Совершенствование ликвидации конденсатционной и пластовой воды при разработке газовых залежей

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень

ООО «ГазпромдобычаУренгой», г. Новый Уренгой

Разработка газовых залежей Уренгойского, Ям-бургского, Запалярного и других месторождений Крайнего Севера происходит в условиях проявления водонапорного режима, при этом определяющим фактором подъема газоводяного контакта (ГВК) является перепад давления между газо- и водонасыщенными частями пласта. Текущий газо-водянной контакт (ГВК) имеет выпуклую поверхность с максимумами подъема, достигающими 56 м в зоне размещения эксплуатационных скважин УКПГ-1 Уренгойского месторождения. Наибольшая динамика подъема ГВК наблюдается в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-1, -2, -8 и составляет 2,0÷2,6 м/год, по остальным зонам УКПГ Уренгойской площади она варьирует в пределах 1,0^1,9 м/год [1, 2, 3].

В процессе разработки сенаманской газовой залежи проявляются следующие причины обводнения скважин, такие как геологические, технологические и технические. К геологическим причинам можно отнести обводнение скважин подошвенными и законтурными водами в результате естественного подъема уровня газоводянного контакта. Наряду с подъемом уровня ГВК к интервалам перфорации и конусным прорывом подошвенных вод по высокопроницаемым пропласткам, источником обводнения продукции скважины могут быть и остаточные воды. Содержание остаточной воды в гидрофильных коллекторах сеноманской залежи различными исследователями оценивается в пределах 25÷30 % от объема порового пространства. Влияние этих вод на осложненное состояние фонда скважин имеет определяющее значение на поздней стадии эксплуатации месторождений. Интенсивная фильтрация этих вод совместно с добываемым газом может приводить к разрушению продуктивного пласта и, как следствие, к выносу воды и песка в ствол скважины [4, 5].

Технологические причины заключаются в основном в продолжительном превышении проектной ин- тенсивности отбора газа, результатом чего является образование выраженной депрессионной воронки и обводнение из-за подъема конуса воды [6, 7, 8].

Техническими причинами обводнения являются заколонные и межколонные перетоки пластовых вод из-за неудовлетворительного состояния цементного камня за эксплуатационной колонной; поступление пластовой воды через негерметичную колонну или цементный стакан. Причиной появления пластовых вод в зоне перфорации может являться образование обширных каверн в заколонном пространстве вследствие разрушения призабойной зоны пласта и выноса песка [9, 10].

Особый случай водопроявлений связан с техногенными жидкостями, которые появляются в результате поглощения пластом технологических жидкостей, применяемых при капитальном ремонте. Эти проявления могут возникнуть во всех скважинах куста при ремонте хотя бы одной из них. Общие характерные признаки данного случая: высокая минерализация выносимой жидкости (М>30÷60 г/л), повышенное содержание ионов кальция (более 1÷2 г/л) и отсутствие микрокомпонентов (йод, бром и т.п.).

В настоящее время разработан ряд колтюбинговых технологий производства по ограничению водо-притоков, которые нашли широкое применение, и эффективно используются на газовых месторождениях. Обзор имеющихся технологий с использованием колтюбинговых установок показал, что, несмотря на возможность проведения работ в «газовой среде», во всех случаях проведения изоляционных работ производится полный перевод скважин на технологическую жидкость, и операция выполняется в условиях равновесного давления [11, 12, 13].

Технология удаления конденсатционной воды в условиях регулируемой депрессии опробирована на газовых скважинах Уренгойского ГНКМ, в том числе с использованием способа кольматации порового пространства методом осадкообразования. Объектами для удаления жидкости являются скважины с дебитами газа недостаточными для постоянного выноса воды из прискважинной зоны и колонны лифтовых труб. Наличие накапливающейся воды оценивалось расчетным методом и фактическим, определяемым по данным исследований и текущим параметрам работы скважины. Дебиты газа, при котором начинает выноситься скапливающаяся вода определялась по данным исследований на установке модели Надым-2. Количество активной массы ПАВ и пенообразователя, необходимое для удаления жидкости из скважины определялось расчетным способом. После определения глубины забоя, давления и т.д. на скважине проводится технологическая операция по удалению жидкости без остановки скважины. Выбор марки твердого пенообразователя с целью удаления конденсационной воды производится с учетом рекомендаций и особенности конструкций скважин. Успешность работ по удалению конденсационной воды из газовых скважин с помощью применения твердого пенообразователя составила в среднем -78,5%. Технологический эффект достигнут за счет снижения продолжительности работ по удалению конденсационной воды и увеличения дебита газа.