Изоляция газопритоков в скважинах Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения

Gas inflows isolation in wells of Talakan oil-and-gas condensate field

L. KOCHETKOV, Surgut Control of well stimulation and big repair of wells,
A. MALYSHEV, SurgutNIPIneft TO, V. ZHURBA, Surgut Control of well stimulation and big repair of wells,
Ye. VDOVICHENKO, TalakanNeft NGDU

В рамках проекта государственного значения – развития нового добывающего региона в 2003 г. ОАО «Сургутнефтегаз» начало работу в Восточной Сибири.

Плацдармом для развития нефтегазодобычи в новой нефтегазоносной провинции стало Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение, где полностью создана производственная инфраструктура, необходимая для промышленной добычи нефти.

In 2003 Surgutneftegaz JSC began development in new oil- and gas-bearing Province at Talakan oil-and-gas condensate field where there is created complete production infrastructure needed for commercial producing of oil.

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ленского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в 210 километрах юго–западнее города Ленска. Ближайшие крупные населенные пункты – поселки Витим и Пеледуй находятся, соответственно, в 110 и 115 км от границ месторождения и расположены на левом берегу реки Лены.

Талаканское месторождение расположено в наиболее приподнятой части Пеледуйского свода Непско – Ботуобинской антеклизы и приурочено к сложнопостроенному структурному поднятию, разделенному серией разрывных нарушений северо-западного простирания на три блока: Таранский, Центрально-Талаканский и Восточный. В пределах месторождения выделено два продуктивных горизонта: хамакинский (венд) и осинский (нижний кембрий). Основной продуктивный горизонт в пределах месторождения – осинский. Горизонт стратиграфически приурочен к билирской свите нижнего кембрия и перекрывается мощной толщей галогенных образований юрегинской свиты, которые являются хорошей покрышкой для газонефтяных залежей.
Рис. 1. Схема расположения района работ
Осинский горизонт сложен 50 – 70-метровой толщей карбонатов с зонами развития пород-коллекторов порово-кавернозного и кавернозно-трещиноватого типов и расчленяется на два самостоятельных пласта – О1 и О2.

Нижний пласт (О2) представлен преимущественно плотными доломитами с пористостью 9,2 – 10,9% и коэффициентом неф­тенасыщенности 66,9 – 86,2%.

Верхний пласт Осинского горизонта (О1) сложен преимущественно нефтегазонасыщенными известняками, серыми, коричневато-серыми с прослоями доломитов, доломитизированными известняками и доломитами. Пористость коллекторов изменяется в пределах 5,5 – 23,3%, Коэффициент нефтегазонасыщенности 68,2 – 94%. На Талаканском месторождении получены притоки газа до 549,83 тыс. м3/сут. Дебиты нефти по скважинам, расположенным в чисто нефтяной зоне пласта Талаканского месторождения, достигают 100 – 280 м3/сут.

Извлекаемые запасы Талаканского месторождения составляют 124,2 млн тонн нефти и 54,1 млрд м3 газа.

На Талаканском месторождении промышленная эксплуатация проводится из продуктивного пласта О1.

Исходя из сложности геологического и тектонического строения залежи, наличия мощной газовой шапки, аномально низкого пластового давления, выбор рациональной конструкции скважины является важнейшим этапом проектирования разработки.

Конструкция скважины должна быть экономичной и обеспечивать эксплуатационную надежность, проектные уровни отбора жидкости во время эксплуатации, оптимальный режим бурения, предупреждение осложнений и аварий, охрану недр при бурении и в период эксплуатации, качественное вскрытие и разобщение пластов.

Для эксплуатации Талаканского месторождения строятся горизонтальные скважины и скважины с пилотными горизонтальными стволами.

Скважины имеют следующую конструкцию:
  • направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м; цементируется до устья;
  • кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 450 м; цементируется до муфты ступенчатого цементирования, устанавливаемой над зоной поглощений и встречным цементированием через межколонное пространство;
  • эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается в кровлю продуктивного пласта или ниже ГНК при его наличии и цементируется до устья;
  • в интервале горизонтального участка ствол не обсаживается обсадной колонной.
Данная конструкция скважин позволяет получить протяженную вскрытую мощность пласта, равную длине необсаженной горизонтальной части пласта.

Но в случае расположения горизонтальной части пласта в непосредственной близости от ГНК или ошибке в проводке ствола по пласту возможен прорыв газа в скважину, что приводит к увеличению газового фактора скважин и среднесуточного дебита скважин по газу и необходимости их последующего исключения или ограничения.

В скважинах №№179-018 и 179-029 Талаканского месторождения, запущенных в 2004 и 2007 гг., отмечалось повышенное содержание газа в продукции. Отсутствие надежных геофизических методов контроля за разработкой в горизонтальных скважинах не позволяло определить места поступления газа в скважину.

В марте 2009 г. Сургутское УПНП и КРС начало работы по капитальному ремонту скважин с установками «непрерывная труба» на Талаканском нефтегазоконденсатном месторождении. Применение «непрерывной трубы» с запасованным внутрь геофизическим кабелем позволило провести комплекс геофизических исследований по определению положения газонефтяного контакта и газовых перетоков в скважинах.
Рис. 2. Геологический разрез продуктивных отложений по скважинам Западно-Талаканской, Талаканской, Восточно-Талаканской площадей
По результатам интерпретации материалов геофизических исследований установлено, что в скважине №179-018 отмечается приток газа с забоя пилотного ствола с выходом в основной ствол через окно врезки на глубине 1318 м. В скважине №179-029 отмечается поступление газа в интервале 1267 – 1319 м.

На основании материалов интерпретации геофизических исследований было принято решение об отключении части пилотного ствола скважины №179-018 в интервале 1350 – 1450 м и отключении части ствола в скважине №179-029 в интервале 1267 – 1319 м.

