Осложнения и методы борьбы с ними на скважинах Губкинского месторождения

Для эксплуатационных скважин на период фонтанной эксплуатации следует предусмотреть устьевое оборудование, которое должно обеспечивать:

• –    герметизацию устья скважины;

• –    обвязывание обсадных колонн (подвешивание промежуточной колонны);

• –    контроль давления в трубном, затрубном и межколонных пространствах;

• –    возможность регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывность ее работы и исследования путем измерения параметров ее работы на поверхности;

• –    удержание на весу лифтовой колонны;

• –    герметизацию и вывод на поверхность скважинного кабеля датчика давления и температуры;

• –    герметизация трубного и затрубного пространств и их взаимная изоляция;

• –    проведения необходимых технологических операций при строительстве, эксплуатации или ремонте скважины.

Состав добываемого газа из сеноманского продуктивного пласта Губгинского месторождения не содержит H 2 S, концентрация CO 2 может колебаться от 0,01% мольн. до 0,03% мольн., устьевая температура составляет от +9°С до +15°С, по прогнозным данным пластовое давление на момент ввода новых скважин будет составлять от 3,3 до 5,5 МПа и для скважин с ЗБС – от 1,7 до 2,5 МПа. Пластовая газовая смесь не является коррозионно активной средой. В процессе эксплуатации скважин следов интенсивной коррозии оборудования не наблюдается.

Пескопроявление и наличие песчаных пробок.

Проведенный анализ динамики состояния текущих забоев скважин на Губкинском месторождении показал, что толщины ПГП на 01.01.2012 в основном увеличились. На семи скважинах провести анализ толщин ПГП (увеличения или уменьшения) не представляется возможным, по причине отсутствия данных по шаблонированию скважин.

Максимальное снижение высоты, а значит и толщин ПГП в 2011 г. зафиксировано на трех скважинах № 1111 (4 м), 1251 (4 м), 1292 (4 м), минимальное снижение высоты ПГП зафиксировано на 11 скважинах. Наибольшее увеличение ПГП произошло на 13 скважинах

Образование ПГП на забоях скважин можно объяснить тем, что НКТ спущена выше интервалов перфорации. Скорость в НКТ в основном достаточна для выноса механических примесей и жидкости, а скорость в ПЗП (в эксплуатационной колонне) меньше скорости, необходимой для выноса.

Внедрение пластовой воды. В 2011 г. по данным геологического отчета максимальный уровень подъема ГВК на месторождении зафиксирован на эксплуатационной скважине № 1091 – 50,8 м, а минимальный на эксплуатационной скважине № 1312 – 0,5 м.

Межколонные давления и газопроявления. По результатам замеров проведенных на Южном куполе Губкинского месторождения межколонные газопроявления зафиксированы в 80 эксплуатационных скважинах. Высокие величины межколонных давлений (выше предельно-допустимых от величины 4,0 МПа согласно НД 05751796-183-2003), определяются на 35 скважинах. На Северном куполе Губкинского месторождения межколонные давления зафиксированы на 13 эксплуатационных сква- жинах. Высокие величины межколонных давлений (выше предельно-допустимых от величины 4,0 МПа) отмечаются в семи скважинах. Основной причиной межколонных давлений являются заколонные перетоки по цементному кольцу.

Основными осложнениями в процессе эксплуатации скважин Губкинского месторождения являются межколонные газопроявления, начавшийся подъем ГВК и прогрессирующий рост ПГП на забоях скважин.

Основной причиной межколонных давлений являются заколонные перетоки по цементному кольцу, подтверждением чего является наличие межколонного давления в наблюдательных (неперфорированных) скважинах.

При проведении ГИС и обнаружении межколонных газопроявлений по причине негерметичности резьбовых соединений и отсутствии тампонажного камня в приустьевой части скважин, в интервале от 0 до 200 м, для ликвидации рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные композиции на основе эпоксиполиуретановых сополимеров или отвердевающего твердого дисперсного вещества «Микродур».

«Микродур» в своей основе является гидравлическим минеральным вяжущим веществом. По сравнению с наиболее распространенными минеральными вяжущими веществами отвердевающее твердое дисперсное вещество «Микродур» обладает рядом преимуществ: быстрое затвердевание (70 % марочной прочности через 2 сут), сохранение заданной вязкости цементной суспензии до 90 мин.

Для ликвидации гидратных отложений по стволу скважины и в шлейфе, в скважину следует подавать по мере необходимости ингибитор гидра-тообразования (метанол) и проводить периодические продувки скважин на факельное устройство. Ликвидацию газогидратных пробок рекомендуется проводить с помощью колтюбинговых установок в соответствии. Ликвидацию ПГП на забое скважин рекомендуется осуществлять при значительном падении дебита, более чем на 50 %, в соответствии с Р Газпром 2-3.3-397-2009. При этом рекомендуется использовать аэрированные жидкости (пенную систему), подаваемые в скважину через эжектор от бустерной установки.

Промывку ПГП следует проводить только совместно с работами по креплению ПЗП. В остальных случаях из-за разрушения ПЗП промывки не будут иметь долгосрочного эффекта, пробки будут образовываться снова.

Для своевременного обнаружения выноса песка и влаги в продукции газовых скважин можно рекомендовать оснащение газовых скважин Губкинского месторождения акустическими прижимными датчиками-сигнализаторами типа ДСП-АКЭ, выпускаемыми ЗАО «Сигма-Оптик ЛТД». Данная технология была успешно опробована и прошла рабо- чие испытания на скважинах ООО «Газпром добыча Ямбург».