Деформация эксплуатационных колонн и методы их восстановления на Комсомольском месторождении

На первое полугодие 2015 года на Комсомольском месторождении выявлены 73 скважины с деформацией (смятием) эксплуатационных колонн, что составляет 17,8% от эксплуатируемого фонда, из которых на 22-х скважинах был произведен ремонт, а впоследствии на 7 из них обнаружена повторная деформация (смятие) эксплуатационных колонн. Так же наблюдается прирост проблемных скважин вышеуказанного характера. Динамика выявления деформации (смятия) эксплуатационных колонн – 2 скважины в месяц. Исходя из последних исследований и прогнозирования дальнейшего распространения данного осложнения, в первичную зону риска входят 33 кустовые площадки, 215 добывающих скважин с общим дебетом нефти 3,1 тысяч тонн в сутки.

Все осложнения связанные с деформацией (смятием, смещением) обсадных и эксплуатационных колонн приурочены к одному и тому же интервалу (9361002 м), в котором ствол скважин сложен породами Туронского яруса Кузнецовской свиты в интервале 845-895 метров (глины серые и зеленовато-серые, алевритистые, известковистые, с редкими зернами глауконита и редкими прослоями алевритов), и породами Сеноманского яруса Покурской свиты в интервале 895-1002 метров (серые и светло-серые пески и песчаники, серые и темно-серые алевролиты и алевриты, плотные слюдистые глины, песчаник водогазонасыщенный).

Интервал осложнений, связанных с деформацией (смятием) эксплуатационных колонн, соответствует интервалу расположения продуктивного газового пласта ПК1, из которого производится интенсивный отбор газа. В результате этого давление в газовом пласте ПК1 существенно снижено и составляет всего лишь 0,25…0,30 от гидростатического. Среднее снижение пластового давления за полугодие составляет 2,5 атм. Породы, описываемые в интервалах осложнений не склонны к деформациям под воздействием разности горного и гидростатического давлений в короткие промежутки времени. После проведения ряда исследований керна, были сделаны выводы, что минералы входящие в составы пород либо не способны к набуханию либо уже находятся в набухшем состоянии и предположение о том, что поверхность породы покрыта углеводородами, ингибирующими его набухание, не нашло подтверждения. Изученные породы пласта ПК1 характеризуются слабой цементацией, с высокими и очень высокими коллекторскими свойствами, также отмечается общая карбонизации пород. Также следует отметить, что при проведении исследований по дефектоскопии и трубной профилиметрии (206 исследований на 181 скважине в интервалах залегания пласта ПК1) из 181 скважины выявлено 50 добывающих и 4 нагнетательных скважины с коррозией в интервалах залегания пласта ПК1, и из них 26 скважин входят в список осложнений, связанных с деформацией (смятием) эксплуатационных колонн.

На основании вышеизложенного сделать однозначные выводы о причинах деформации (смятии) эксплуатационных колонн не представляется возможным. Но в то же время, исходя из опыта анализа подобных явлений на других месторождениях, а так же руководствуясь некоторыми косвенными признаками, можно предположить, что причиной изменения геометрических характеристик обсадных эксплуатационных колонн и последующих осложнений, связанных с деформацией (смятием) и изменением внутреннего диаметра колонн в интервале 930-1002 метров Комсомольского месторождения, могли послужить деформационные явления пород, слагающих продуктивный пласт ПК1, возникающие в результате отбора из него продукции. Подобные явления отмечены, в частности, на Ванкорском и Астраханском месторождениях.

Для определения более высокой степени вероятности подтверждения или опровержения данного предположения, а так же получения физической основы для разработки мероприятий по предупреждению таких осложнений необходимо провести комплекс дополнительных исследовательских работ, таких как определение герметичности эксплуатационной колонны, обнаружение трещин и порывов продольной и поперечной ориентации, проведение видеокаротажа для определения характера нарушения геометрии, определение состояния цементного кольца и отобрать образцы металла эксплуатационной колонны в зоне ее де- формации (при возможности извлечение отрезка эксплуатационной колонны из зоны деформации).

Несмотря на неточную определенность причин деформации эксплуатационных колонн, которые приводят к дальнейшим осложнениям, и уменьшению добычи нефти, в короткие сроки были разработаны методы восстановления эксплуатационных колонн (восстановление диаметра колонны) и работоспособности скважин.

