Месторождения севера Тюменской области из-за наличия многолетнемерзлых пород и высокого начального пластового давления разрабатываются скважинами, оснащенными по пакерной схеме. Лифтовая колонна при этом оборудуется комплексами подземного оборудования. При такой схеме скважинная продукция, извлекаемая из пласта, движется по колонне лифтовых труб. Кольцевое пространство между лифтовой и эксплуатационной колоннами изолируется от поступающего в скважину флюида с помощью пакера, который устанавливается на колонне лифтовых труб над кровлей продуктивного пласта. В процессе эксплуатации кольцевое пространство скважины может заполнятся незамерзающей жидкостью.
В данной работе рассмотрены разрезы ачимовских отложений Уренгойского месторождения, которые характеризуется следующими особенностями:
– аномально высокое начальное пластовое давление — 59–61 МПа;
– высокая пластовая температура — 105–115 С;
– низкая проницаемость пород — 0,1–10,0 мД;
Состав добываемого газа и газового конденсата из ачимовских отложений Уренгойского НГКМ не содержит агрессивных компонентов (концентрация CO2 может колебаться от 0,3 до 1,3 %, по текущим данным температура в пласте 100,0 С, давление 60,0 МПа), поэтому применяемые на месторождении комплексы состоят из:
– эксплуатационного гидравлического пакера, устанавливаемого над продуктивным пластом и служащего для герметизации затрубного пространства между эксплуатационной и лифтовой колоннами;
– механического циркуляционного клапана, предназначенного для временного сообщения затрубного пространства скважины с трубным в процессе ее ремонта или освоения;
– посадочного ниппеля, предназначенного для установки в нем клапана-отсекателя в процессе эксплуатации или глухой пробки при ремонте;
– клапана-отсекателя, предназначенного для перекрытия лифтовой колонны в аварийных ситуациях;
– срезного клапана, необходимого для приведения пакера в рабочее состояние.
Для управления комплексом используются специальные инструменты и приспособления, спускаемые в скважину на «канатной технике».
Опыт эксплуатации скважин по пакерной схеме показал, что схема обеспечивает защиту внутренних поверхностей эксплуатационной колонны от абразивного и коррозионного воздействия добываемого пластового флюида и технологических растворов, применяемых при ремонте и техническом обслуживании скважин, дает возможность проведения некоторых видов ремонта скважины без ее глушения. Однако наличие эксплуатационного пакера осложняет проведение исследовательских работ и работ по глушению скважины. В таком случае при глушении запакерованной скважины в кольцевом пространстве под пакером возникает газовая «шапка», для ликвидации которой требуется длительный период времени.
Длительная эксплуатация комплекса в скважине и применение при ее ремонте солевых растворов приводят к отказу циркуляционного клапана на открытие-закрытие и к увеличению усилия, необходимого для извлечения эксплуатационного пакера из скважины. Увеличение усилия, которое необходимо для извлечения пакера, возникает по множеству причин, основными из которых являются:
– заклинивание движущихся узлов пакера из-за длительной эксплуатации;
– выпадение осадка надпакерной жидкости и «присыпание» пакера в кольцевом пространстве скважины.
При невозможности извлечения эксплуатационного пакера на поверхность проводят его частичное разбуривание (наружное обуривание кольцевым фрезом). Извлечение нижней части лифтовой колонны с обуренным пакером проводят с использованием специальных инструментов-ловителей. Такое извлечение пакера весьма трудоемко и требует больших временных затрат.
Отсутствие в составе комплексов телескопического соединения для компенсации температурных изменений длины лифтовой колонны приводит к нарушению герметичности резьбовых соединений лифтовой колонны, а также к негерметичности эксплуатационного пакера. Температурное расширение-сжатие лифтовой колонны, особенно в глубоких наклонно-направленных скважинах, приводит к негерметичности эксплуатационного пакера, т. к. пакер «ползет» по столу скважины. В процессе эксплуатации скважины происходит уменьшение средней температуры и, следовательно, лифтовая колонна будет сжиматься.
В настоящее время процесс эксплуатации фонда скважин выходит на системный уровень. Многие недропользователи внедряют высокие технологии, относящиеся к самым передовым достижениям научно-технического прогресса в нефтедобыче. Интеллектуальные скважинные системы выступают в качестве альтернативы традиционным методам контроля за разработкой месторождений и эксплуатации скважин, несмотря на более высокую стоимость. Наиболее простой и получившей широкое распространение интеллектуальной скважинной системой является непрерывный внутрискважинный мониторинг, позволяющий получить характеристику продуктивного пласта (давление и температуру) в режиме реального времени.
Литература:
- Иванова, М. М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа / М. М. Иванова, Л. Ф. Дементьев, И. П. Чоловский // Москва: Недра, 1985.- 256c.
- Меликбеков А. С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта / Меликбеков А. С. — Москва: Недра, 1967. -141 с.
- Карнаухов, М. Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов / М. Л. Карнаухов //Новые технологии — нефтегазовому региону: материалы Всероссийской с международным участием научно-практической конференции Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. — Т.1 — с. 370–372