Работы по изоляции водопритоков и заколонных водоперетоков в обсаженных и оборудованных фильтрами горизонтальных скважинах и боковых горизонтальных стволах проводятся в ОАО «Сургутнефтегаз» с 1997 г.

Специалистами Сургутского управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (СУПНП и КРС) была разработана и внедрена технология ремонтно-изоляционных работ с установкой «непрерывная труба» и применением блокирующих гелей с заданым временем загеливания и деструкции [2], [3].

Опыт работ по изоляции газопритоков в необсаженных стволах горизонтальных скважин, как и подходящих к данной ситуации технологий, у специалистов СУПНП и КРС отсутствовали. Тем не менее было принято решение о проведении комплекса работ, направленных на ограничение газопритоков в скважинах №179-018 и №179-029.

Проанализировав материалы геофизических и гидродинамических исследований, детально рассмотрев конструкцию скважин, особенно горизонтальной части основных и пилотного стволов, были разработаны технологии ремонтно-изоляционных работ по отключению газопритоков в скважинах №179-018 и №179-029.
Рис. 3. Схема горизонтальной добывающей скважины на осинский горизонт Талаканского месторождения
В скважине №179-018 планировалось отключение пилотного ствола установкой отсекающего цементного моста в интервале 1350 – 1450 м. При приемистости пласта более 200 м3/сут планировалось насыщение интервала установки моста вязко-упругим составом на основе полиакриламида. Во избежание расслоения цементного моста все работы при установке моста должны были выполняться с противодавлением.

Наиболее сложной операцией при проведении РИР оказался вход гибкой трубы в пилотный ствол. После пяти безуспешных попыток входа в пилотный ствол было принято решение использовать шарнир-отклонитель, используемый при проведении геофизических исследований гибкой трубой с геофизическим кабелем. С помощью отклонителя гибкая труба была допущена до забоя пилотного ствола – 1472 м. После промывки скважины нефтью труба приподнята до глубины 1450 м. Была проведена установка цементного моста закачкой цементного раствора с одновременным подъемом «непрерывной трубы» в интервале 1450 – 1340 м. При постоянном движении гибкой трубы в интервале 1340 – 1350 м в пласт продавлено 1 м3 цементного раствора. С противодавлением в 5,0 МПа гибкая труба поднята из скважины. Скважина оставлена на ОЗЦ под давлением 5,0 МПа (с контролем зат­вердевания проб).
Рис. 4. Профили проводки скважин №№179–018 и 179–029 Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения
После ОЗЦ в скважину была спущена «непрерывная труба» до забоя основного ствола и скважина промыта нефтью. Геофизические исследования, проведенные с применением «непрерывной трубы» с геофизическим кабелем, показали отсутствие газа в продукции.

Поставленная задача по отключению газопритока выполнена.

В скважине №179-029 планировалось отключение нижней части ствола установкой отсекающего цементного моста в интервале 1319 – 1267 м. При приемистости пласта более 200 м3/сут планировалось насыщение интервала установки моста вязко-упругим составом на основе полиакриламида. В случае расслоения цементного раствора в интервале установки моста возможно проведения повторного цементирования.

Приемистость скважины, определенная после спуска «непрерывной трубы» до забоя, составила 475 м3/сут. Было проведено насыщение пласта технической водой и раствором полиакриламида в объеме 160 м3 и 9 м3 соответственно. Троекратным цементированием установлен цементный мост в интервале 1319 – 1256 м. Геофизические исследования, проведенные после ремонтно-изоляционных работ, показали поступление в скважину газа из оставленной части пласта в интервале 1225 – 1256 м. Дебит газа снизился с 8,44 тыс. м3/сут до 0,57 тыс. м3/сут. Цель ремонта достигнута частично, работы признаны успешными.

Результаты проведенных работ показали, что проблемы ограничения газопритоков в скважинах Талаканского месторождения решаемы существующим в ОАО «Сургутнефтегаз» оборудованием и имеющимися технологиями. Тем не менее применяемые технологии требуют дальнейшей отработки и адаптации к конкретным условиям Талаканского месторождения.

Литература

  1. Технологический регламент на проведение ремонтно-изоляционных работ с применением установок «непрерывная труба» при ремонте скважин с боковыми стволами / ОАО «Сургутнеф­тегаз».
  2. Кочетков Л.М., Бурдин К.В. Опыт проведения изоляции заколонных перетоков // Время колтюбинга. 2004. №10.
  3. Кочетков Л.М., Журба В.Н. Капитальный ремонт скважин установками «непрерывная труба» в ОАО «Сургутнефтегаз» // Бурение и нефть. 2008. № 2.

References

  1. Technologic regulations to conduct repair-insulation works with use of “Continuous pipe” assembling during repair of wells with side bores / “SurgutNefteGaz” JSC.
  2. L.M. Kochetkov, K.V. Burdin. Experience of isolating behind-column cross-flows // Times for coiled tubing. 2004, #10.
  3. L.M. Kochetkov, V.N. Zhurba. Overhaul repairs of wells by “Continuous pipe” assembling in “SurgutNefteGaz” JSC // Burenie i neft. 2008, #2.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Кочетков Л.М.

    Кочетков Л.М.

    д.т.н., начальник управления

    Сургутское УПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз»

    Малышев А.Г.

    к.т.н., начальник комплекса по совершенствованию разработки нефтегазовых месторождений ТО «СургутНИПИнефть»

    Журба В.Н.

    Журба В.Н.

    начальник геологического отдела

    Сургутское УПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз»

    Вдовиченко Е.Н.

    заместитель начальника по производству

    НГДУ «Талаканнефть»

    Просмотров статьи: 7517

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru