Ремонтно-изоляционные работы по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн на Самотлорском месторождении

Проблема обводненности скважин является очень важной при разработке нефтяных и газовых месторождений. Уменьшение количества добываемой воды приведет к уменьшению эксплуатационных расходов, таких как затраты на подъем воды, на сепарацию воды и нефти, на защиту от коррозии и отложения солей, а также позволит увеличить добычу нефти [ 3 ] .

Скважина, как любое инженерное сооружение, в процессе эксплуатации нуждается в периодических ремонтно-изоляционных работах, в процессе которых устраняются дефекты, возникшие в крепи, изолируются водопритоки пластовых или закачиваемых в пласт посторонних вод, восстанавливается герметичность обсадных колонн.

Ниже приведены результаты мониторинга РИР за 5 месяцев (по 7 скважинам) по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн на Самотлорском месторождении, которые выполнялись сервисным предприятием ООО «КАТКонефть» в 2016 г.

Рассмотрим основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, их можно разделить на четыре группы: геологические, техникоэкономические, физико-механические, субъективные.

Первая группа факторов характеризуется частыми обвалами стенок ствола скважин, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятие промежуточных и эксплуатационных колонн, аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы, пробкообразованием, высокой сейсмической активностью.

Вторая группа - не соответствующие условиям конструкции скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне, технология оборудования устья скважин, освоения, эксплуатации, ремонтные работы, искривление ствола скважины.

К третьей группе относятся: прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня; прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб; коэффициент линейного расширения горных пород; технологические свойства фильтрационной корки.

Четвертая группа факторов в основном зависит от организации производства, опыта и квалификации исполнителей. Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевременный долив промывочной жидкости при спуске колонны [ 1 ] .

Технологическую схему проведения операции по ЛНЭК на Самотлорском месторождении, проводили после исследования скважины и обследования обсадной колонны.

Для обнаружения проблемы по негерметичности эксплуатационной колонны, существуют различные способы диагностики, их можно разделить на две категории:

• -    геофизические исследования скважин (ГИС) -с помощью плотномера, термометра, скважинной телевизионной камерой и т.д., в зависимости от условий скважины, также позволяет получить более точные глубины и интервалы негерметичности;

• -    поинтервальная опрессовка колонны с использованием пакера, позволяет получить интервалы негерметичности эксплуатационной колонны, (согласно посадке пакера), а при обнаружении проблемы негерметичности, можно сразу определить приёмистость на этом интервале [ 2, 5 ] .

В приведенных результатах (таблица 1), осуществлялись следующие технологические операции:

• -    тампонирование под давлением на пакере, спуск дополнительной колонны, (до спуска дополнительной колонны, необходимо максимально эффективно сбить приёмистость в интервале нарушения эксплуатационной колонны, для того, чтобы во время цементирования дополнительной колонны избежать ухода цемента в интервал негерметичности) - данные работы проводились на скважине 5722 в интервале пласта АВ1, где дебит жидкости уменьшился на 81м³/сут., дебит по нефти составил Q_н=1,303 м³/сут., а обводнённость снизилась на 11,75%;

• -    тампонирование под давлением на пакере, спуск двухпакерной компоновки - эти операции проводились на 3 скважинах (6671Б, 25866,26759) в интервале пластов АВ1(3), АВ1(1-2), АВ1(3), прирост дебита нефти по 3 скважинам составил Q_h=5,406 м³/сут., обводненность снизилась не значительно всего на 2,44%, а дебит жидкости сократился на 275,6 м³/сут.;

• -    спуск дополнительной колонны - данные технологические операции проводились на 3 скважинах (5941,37142,75482У) в интервале пластов АВ-1(1-2), АВ2-3,АВ4-5,АВ-1(1-2), прирост дебита нефти по 3 скважинам составил Q_h=14,144 м³/сут., обводнённость добываемой продукции снизилась на 10,61%, а дебит жидкости уменьшился на 248 м³/сут.

Для проведения работ по ЛНЭК на Самотлорском месторождении, применяли тампонажный раствор на основе портландцементов, а также высоковязкие гелеобразующие материалы, обладающие высокой проникающей способностью, которые успешно функционируют в различных неблагоприятных условиях, включая высокую температуру и высокую минерализацию.

Таблица 1

Результаты ЛНЭК на Самотлорском месторождении

Исходя из вышеописанного, можно сделать вывод, что технологические операции по ЛНЭК путем спуска дополнительной колонны эффективнее, чем тампонирование под давлением на пакере с применением двухпакерной компоновки.

При схожести даже многих параметров двух одинаковых скважин не бывает, поэтому следует понимать, что ремонтно-изоляционные работы – эксклюзивно выполняемый труд, требующий высокой квалификации, вдумчивого подхода к выполнению работ, четкого и слаженного проведения процесса, и иногда инженерного риска [ 4 ] .

По приведенным данным (табл. 1), прирост дебита нефти в среднем составил 2,967 т/сут, а обводненность добываемой продукции в среднем была снижена на 7,27%. Дебит по жидкости сократился на 604,6 м3/сут, а также и количество потребляемой энергии, и себестоимость добычи тонны нефти.

Таким образом, проанализированные скважины по ЛНЭК на Самотлорском месторождении, которые были нерентабельны, с экономической точки зрения, из-за обводнения добываемой продукции, переходят в категорию рентабельности.