Изоляция заколонных перетоков воды в газовых скважинах методом селективной обработки кремнийорганическим составом SWS-Plast

В настоящее время добыча углеводородного сырья усложняется за счет различных факторов и условий, например, истощение находящихся в эксплуатации продуктивных пластов месторождений, достаточно медленный ввод новых и ранее неиспользуемых продуктивных горизонтов и т.д. При эксплуатации газовых скважин существует несколько возможных осложнений, влияющих на дебиты скважин, а также себестоимость добываемой продукции. Одним из таких, осложняющих эксплуатацию факторов, является обводнение скважин.

Газовые скважины склонны к обводнению, как правило, на поздних стадиях разработки месторождений, когда происходит значительный подъём подошвенных вод к забоям скважин, и пластовой энергии становится недостаточно для обеспечения полного выноса жидкости из скважины на поверхность. Но не стоит исключать, что обводнение газо- вых скважин возможно при нарушении герметичности обсадной колонны и цементного камня, при наличии заколонных перетоков, при разрушении обсадных труб вследствие коррозии, вызванной воздействием минерализованной пластовой воды.

Для того, чтобы избежать значительных убытков от падения дебитов газа и повышения износа промыслового оборудования, спроектированы и испытаны различные способы борьбы с обводнением газовых скважин, отличающиеся друг от друга эффективностью, стоимостью и влиянием на рабочие параметры скважины. Одним из таких методов является проведение ремонтно-изоляционных работ с применением селективных методов гидроизоляции интервалов добывающих скважин, по которым наблюдается приток воды.

Для проведения исследования была выбрана скважина №34 на N месторождении. Добыча газа на месторождении N ведется с 2014 года. В настоящий момент разработка N месторождения сопровождается стабильными дебитами по газу на уровне 200289 тыс.м3/сут на одну скважину с пластовым давлением 7,8-9,9 МПа. Дебит скважин по жидкости в среднем варьируется в пределах от 0 до 25 м3/сут, что является средним показателем. Месторождение сложено терригенными породами, продуктивные пласты пластово-сводовые и массивные с высокими показателями проницаемости.

На месторождении всего за время его эксплуатации в работе находилось 6 скважин:

• 1.    Скв. 11 – дебит – 262 тыс.м³/сут, устьевое давление – 9,9 МПа по состоянию на февраль 2019 года (находится в работе с декабря 2014 года).

• 2.    Скв. 12 – дебит – 289 тыс.м³/сут, устьевое давление – 7,8 МПа по состоянию на февраль 2019 года (находится в работе с декабря 2014 года).

• 3.    Скв. 32 – дебит – 200 тыс.м³/сут, устьевое давление – 8,9 МПа по состоянию на февраль 2019 года (находится в работе с декабря 2014 года).

• 4.    Скв. 33 – дебит – 206 тыс.м³/сут, устьевое давление – 9,0 МПа по состоянию на февраль 2019 года (находится в работе с декабря 2014 года).

• 5.    Скв. 125ПО – дебит – 110 тыс.м³/сут, устьевое давление – 9,6 МПа по состоянию на апрель 2015 года (была в работе с декабря 2014 года, находится в консервации с апреля 2015 года).

• 6.    Скв. 127Р – дебит – 206 тыс.м³/сут, устьевое давление – 11,7 МПа по состоянию на март 2015 года (была в работе с декабря 2014 года, находится в консервации с марта 2015 года).

Всего на месторождении пробурено 10 скважин: Р-125, Р-126, Р-127, Р-128, скважина №11, скважина №12, скважина №31, скважина №32, скважина №33, скважина №34.

Скважина №34 пробурена на пласт ПК 20 ¹. По результатам освоения после бурения дебит по скважине составил 90,5 тыс.м³/сут и попутной воды 26 м³/сут.

Конструкция скважины

Таблица 1

Тип	Диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента, м
Направление	426	11	80,00	до устья
Кондуктор	324	9,5	647,00	до устья
Техническая колонна	245	8,9	1406,8	до устья
Эксплуатационная колонна	168	8,9	2820,0	до устья

Во время освоения на скважине происходило загидрачивание обвязки и самопроизвольные остановки в связи с самозадавливанием попутной водой. Увеличение скорости газа в скважине для выноса жидкости из ствола не представлялось возможным в виду того, что продуктивные возможности пласта не соответствовали заданному режиму работы с необходимой скоростью движения газа в стволе скважины. При проведении промысловых исследований на скважине №34 был обнаружен заколонный переток с вышележащего пласта ПК 20 ⁰ в пласт ПК₂₀¹. Был поставлен вопрос о необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритока с вышележащих пластов посредством заколонной циркуляции жидкости.

Скважина №34 является скважиной с горизонтальным окончанием. Конструкция скважины описана в табл. 1, 2.

