ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ В СЕНОМАНСКИХ СКВАЖИНАХ

УДК 622.276

ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ В СЕНОМАНСКИХ СКВАЖИНАХ

OPERATIONS FOR WATER ISOLATION IN CENOMANIAN WELLS

Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский

E. V. Panikarovski, V. V. Panikarovski

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Ключевые слова: водоизоляция; пластовое давление; продуктивность; обводнение Key words: water isolation; reservoir pressure; productivity; water encroachment

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

Основными определяющими факторами снижения дебита и остановки скважин являются значительное падение пластового давления, подъем газоводяного контакта (ГВК), обводнение и разрушение ПЗП, образование песчаных пробок.

Для восстановления работы скважин и получения устойчивых дебитов необходима разработка и внедрение новых методов капитального ремонта скважин (КБО). Перед проведением КРС скважины глушат с использованием двухэтапной схемы глушения. Блокирование продуктивного пласта в период КРС осуществляется с применением блок-раствора на основе лигносульфоната, КССБ с наполнителем «Полицелл-ЦФ», который продавливается в скважину жидкостью глушения инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР) или жидкостью глушения низкой плотности Аэроник-К.

В состав ИЭР входят следующие компоненты: газоконденсат, эмультал, водный раствор хлористого кальция CaCl, плотность раствора не превышает 1 050 кг/м3. На трех скважинах Медвежьего месторождения были проведены испытания раствора низкой плотности Аэроник-К с плотностью от 300 до 700 кг/м3. Испытания жидкости глушения Аэроник-К показали, что использовать его возможно совместно с блокирующими составами, чтобы избежать поглощения жидкости глушения продуктивным пластом.

№ 6, 2015

Нефть и газ

29

При обводнении газовых скважин пластовая вода попадает в призабойную зону, что приводит к накоплению жидкости на забое скважин, снижению их дебита и образованию песчаных пробок. В результате значительного снижения пластового давления в процессе разработки наблюдается интенсивный рост градиента давления между водоносной и газоносной частями залежи, который усиливает процессы проникновения пластовой воды в газоносную часть пласта.

Обводнение газовых скважин способствует разрушению ПЗП и поступлению песка и воды в ствол скважины, что приводит к полной остановке скважины. Неравномерность дренирования запасов газа из-за обводнения сеноманских скважин приводит к защемлению около 30 % извлекаемых запасов газа [1].

На ранних стадиях разработки газовых месторождений применяются технологии водоизоляционных работ, связанные с установкой гидрофобных экранов, кольматацией водонасыщенных интервалов, установкой цементных мостов и др. В условиях падающей добычи газа и внедрения пластовой воды в газоносную часть залежи эффективность водоизоляционных работ снижается [2].

На Уренгойском месторождении из 782 скважин действующего фонда 17,3 % скважин работают с песчаными пробками, а 15,3 % остановлены по причине обводнения. Для снижения количества скважин с водо- и пескопроявлениями проводятся геолого-технические мероприятия по ограничению дебитов скважин и перевода их на новые режимы эксплуатации, снижению обводненности скважин и пес-копроявлений при их эксплуатации.

Анализ работы сеноманских скважин показал, что основной причиной обводнения является низкое качество цементирования обсадных колонн. На Уренгойском месторождении плохое качество цементирования эксплуатационных колонн имеют 45,5 % эксплуатационных скважин. В результате значительного падения пластового давления, подъема газоводяного контакта, плохого качества цементирования эксплуатационных колонн происходит обводнение действующих скважин, которые переводятся в бездействующий фонд (рисунок).

29.41 %

.17,65 %

11,76%.

41,18%

Изоляция прптока подошвенных вод с ППА - 17,65 %

Освоение после КРС с колтюбпнговой установкой - 41,18 % Промывка песчаной пробки с колтюбииговой установкой - 11,76 %

Ликвидация скважин с ППА - 29,41 %

Рисунок. Количество ремонтов по видам работ на Вынгапуровском месторождении

При проведении водоизоляционных работ на сеноманских скважинах используется обычно двухэтапная технология с созданием водоизоляционного экрана на основе геля кремниевой и органической лимонной кислот, который докрепляется раствором портландцемента. Технология водоизоляции, применяемая ООО «Кварц», реализуется с применением гидрофобизирующего раствора, который получают при растворении реагента МДК в газовом конденсате.

Для создания водоизоляционных экранов в сеноманских скважинах Уренгойского месторождения в качестве основного реагента при водоизоляционных рабо-

30

Нефть и газ

6, 2015

тах используется нафтенат натрия, который образуется при взаимодействии нафтеновых кислот с водным раствором гидроокиси натрия. Натриевые соли нафтеновых кислот при контакте с пластовой водой образуют осадки в виде солей, что способствует образованию водонепроницаемого экрана.

Для крепления ПЗП скважин и ограничения выноса песка в сеноманских скважинах применяется технология крепления ПЗП облегченным фиброцементом, раствором «Монасила» с последующим отверждением хлористым кальцием или растворами реагентов «ЛИНК-Г», «ЛИНК-О» и др. Технологические операции по креплению ПЗП фиброцементом перед проведением водоизоляционных работ наиболее часто используются при проведении КРС на скважинах. Данная технология позволяет восстанавливать и наращивать цементное кольцо за эксплуатационной колонной на глубину от 0,5 до 0,8 м. Закрепление ПЗП скважин фиброцемен-том в интервале продуктивного пласта позволяет эксплуатировать скважины на режимах, не обеспечивающих вынос конденсационной воды, которая скапливается в прискважинной зоне.

Большим успехом при проведении работ по креплению ПЗП пользуется технология, когда вяжущий состав закачивается в продуктивный пласт и отверждается другим реагентом. В качестве вяжущего состава применяется водный раствор «Монасил», который вступает в реакцию с отверждающим составом хлористого кальция.

Таким образом, можно утверждать, что применяемые технологии и водоизоля-ционные материалы обеспечивают ликвидацию поступления пластовой воды в газовые скважины на данном этапе разработки сеноманских залежей.

Список литературы

1. Сулейманов Р. С., Ланчаков Г. А., Маринин В. И. и др. Проблемы Большого Уренгоя // Нефте-сервис. - 2008. - № 4. - 66 с.

2. Ланчаков Г. А.. Дулов А. Н., Маринин В. И. и др. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах Уренгойского месторождения. - М.: ВНИИОЭНГ, 2005. - 104 с.

Сведения об авторах

Паникаровский Евгений Валентинович, к.

т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)286697, е-mail: 273014@gmail.com

Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н., профессор кафедры «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)305700

Information about the authors Panikarovski E. V. Candidate of Science in Engineering , associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)286697, е-mail: 2 73014@gmail. com

Panikarovski V. V., Doctor of Engineering, professor of the chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)305700