7.3 Предупреждение осложнений при эксплуатации скважин

Опыт эксплуатации газовых скважин в условиях низких температур показывает, что основные осложнения связаны с образованием гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и устьевом оборудовании в период прогрева скважины после ее пуска, а также с возникновением межколонных газопроявлений.

Для предотвращения образования гидратов производится закачка в скважину ингибиторов гидратообразования (диэтиленгликоля, метанола, раствора хлористого кальция). Подача ингибиторов гидратообразования на кустовые площадки и к скважинам осуществляется за счет обустройства стационарных коммуникаций или путем монтажа на кустовых площадках оборудования для хранения ингибиторов и подачи их в скважины.

На период пусковых работ подачу ингибитора гидратообразования можно обеспечивать передвижной насосной установкой. По мере падения пластовых давлений и температуры следует предусмотреть подачу ингибитора гидратообразования к устью скважины по метанолопроводам от УКПГ.

В процессе эксплуатации скважин нередки случаи появления межколонных газопроявлений, возникающих по различным геологическим, техническим или организационным причинам. Для предотвращения заколонных перетоков газа из в конструкции скважины предусмотрен удлиненный кондуктор. Кроме того, эксплуатационная и лифтовые колонны выполнены с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа RS Bear (VAM TOP) и НКМ. В случае, если несмотря на принятые меры, межколонные газопроявления присутствуют, то решение о возможности их эксплуатации или ремонте следует принимать только после изучения природы этих проявлений. Эксплуатация скважин с межколонными газопроявлениями может производиться только по регламенту, разработанному для данного месторождения.

7.4 Рекомендации по обустройству эксплуатационных скважин

Устье скважины обвязывается манифольдом, в состав которого должны входить устьевой клапан-отсекатель, быстросъемное сужающее устройство, прямоточные задвижки. Устье скважины должно быть оборудовано двумя задавочными линиями с обратными клапанами и быстросъемными соединениями, а также при необходимости метанолопроводом.

Куст газовых скважин должен быть оборудован факельной линией с вертикальным или горизонтальным факельным устройством (ГФУ), а также измерительной установкой типа «Надым-2» или сепаратором. Газосборный коллектор от скважин куста должен быть выполнен в подземном исполнении.

Кустовая площадка должна быть оборудована фундаментами под подъемные агрегаты для капитального ремонта скважин, якорями под оттяжки подъемных агрегатов, емкостями под технологические растворы для аварийного глушения и ремонта скважин, а также иметь подъездные пути. В целях предотвращения загрязнения кустовая площадка эксплуатационных скважин должна быть обвалована.

7.5 Мероприятия по интенсификации притока к забоям скважин

7.5.1 Освоение скважин

Выполнение работ по освоению эксплуатационных скважин должно производиться в соответствии с требованиями СТП 39-21-003-2001 «Освоение скважин в условиях пластовых давлений близких к гидростатическим и техногенно сниженным» (г. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2002 г.).

Первичное вскрытие продуктивных пластов Т₁ и Т₂ планируется производить на полимерглинистом буровом растворе, поэтому после перфорации производится очистка ПЗП методом обратных промывок газоконденсатом или раствором хлористого натрия с противодавлением на различных режимах по замкнутому циклу. Снижение противодавления производится ступенчато через 0,2 – 0,3 МПа.

Величина допустимых депрессий выбирается из условий:

- если проницаемость коллектора равна или меньше 300,010^-3 - 500,010^-3 мкм², допустимая депрессия должна составлять от 0,65 до 0,83 МПа;

- если проницаемость коллектора равна или более 500,010^-3 мкм², то допустимая депрессия должна составлять от 0,35 до 0,55 МПа.

Оптимальная депрессия определяется по результатам гидродинамических исследований. Продолжительность отработки скважины на факел до чистого газа, но не более 72 часов. Освоение скважин можно проводить и с помощью колтюбинговой установки [11].

7.5.2 Интенсификация притока

Исходя из геологического строения месторождения, вещественного состава пород-коллекторов и учитывая наличие полимерглинистых, после первичного вскрытия, кольмотантов для интенсификации притока в газовых скважинах необходимо предусмотреть физико-химические методы, в частности глинокислотные и щелочно-кислотные обработки с предварительными кислотными или щелочными ваннами.

Интенсификацию притоков газа можно проводить с помощью колтюбинговой установки [12].

Для разрушения полимерглинистой составляющей фильтрата бурового раствора или самого раствора, рекомендуется обработку ПЗП проводить композицией на основе глинокислоты и гипохлорита кальция (Патент РФ № 2247234).

Для более действенного и кратного увеличения дебита рекомендуется проведение ГРП на скважинах с толщиной продуктивного пласта более 10 м [13], [14].

Гидроразрыв на скв. Р-35 предлагается проводить одновременно на пластах Т₁ и Т₂. Общая толщина указанных пластов составляет 56м, включая глинистую перемычку между пластами. Для разрыва пород такой толщины требуется провести большеобъемный ГРП, который характеризуется большими объемами проппанта и рабочих жидкостей, а так же большими расходами жидкости разрыва. Высокая концентрация проппанта требует повышенной пескоудерживающей способности для жидкости-проппантоносителя. Потери на трение при закачке проппанта могут быть снижены добавлением понизителей трения в рабочую жидкость. Кроме того, небольшая глубина залегания пластов способствует снижению потерь на трение.

Расчета процесса ГРП на скважине Р-35 приведен в приложении 1. Эта скважина выбрана в связи с тем, что она новая и технически пригодная. После проведения ГРП дебит увеличивается в 2,08 раза, что говорит об эффективности ГРП.

Приложение 1