зависимости от причин и степени обводнения газовых скважин на МБУ применялись следующие технологии РИР:

— на начальной стадии обводнения — создание в коллекторе гидрофобного эмульсионного экрана. Технология водоизоляции осуществлялась последовательной закачкой в газовую скважину с расчетной скоростью сначала ПАВ-модификаторов, затем жидких углеводородов с добавками ПАВ-эмульгаторов. Для обеспечения доставки химических реагентов скорость подачи жидкостей определялась режимом закачки, при котором давление в затрубном пространстве скважины оставалось равным гидростатическому;

— для ограничения водопритока в скважины, вызванного локальным конусным подъемом ГВК и поступлением воды по заколонному пространству из-за дефектов цементирования, — методы внутрипорового осадкообразования. Такие методы предусматривают чередующуюся закачку в скважину водных растворов минеральных солей в нижний обводнившийся интервал для создания водоизоляционного экрана;

— установка цементных мостов в интервале обводнения с отсечением части продуктивного пласта.

Подробнее о новых технологиях и материалах, разработанных для проведения РИР на месторождениях, разрабатываемых компанией «Газпром добыча Уренгой», мы расскажем в следующей статье, которая будет опубликована в ближайшем номере журнала «Нефтесервис».

Список литературы:

1. Резуненко В. И. Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации Уренгойского месторождения. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. Сб. научных трудов. // ООО «Уренгойгазпром». М., ООО «Недра-Бизнес-центр», 2003, с. 3-8.

2. Сулейманов Р.С. Стратегия развития ресурсной базы ООО «Уренгойгазпром». Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. Сб.

научных трудов // ООО «Уренгойгазпром», М., ООО «Недра-Бизнес-центр», 2003, с.8-14.

3. Сулейманов Р.С., Кучеров Г.Г., Бердин Т.Г. и др. Стратегия восполнения ресурсной базы ООО «Уренгойгазпром». Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса. // Материалы научно-технич. конфер. (г. Анапа, май 2003г.). М., ООО «ИРЦ Газпром», 2004, с.12-16.

4. Масленников В.В, Маслов В.Н, Кучеров Г.Г. и др. Прогноз обводнения фонда эксплуатационных газовых скважин Уренгойского месторождения. — НТС «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». М., «Недра», 1998, с. 215–217.

5. Ланчаков Г.А. Пономарев А.И., Калиновский Ю.В. и др. Комплексные исследования обводняющихся газоконденсатных скважин Уренгойского месторождения. // Известия вузов, «Нефть и газ», 2003, № 5, с. 13-18.

6. Дубина Н.И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей. // М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. 109 с.

7. Ананенков А.Г. Проблемы и перспективы добычи газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского района. Всеросс. научно-практич. конфер. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа», Надым, март 2003г. // М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003, с. 13-17.

8. Ланчаков Г.А. Проблемы и перспективы добычи и подготовки низконапорного газа на УНГКМ. Всеросс. научно-практич. конфер. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа», Надым, март 2003 г.// — М., ИРЦ «Газпром», 2003, с.149-163.

НЕФТЕСЕРВИС, ЯНВАРЬ 2009

"