Таблица 2

Элементы конструкции эксплуатационной колонны

Элементы	Глубина спуска, м
Пакер ПДМ (проход ф150 мм, разбурен долотом 146.1 мм)	2382,12-2385,63
Фильтра ФСЭЛО	2396,61-2516,67 / 2629,62-2819,75

Данные по внутрискважинному оборудованию представлены в нижеприведенных таблицах 3, 4.

Таблица 3

Данные по фильтрующим элементам

Интервалы перфорации, м		Тип фильтра	Пласт
2396,61	2516,67	Фильтр ФСЭЛ-168	ПК201
2629,62	2819,75	Фильтр ФСЭЛ-169	ПК201

Таблица 4

Подземное оборудование

Подземное оборудование	Диаметр, мм	Глубина спуска, м
НКТ	89	2386,4
Воронка	110	2386,4

На этапе освоения скв. №34 получили промышленный приток газа, но в то же время продук- ция имела высокую обводненность. В ходе промысловых исследований было выявлено, что в скважине имеет место быть заколонная циркуляция жидкости, что в свою очередь и являлось причиной высокой обводненности продукции скважины. Заколонный переток жидкости был обнаружен в интервале 2312,4-2396,6 м. В феврале 2018 г. было принято решение провести обработку пласта крем-нийорганическим водоизолирующим составом SWS-PLAST производства компании «АРКОС» на поглощение в объеме 5,1 м3 с продавкой нефтью в объеме 10 м3. Положительного эффекта от данной обработки добиться не удалось, скважина начала давать продукцию с высокой обводненностью еще на этапе освоения.

Продукция компании «АРКОС» под названием SWS-PLAST является кремнийорганическим водоизолирующим составом, обработка которым относится к селективным методам гидроизоляции продуктивных пластов. Селективные методы изоляции (СМИ) – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки углеводородной части пласта не происходит. Селективное воздействие химпродуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (углеводорода и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора [1]. Технология обработки пластов составом SWS-PLAST основана на схеме гидролиза закачиваемых в интервал поступления воды растворов кремнийорганических эфиров и дальнейшей поликонденсации продуктов гидролиза. Осадкообразующие добавки, входя во взаимодействие с ионами солей, содержащихся в пластовой воде, вызывают образование осадка и кольматацию пор [2].

В феврале 2019 года было принято решение на проведение ремонтно-изоляционных работ на описываемой скважине, которые включали в себя следующие этапы работы:

• 1)    глушение скважины раствором глушения;

• 2)    подъем ГНО;

• 3)    спуск скрепера-шаблона на технологической НКТ и зачитска интервалов установки пакерного оборудования;

• 4)    установку разбуриваемого нижнего пакера в интервале 2380-2382 м и его проверка на герметичность гидравлической опрессовкой;

• 5)    спуск на технологической НКТ перфоратора и перфорация участка для проведения обработки необходимого интервала в пределах 2377-2376 м;

• 6)    определение приемистсти проперфориро-ванного интервала, и удаление перфорационного оборудования;

• 7)    спуск пакера на технологической НКТ до глубины 2357 м и его опрессовка;

• 8)    произведение приготовления активного вещества SWS-PLAST в объеме 5,1 м³ (2,42 тонны) в мерниках агрегата ЦА-320;

• 9)    произведение закачки маловязкой нефти в объеме 5 м³, а затем приготовленного вещества на поглощение в объеме 5,1 м³ с продавкой его 10 м³ маловязкой нефтью при давлении закачки не более давления разрыва пласта;

• 10)    закрытие трубной задвижки и оставление скважины под давлением на реакцию на время 24 ч.;

• 11)    после ОЗЦ срыв и подъем пакера с глубины 2357 м, а также разбуривание пакера на глубине 2380 м;

• 12)    спуск фондовых НКТ на глубину 2386 м и монтирование фонтанной арматуры;

• 13)    постепенное освоение скважины в течении 10 суток со ступенчатым увеличением депрессии и вывод скважины на ожидаемый режим работы в течении 5-7 суток с замером параметров.

В процессе освоения скважины, после проведения ремонтно-изоляционных работ, удалось добиться стабильного дебита скважины по газу на уровне 110 тыс.м3/сут и дебита по воде 1,5 м3/сут (получен на основе исследования скважины на УГКИ). На основе полученных результатов можно сделать вывод, что работы по изоляции заколонных перетоков воды с вышележащего горизонта на скважине прошли успешно, новых прорывов воды и разрушения используемого состава в процессе освоения скважины не произошло. Проведение ремонтно-изоляционных работ позволило ввести в эксплуатацию ранее неиспользуемую скважину, что в свою очередь приведет к увеличению прибыли нефтегазодобывающего предприятия, а также позволит приблизиться к достижению проектных показателей разработки N месторождения. Применение кремнийорганического состава SWS-PLAST в качестве агента для изоляции заколонных перетоков в газовых скважинах на основе проведенного исследования можно считать целесообразным и эффективным. Применение исследуемой технологии гидроизоляции рекомендуется, как один из вариантов ремонтно-изоляционных работ на газовых скважинах со схожими причинами обводнения.