К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 13 )

Равенства (7) и (8), а также получаемые из них формулы, определяют гравитационное влияние от различной величины масс, в том числе от малого ее количества, влияние которого не ощутимо на поверхности земли. В этих случаях формулы не действуют и ими нельзя пользоваться. В отличие от них равенства вида (19) и (20) являются более глубокими. Они отражают, кроме массы извлеченного из залежи газа, другие более сложные явления переноса масс в пластах, в том числе и движения подземных вод в зонах отбора нефти и газа. Поэтому они действуют всегда. По своему применению вариации силы тяжести становятся некоторым постоянно действующим дополнительным полем, сопутствующим всегда процессу отбора углеводородов из залежи и существующим одновременно с пластовым давлением. Гравитационное поле и поле давлений взаимосвязаны друг с другом, по-разному отражают процессы в пластах и дополняют друг друга. Поэтому совместный их анализ позволит более надежно решать задачи мониторинга разработки месторождений.

Список литературы

1. , , Розенберг гидромеханика. – М.,Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 554 с.

2. Серкеров и магниторазведка в нефтегазовом деле. - М: » РГУ Нефти и газа им. , 2006. – 512 с.

Сведения об авторах

, к. ю.н., генеральный директор , тел.:(495)

Серкеров Серкер Акберович, д. т. н., профессор кафедры разведочной геофизики, РГУ нефти и газа им. , тел.:(495)

Polyn I. I., Candidate of Sciences in Law, General director of «Gravirazvedka, Ltd.», phone:(495)

Serkerov S. A., Doctor of Technical Sciences, professor, Chair of Exploration Geophysics, Gubkin’s RSU of Oil and Gas, phone: (495)

УДК 622.276.6

ПРОБЛЕМЫ МЕЖКОЛОННЫХ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ НА СКВАЖИНАХ

PROBLEMS OF ANNULUS GAS SHOWING IN WELLS

, ,

V. V. Zhuravlev, T. I. Chizhova, N. A. Shestakova, A. V. Kustyshev

добыча Надым», , г. Надым, г. Тюмень

Ключевые слова: Бованенковское месторождение, строительство скважин,

проблемы и решения, межколонные газопроявления, мониторинг, эксплуатация,

консервация, ремонт

Key words: the Bovanenskoe of deposit, building of mining holes, problems and decisions, annulus gas showing, monitoring, exploitation, preservation, repair

На полуострове Ямал на сегодняшний день существует фонд скважин из разведочных и поисково-разведочных скважин. Данные скважины находятся на балансе госфонда и не проходят должного обследования. Весь фонд скважин, находящийся на балансе какого-либо предприятия, согласно правилам в нефтяной и газовой промышленности [1] проходит обследование раз в полгода, но это при условии, что фонд не имеет скважин с высокими межколонными давлениями. Для фонда, имеющего какие-либо давления, возникшие в межколонном пространстве, разрабатываются мероприятия по контролю за давлением и состоянием устья скважины, которые отражены в техническом регламенте по эксплуатации скважин с межколонными давлениями [2].

Чем страшны такого рода давления для скважины и какие могут быть последствия, многие предприятия над этим начинают задумываться уже после создавшейся ситуации. Хотя легче предупредить, чем ликвидировать чрезвычайную ситуацию [3].

В мероприятия по контролю над межколонными давлениями обычно входят замеры по набору и интенсивности давления после выпуска (стравливания) газа из межколонного пространства, замеры дебитов при выпуске (стравливании) газа из межколонного пространства. Только после этого в комплексе с оборудованием, спущенным в скважину, готовятся мероприятия по обвязке этих скважин, позволяющих эксплуатировать или вести наблюдения за фондом, находящимся в консервации [4].

Существует ошибочное мнение, что необходимо ликвидировать межколонное давление, возникшее при строительстве скважины, и что отсутствие такового является параметром качества строительства скважин [5, 6].

Однако имеется много примеров по эксплуатации скважин с межколонным давлением в России и в мировой практике, что мониторинг межколоннного давления, как это не пародоксально, также помогает вести контроль состояния скважины и оказывать влияние на техническое состояние устья скважин [2]. Давления могут возникать из-за перепада температур окружающей среды, оказывающей пагубное влияние на устьевую часть фонтанной арматуры, тем самым нарушается герметичность вторичного уплотнения (потеря эластичности резинового элемента и рабочих параметров пластификатора), что в дальнейшем приводит к пропуску газа и появлению давления в межколонном пространстве или, наоборот, в затрубном пространстве [7].

