РЕЗУЛЬТАТЫ ЛИКВИДАЦИИ ПРИТОКОВ ВОДЫ В СКВАЖИНАХ, ДРЕНИРУЮЩИХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ

Введение. Сложные геолого-физические и технологические условия разработки газоконденсатных месторождений Крайнего Севера приводят к тому, что они преждевременно обводняются пластовыми водами. Одним из факторов, влияющих на процесс обводнения «валанжинских» скважин, является качество цементирования. Выявлено, что основное обводнение скважин происходит по причине нарушения герметичности заколонного пространства. На основании результатов работ по ликвидации водопритоков в скважинах Берегового и Уренгойского месторождений опробована двух- и трех композиционная технология доказавшая повышение успешности ВИР.
Материалы и методы исследований. Промысловая практика проведения мероприятий по ликвидации притоков воды (ЛПВ) в скважинах показала эффективность технологии по двух-трехсоставной схеме. На начальном этапе выполнения ЛПВ применяется гидрофобизирующий реагент, обладающий избирательной фильтруемостью в наиболее проницаемые и обводненные интервалы пласта. Затем закачивается водоблокирующий состав с высокой термостабильностью на основе силикатов щелочных металлов (жидкое стекло) или составы на основе полиакриламида и др. К составам с различными физико-химические свойствами предъявляются требования надежной изоляции прорыва пластовой воды. На заключительном этапе первые две композиции закрепляются составом с высокой адгезионной способностью к породе (на цементной основе с различными композиционными добавками) для усиления водоизоляционного экрана.
Результаты исследований и их обсуждение. Для ликвидации водопритоков в скважинах несмотря на разницу геологического строения между Уренгойским и Береговым месторождениями, применяемые композиции обладают текучестью (низкой вязкостью) с сохранением ее стабильности в процессе выполнения полного цикла мероприятий. Опыт работ показал перспективность технологии, направленной на успешность ЛПВ в «валанжинских» скважинах. Период гелеобразования регулируется и составы устойчивы к разбавлению пластовыми водами. Результаты предыдущих ремонтов скважин в 2015 году Уренгойским УИРС показали низкую успешность около 30%. Малая эффективность связана с недостаточным давлением закачки на конечном этапе изоляционного состава в пласт и др. Проведение ЛПВ в «валанжинских» скважинах по внедряемой технологии с применением многокомпонентной добавки на основе биополимеров показала эффективность. При этом происходит сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта. Так в 2016 году успешность ВИР увеличилась и составила 70%. Получен эффект от выполнения по этой же технологии ВИР на скважине № 252 Берегового месторождения с применением комплексной добавки.
Выводы. Таким образом, на основе результатов ликвидации притоков воды в скважинах, дренирующих валанжинские газоконденсатные залежи Берегового и Уренгойского месторождений усовершенствованная двух- и трех композиционная технология доказала успешность. Также определены перспективные изоляционные композиции направленные на результативность ЛПВ. Применение технологии с многокомпонентной добавкой на основе биополимеров доказало свою эффективность. Так в 2016 году успешность ВИР на «валанжинских» скважинах Уренгойского месторождения увеличилась и составила 70%. По данной технологии были выполнены ВИР на скважине № 252 Берегового месторождения. В результате ликвидации заколонных перетоков из нижележащего водоносного горизонта получен положительный эффект. Данная скважина в настоящее время работает в газосборный коллектор.

1. Алиев З.С., Мараков Д.А. Влияние гидродинамической связи между пропластками неоднородного по толщине пласта на размещение горизонтального ствола // Нефть и газ: опыт и инновации 2020 Т.4 № 1 С.24-31.

2. Ваганов Е.В., Левитина Е.Е. и др. Опыт проведения ВИР на скважинах, эксплуатирующих газоконденсатные залежи Берегового месторождения // Наука. Инновации. Технологии 2021 № 1 С. 27–38.

3. Иванова М.С., Инякина Е.И., Краснов И.И., Инякин В.В., Влияние горно-геологических условий на отработку запасов углеводородов // Горный журнал 2019 № 2 С.10–12.

4. Краснов И.И., Ваганов Е.В. и др. Диагностика источников водопритока и песпективы технологий ограничения прорыва воды в скважины // Нефть и газ: опыт и инновации 2019 № 1 С.20-34.

5. Леонтьев Д.С., Клещенко И.И. и др. Технология проведения водоизоляционных работ в газодобывающей скважине с применением колтюбинга // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ 2020 № 6 С.75–85.

6. Инякина Е.И., Катанова Р.К. и др. Изучение влияния остаточной нефти на пластовые потери конденсата на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении // Наука. Инновации. Технологии. 2021 № 1 С.39–52.

7. Колев Ж.М., Краснов И.И., Ваганов Е.В. Моделирование и обоснование ограничения водогазопритоков в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи // Нефть и газ: опыт и инновации.2021 Т.5 № 1 С.3–21.

8. Лакупчик А.В., Ишков А.А., Сохошко С.К. Технология изоляции межпластовых перетоков в условиях горизонтального ствола нефтяных скважин // Нефть и газ: технологии и инновации: материалы Национальной научно-практической конференции В 2 т. Тюмень, 2021 С.143–146.

9. Саранча А.В., Левитина Е.Е., Есиков С.Н. Применение различных технологий эксплуатации самопроизвольно останавливающихся газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера // Наука Инновации Технологии 2019 № 3 С.7–18.

10. Сингуров А.А., Нифантов В.И., Пищухин В.М., Гильфанова Е.В. Технологии и составы для водоизоляционных работ в газовых скважинах // Вести газовой науки 2014 №4 (20) С.75–80.

11. Сохошко С.К. Профиль притока к пологому стволу газовой скважины на стационарном режим // Нефтепромысловое дело. 2016 № 5 С.26–29.

12. Томская Л.А., Краснов И.И., Мараков Д.А. и др. Изоляционные технологии ограничения газопритоков в нефтяных скважинах месторождений Западной Сибири // Вестник Северо-Восточного федерального университета им.М.К. Аммосова 2016 № 3 (53) С.50–60.

13. Vaganov E.V., Tomskaya V.F., Krasnov I.I. , Alsheikhly M.J.Z. Experience in developing oil and gas deposits with horizontal wells located near the gas processing plant // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering Сер «International Conference on Extraction, Transport, Storage and Processing of Hydrocarbons and Materials, ETSaP 2020», 2020 Vol.952(1), P. 012035.

14. Meleshkin A.V., Elistratov D.S. Influence of the water level in the work area on the hydrate formation process // MATEC Web of Conferences : 2018 Heat and Mass Transfer in the Thermal Control System of Technical and Technological Energy Equipment, HMTTSC 2018, Tomsk, 24–26 апреля 2018 года Tomsk: EDP Sciences, 2018 P 01038 DOI 10.1051/matecconf/201819401038.

15. Gadjiev D., Kochetkov I., Rustanov А. Mathematical Modeling of Gas and Water Cone Formation at an Oil Well // Advances in Intelligent Systems and Computing (см в книгах) 2020 Vol. 1116 AISC P.758–772 DOI 10.1007/978-3-030-37919-3_75.

16. Solovyov N.A., Valeev A.F., Salikhov A.O. Automated system for substantiation of commercial production recovery from water-flooded gas wells // International Review of Automatic Control 2018 Vol.11 No 3 P.107–112 DOI 10.15866/ireaco.v11i3.13670