Первый метод заключается в том, что после извлечения аварийного оборудования и восстановления диаметра колонны (ВДК) посредством райбирования и фрезерования с последующим креплением цементом (при необходимости) интервала смятия колонны, в скважину спускают расчетное глубинно-насосное оборудование (ГНО) ниже зоны деформации (смятия) колонны. Этот метод является самым простым, дешевым, сохраняет целостность колонны за счет скребка – ретейнера, но не исключает возможность аварии при повторной деформаци (работы выполнены на 12 скважинах, 5 скважин находятся в ремонте). Второй метод включает в себя такой же метод восстановления диаметра колонны, как и первый, но отличается схемой компоновки и видом спускаемого глубинно-насосного оборудования (ГНО). В скважину спускают установку электроцентробежного насоса (УЭЦН) с подпорной секцией и пакером выше зоны деформации колонны. Прием насоса оборудован хвостовиком, который спускается в зону перфорации, все оборудование стандартное. Передача вращения на валы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) осуществляется при помощи двухстороннего погружного электродвигателя (ПЭД). Применение этого метода исключает риск “полета” глубинно-насосного оборудования (ГНО) при повторной деформации колонны и достижение целевого забойного давления, но вызывает сложность эксплуатации при большом газовом факторе (работы выполнены на 4 скважинах). Применение третьего метода предполагает перфорирование специальных отверстий в интервале деформации эксплуатационной колонны, с последующей последовательной закачкой полимерных композиций (100-150м3) и до-крепления цементным раствором, после проведения работ по восстановлению диаметра колонны (ВДК). Использование этого метода оказалось неэффективным, так как после отработки скважиной 10-и суток, произошло снижение подачи установки электроцен-тробежного насоса (УЭЦН). При шаблонировании колонны обнаружилась повторная деформация эксплуатационной колонны в интервале ее восстановления. Четвертый метод находится на стадии согласования проведения работ. Он включает в себя изоляцию протяженного интервала эксплуатационной колонны спуском металлической колонны меньшего диаметра (диаметр 120 мм) и последующим ее креплением цементным раствором. Специалистами Центра Экспертной Поддержки и Технического Развития Департамента Скважинных Работ компании (ЦЭПиТР ДСР) произведен расчет марки стали и диаметра колонны для производства работ по изоляции деформированных интервалов методом спуска дополнительной колонны и эксплуатации в дальнейшем скважины малогабаритным оборудованием. Рекомендуется использовать трубы марки «Л» и выше и толщиной стенки от 6,4 мм. Положительная сторона данного метода – это предупреждение повторных деформаций и снижение риска аварии с глубинно-насосным оборудованием (ГНО). Отрицательная сторона - ограничение типоразмера глубинно-насосного оборудования (ГНО), увеличение длительности ремонта, потеря скважины при повторной деформации. Вырезание эксплуатационной колонны и спуск стеклопластиковой колонны – летучки относится к пятому методу. Заключается в отсечении путей миграции пластовых вод по стволу скважины путем вырезания фрагмента эксплуатационной колонны с последующим тампонированием и использованием раздвижного инструмента собственного производства. Метод находится в стадии разработки и планируется на 3 скважинах-кандидатах. Является одним из самых дорогостоящих, не исключает риск осыпания реагента крепления из интервала вырезания, ограничивает типоразмер глубинно-насосного оборудования (ГНО), но снижает риск аварий с глубинно-насосным оборудованием (ГНО) и предупреждение повторных деформаций эксплуатационных колонн.

Исходя из всего вышесказанного, возникает твердая уверенность в том, что сегодня не существует эффективных (доказанных) методов восстановления эксплуатационных колонн после деформации в проблемной зоне пласта ПК 1 Комсомольского месторождения. Это доказывают недолгосрочные работы скважин после восстановления и выявление на них повторных деформаций (смятий) колонн. Проблема остается актуальной и нерешенной. Она является приоритетной для решения, так как динамика зоны риска возрастает и может охватить всё Комсомольское месторождение, что в дальнейшем может привести к тотальному снижению нефтедобычи и, возможно, полной неэффективности разработки месторождения. Следовательно, необходимо внедрение и проведение новых дополнительных исследовательских программ во всех направлениях, для сбора максимального количества информации и получения знаний, чтобы разработать новые методы восстановления эксплуатационных колонн или усовершенствовать уже созданные. Так же рекомендуется создание и внедрение программы исследований, направленной на заблаговременное обнаружение новых зон с признаками наличия рисков деформации (смятия) колонн в интервалах пласта ПК 1 , с целью опережающего внедрения дополнительных колонн повышенной прочности на скважинах, входящих во вновь обнаруженные зоны риска.