Наиболее часто межколонные газопроявления в скважинах возникают из-за негерметичности устьевого и подземного скважинного оборудования; негерметичности обсадных колонн или их резьбовых соединений; недоподъема цемента до устья при креплении скважины; несовершенства контакта цементного камня и окружающей скважину горной породы.

Межколонные газопроявления, вызванные негерметичностью обсадных колонн и скважинного оборудования, можно ликвидировать в процессе ремонтно-изоляционных работ [8], с межколонными газопроявлениями по цементному камню дело обстоит хуже. На сегодняшний день нет эффективной технологии их ликвидации.

Данную ситуацию на ранней стадии обнаружения легко ликвидировать путем повторной пакеровки вторичных уплотнений при помощи пластификатора, если провести вовремя. Для этого осуществляют разогрев устья скважины при помощи передвижной пароподогревательной установки, например, ППУ-3М, далее снижением давления (стравливанием газа) в межколонном и затрубном пространстве при условии, что давление можно снизить в затрубном и межколонном пространствах, и при помощи специальной задавочной машинки проводят закачивание в межколонное пространство пластификатора с контролем за его выходом через специальные отверстия, предусмотренные для выхода воздуха.

Если данная операция не дает результата, то требуется ревизия вторичного уплотнения глушением скважины или герметизации устья при помощи специальных устройств [4] и далее монтаж передвижного подъемного агрегата, например, А 50М, демонтаж фонтанной арматуры и ревизия вторичного уплотнения и замена его при необходимости. Это требует дополнительных и весьма немалых капитальных вложений. Так же существует проблема появления пропуска газа по резьбовому соединению нулевого патрубка с колонной или с колонной головкой, либо с фонтанной арматурой.

Данные пропуски чаще всего возникают из-за применения патрубков, изготовленных в «кустарных» (не заводских) условиях с нарушением типоразмеров резьбового соединения или же не правильным моментом крепления их при монтаже. Если момент соблюден, то данную ситуацию можно ликвидировать закачиванием специального состава по закупориванию микроотверстий в резьбовой части, при условии, что в данный интервал можно закачать специальный состав. Данная технология применялась на Ямбургском месторо-ждении, что существенно позволило сократить расходы на ликвидацию данного пропуска. Когда данная операция не приносит положительного результата, тогда необходимо ставить бригаду капитального ремонта на устранение данного пропуска, что очень затратно по времени и по финансам. В скважинах Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) строятся высокопроизво-дительные скважины с оснащением их специальным подземным и устьевым оборудованием. На рис. 1 приведена конструкция такой скважины. Зону многолетнемерзлых и высокольдистых пород (ММП) перекрывают удлиненным кондуктором диаметром 324 мм. Далее спускают промежуточную колонну диаметром 245 мм, перекрывающую газоносную березовскую свиту и сеноманскую газовую залежь, внутри которой устанавливают эксплуатационный хвостовик диаметром 168 мм, заканчивающийся хвостовиком-фильтром диаметром 114 мм. В скважину до головы хвостовика-фильтра спускается лифтовая колонна с размещенными в ее составе приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном и эксплуатационным пакером [9].

Рис. 1. Конструкция скважины на Бованенковском НГКМ

Приустьевой клапан-отсекатель управляется дистанционно от гидравлической станции управления, размещенной на поверхности, на кустовой площадке. От нее также дистанционно управляются гидравлические задвижки фонтанной арматуры и гидравлический дроссельный клапан.

В настоящее время почти на всех пробуренных скважинах Бованенковского месторождения отмечаются межколонные газопроявления, величиной от 1,0 до 6,5 МПа. Величины этих давлений ниже, нежели отмечаемые в свое время при эксплуатации скважин на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях и доходивших до 9,0 МПа. Тем не менее, даже при таких величинах межколонного давления особых осложнений в работе скважин отмечено не было. По причине высоких межколонных давлений на этих месторождениях так же не наблюдалось возникновения аварийных ситуаций, тем более открытых газовых фонтанов.

Этому способствовала своевременная разработка компенсационных мероприятий, направленных на обеспечение противофонтанной и пожарной безопасности [2, 4].

В большинстве пробуренных в настоящее время на Бованенковском месторождении скважинах межколонные давления при выпуске газа через вентиль быстро снижаются
(от 30 с. до 3 мин) и медленно увеличиваются (в среднем по 0,05 МПа в час) (рис. 2–5).

Рис. 2 . Скв.2601	Рис. 3.Скв. 2602
Рис.4. Скв. 3301	Рис. 5. Скв. 3308

Это свидетельствует о возможности достаточно длительной эксплуатации скважин при незначительных величинах межколонного давления, а при более высоких значениях межколонных давлений с соблюдением компенсационных мероприятий, направленных на обеспечение противофонтанной и пожарной безопасности. При превышении предельно-допустимых величин межколонного давления и расхода газа из межколонного пространства скважины должны быть переданы в капитальный ремонт.

Проведенные исследования отобранного из межколонного пространства скважин проб газа геохимическими методами [10] показал, что в 60% скважин межколонный газ относится к сеноманским отложениям, в остальных скважинах – к отложениям березовской свиты. Газ одной скважины можно отнести к газогидратным отложениям. При этом в отложениях березовской свиты высока вероятность наличия газа техногенного происхождения.

На сегодняшний день при строительстве скважин Бованенковского месторождения пока не удается избежать появления межколонных давлений, поэтому очень важен контроль при эксплуатации и консервации скважин. Так как имеется множество факторов, что после окончания строительства скважин межколонные давления вначале отсутствуют, а при последующем освоении и эксплуатации появляются.

Поэтому только раннее обнаружение и меры по ликвидации, совместно с комплексом мероприятий по эксплуатации данных скважин, могут дать положительный эффект, обеспечивающий дальнейшую эксплуатацию скважин. Позволят избежать колоссальных финансовых затрат, а так же устранить развитие событий по ликвидации аварии на данной скважине. Предотвратить открытый газовый фонтан и пожар на скважине, не допустить экологической катастрофы.

Разработанные компенсационные мероприятия по обеспечению противофонтанной и пожарной безопасности эксплуатации скважин при наличии в них межколонных газопроявлений позволяют осуществлять безопасную эксплуатацию скважин и проводить мониторинг за их техническим состоянием. Своевременно проводить ремонтно-изоляционные или ликвидационные работы на проблемных скважинах.

Список литературы

1. ПБ Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.- М.: », 200с.

2. Кустышев скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 200с.

3. Губина предельно-допустимого межколонного давления при эксплуатации скважин на месторождениях Крайнего Севера // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 4.- С. 45-49.

4. Предотвращение и ликвидация газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера / , , .- М.:ИРЦ Газпром, 200с.

5. Тенн диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ: Автореф. … дис. канд. техн. наук.- Ставрополь, 199с.

6. , , и др. Исследования межколонных газопроявлений в газоконденсатных скважинах // Техника и технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. статей.- М.: ВНИИГАЗ, 1990.- С. 101-108.

7. , , Минаков и ремонт скважин // Газовая промышленность.1999. № 3.- С. 42-44.

8. и др. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т. / , , .- М.: Недра-Бизнесцентр, 2000.- Т. 1. – 510 с.; 2000.- Т. с.; 2001.- Т. с.; 2002.- Т. 4.- 335 с.

9. , , Шестакова и устьевое оборудование для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин // Обз. информ. Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 200с.

10. Пат. 2175050 РФ. Е 21 В 43/00, G 01 V 9/00. Способ определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых скважин многопластового месторождения геохимическими методами / , , и др. (РФ).-
№ , Заяв. ; Опубл. .

Сведения об авторах

, заместитель начальника Управления капитального строительства добыча Надым», г. Надым, соискатель Тюменского нефтегазового университета,

, заведующий сектором эксплуатации и ремонта скважин , г. Тюмень,

, научный сотрудник , г. Тюмень,

, д. т. н., профессор Тюменского государственного нефтегазового университета, заведующий отделом эксплуатации и ремонта скважин , г. Тюмень,

Zhuravlev V. V., Deputy head of Capital construction board, «Gazprom-Dobycha Nadym, Ltd.», applicant, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (34

Chizhova T. I., Head of the sector «Wells Operation and Repair» of «TyumenNIIgiprogas», Ltd., Tyumen

Shestakova N. A., scientific worker, «TyumenNIIgiprogas, Ltd.», Tyumen, phone: (34

Kustyshev A. V., Head of Department of wells operation and repair, «TyumenNIIgiprogas, Ltd.», Tyumen, phone: (34

УДК 622.276.66/658.011.46

Гидроразрыв пласта – эффективный метод доизвлечения

ЗАПАСОВ нефти и газа

FORMATION HYDRAULIC FRACTURING AS A METHOD OF ADDITIONAL RECOVERY OF OIL AND GAS RESOURCES

, ,

S. G. Panyak, A. A. Askerov, T. Yu. Yusiphov

Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург,

-Пурнефтегаз», -УфаНИПИнефть»

Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП) на бездействующем фонде,

ГРП на высокообводнённом фонде скважин

Key words: formation hydraulic fracturing (FHF) at idle well stock, FHF at high flooded well stock

Геологические условия залегания промышленных скоплений углеводородов на месторождениях -Пурнефтегаз» чрезвычайно разнообразны и не всегда благоприятны для их рентабельной разработки. В условиях низко проницаемых и расчлененных пластов упомянутых месторождений гидроразрыв пласта (ГРП) является эффективным методом воздействия на пласт и влияет не только на текущие показатели эксплуатации скважин, но и на конечную нефтеотдачу пласта.

В процессе эксплуатации, а также в процессе глушения скважины происходит кольматация призабойной зоны пласта, оказывающая общеизвестно негативное влияние на продуктивность скважины, причем степень этого влияния пропорциональна времени воздействия жидкости глушения на призабойную зону пласта. В нефтяном пласте забойное давление может быть ниже давления насыщения, что приводит к выделению свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти, образуя непроницаемое кольцо в околоскважинной зоне.

Анализ проведенных ГРП на пластах Южно-Харампурского и Фестивального месторождений с низкими пластовыми давлениями, а также на скважинах, ранее выведенных в консервацию, по причине 100% обводнения пластовой водой, показывает, что существует возможность вывода из бездействия ранее нерентабельных скважин. Таким способом выведена из консервации скв. 306 Южно-Харампурского месторождения, до ГРП находившаяся в консервации по причине обводнения. После проведения ГРП скважина работает с параметрами Q=26м3/сут и 7% обводненности. Аналогично выведена из консервации скв. 807, после ГРП она работает с параметрами Q=102м3/сут и 64% обводненности. Похожая ситуация наблюдается по скважинам Фестивального месторождения: скв. 223 после проведения ГРП работает с параметрами Q=81м3/сут и 43% обводненности; скв. 49 после проведения ГРП работает с параметрами Q=51м3/сут и 17% обводненности; скв. 116 после проведения ГРП работает с параметрами Q=172м3/сут и 77% обводненности.

В процессе эксплуатации скважины наблюдается снижение пластового давления в призабойной зоне пласта, тогда как в удалённой части пласта давление остается первоначальным. При снижении пластового и забойного давлений относительно возрастает величина геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно, в призабойной зоне. Процесс изменения пород активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента.

Целью гидроразрыва является активизация призабойного пространства путем создания высокопроницаемых каналов в зоне нарушенной проницаемости. Тип и масштабы процесса разрыва проектируются с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

На примере скв. 203 Фестивального месторождения можно наблюдать динамику изменения пластового давления до и после ГРП (рис. 1, 2). Нефтяные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарастающей обводненности и выводятся из работы при достижении высокого содержания Н2О в добываемой продукции (95–99%).

Движение флюида к скважине зависит от содержания связанного газа в нефти. В условиях низкой вязкости и фазовой проницаемости наблюдается приток нефти к скважине. В процессе эксплуатации, особенно на фонтанирующих скважинах, с большим расходом и «динамическим дефицитом газа», происходит обводнение пластов.

Рис. 1. Давление в пласте (Рпл) на скв. 203 до ГРП

Рис. 2. Динамика изменения Рпл, Рзаб и дебита по нефти на скв. 203

Для вывода скважин из консервационного фонда проводятся работы по увеличению объёмов закачки проппанта в десятки раз. Скважины, ранее выведенные в консервацию по причине 100%-ного обводнения пластовой водой, успешно активизируются при помощи «большеобъёмного» ГРП с закачкой в пласт более 80 тонн проппанта. Учитывая слоистое строения пластов, создавая единую высокопроницаемую зону трещиноватости, объединяющую все залежи в общий «проточный канал», получаем увеличение эффективного радиуса скважины — вовлечение в разработку всей нефтегазонасыщенной мощности пласта.

Глубокопроникающий гидроразрыв при этом воздействует на призабойную зону и на пласт в целом, что приводит к увеличению коэффициента охвата активизированной области. На примере скв. 807 Южно-Харампурского месторождения после ГРП наблюдается следующая картина снижения обводнённости пластов (рис. 3, 4 и 5).

Нефтеотдача пласта после ГРП зависит от эффективной фазовой проницаемости и относительной проницаемости породы для какой-либо смеси (нефти, газа или воды), а также от количества и качественного состава других фаз. Газосодержание оказывает значительное влияние на вязкость нефти. Попутный газ в нефти выполняет функцию по снижению вязкости, газовая фаза имеет в сотни раз большую скорость, чем жидкая. На рисунке
показано как молекулы газа выталкивают из пласта молекулы нефти.

Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий объемы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи. Вязкость нефти уменьшается с повышением температуры и количества растворенного в нефти углеводородного газа, а также зависит от его состава и природы. Вязкость пластовой воды зависит, в основном, от ее температуры, а в связи с незначительной растворимостью в ней газов вязкость даже при насыщении газом почти не уменьшается.

Рис. 3. Геометрия трещины по скв. 807

Вязкость нефти юрских отложений (пласты — 1Ю1, 2Ю1, (3-4)Ю1) в условиях Южно - Харампурского и Фестивального месторождений при средней глубине залегания 2956 м составляет 0,36 МПа·с, вязкость воды в пластовых условиях 0,5 МПа·с.

Рис. 4. Параметры дебита по жидкости, нефти и обводнённости на скв. 807 до и после ГРП ( Южно-Харампурское месторождение)

При уменьшении попутного газа в составе флюида, вязкость нефти увеличивается, что приводит к прорыву воды (см. рис. 5). После ГРП увеличение контура питания скважины зоной трещиноватости приводит к повышению газосодержания, что благоприятно сказывается на вязкости нефти.

После успешного производства ГРП на скв. 203 Фестивального месторождения(с низким пластовым давлением) и скв. 807 Южно-Харампурского месторождений (находилась в консервации по 100% Н2О), вынуждены пересмотреть подход к подбору скважин под ГРП на данных месторождениях, так как ранее гидроразрыву подвергались безводные и малообводнённые скважины.

Рис. 5. Динамика изменения параметров дебита по нефти, обводнённости до и после ГРП в зависимости от попутного газа (скв. 807 Южно-Харампурского месторождения)

Выводы

На Южно-Харампурском и Фестивальном месторождениях -Пурнефтегаз» обоснована и доказана эффективность применения «большеобъемных» ГРП на 100%–ных обводненных скважинах, находящихся в консервации. После нескольких успешных операций, доказавших правильность использованной методики, принято решение подвергнуть ГРП все аналогичные скважины. К настоящему времени выполнено 10 операций по ГРП, что привело к суммарному приросту добычи 330 тонн/сут.

Список литературы

1. : « Гидравлический разрыв - что это?» / август 1981 г. /.

2. «Оценка гидроразрыва методами анализа неустановившегося давления», доклад № 000, представленный в 1982 г. SPE на международной нефтяной выставке и технологическом симпозиуме.

3. Р. У. Дж. Вич и : «Пересмотр современных успехов в технологии гидроразрыва», представлено на конференции инженеров-нефтяников 1986 г.

Сведения об авторах

, д. г.-м. н., зав. кафедрой геологии и ЗЧС, Уральский государственный горный университет, тел.: (3, e-mail:[e-mail]