“Дослідження нових енергозберігаючих екологічно безпечних технологій видобування та транспортування вуглеводнів”

Багато газових та газоконденсатних родовищ розробляються на пружноводонапірному режимі, що супроводжується природним і закономірним обводненням пластів і свердловин. Сьогодні робота більшості свердловин вступила в четвертий період, у якому має місце накопичення води у стовбурі, що потребує примусового її видалення, очищення свердловин від рідини.

Накопичення води у стовбурі газової чи газоконденсатної свердловини відбувається прискорено у четвертому періоді, внаслідок чого робота свердловини переходить на режим нульової продуктивності газорідинного піднімача. Прискорення накопичення води (газоконденсату) відбувається внаслідок зниження дебіту газу і підвищення вибійного тиску, в результаті чого в умовах спільної роботи з пластом свердловини “захлинається” водою і її робота припиняється (“самоглушиться”) [1].

Обводнення свердловин призводить до зменшення газонасиченої товщини продуктивного розрізу і фазової проникності для газу в працюючих газонасичених пластах за рахунок перетікання води з обводнених пластів. В обводнених газових і газоконденсатних свердловинах відбуваються значно більші втрати тиску в насосно-компресорних трубах (НКТ), ніж при русі тільки газу. В результаті обводнення свердловин зменшуються дебіти газу аж до повного припинення природного фонтанування. Для отримання високих значень коефіцієнтів газовилучення необхідно забезпечити стабільну експлуатацію видобувних свердловин за наявності рідини в пластовій продукції [2].

Всі методи боротьби із обводненням газових свердловин можна розділити на три групи [3]. Методи першої групи основані на попередженні надходження води на вибій свердловини і включають:

селективне розкриття газоносних пластів;

ізоляційні роботи для від’єднання обводнених пропластків, установки екранів в пластах із підошовної водою, ліквідації заколонних перетоків води і негерметичності експлуатаційної колони;

експлуатацію свердловин із заниженими дебітами газу, при яких виключається надходження на вибій пластової води;

обробку привибійної зони газовіддаючих пластів з метою зменшення робочих депресій на пласт.

Одним із основних методів контролю за обводненням газових свердловин Астраханського ГКР є гідрохімічний метод. В основі даного методу лежить відмінність хімічного складу підошовних і технрогенно-конденсаційних вод. Реєстрація зміни хімічного складу останніх в процесі розробки родовищ дозволяє вирішувати наступні задачі: контролювати початок і динаміку обводнення свердловин, уточняти положення газоводяного контакту, вибирати оптимальний режим експлуатації свердловин, розпізнавати суміші вод і розрізняти тип обводнення свердловин.

Ознаками появлення у продукції свердловини підошовної води можна вважати підвищену мінералізацію вод, які виносяться – до 150 г/л, густина вод які виносяться – до 1,05-1,08 г/см3 і найголовніше, високий вміст у воді калій-іона – до 400-700 мг/л і більше.

Критерієм по якому можна вважати воду підошовною, являється близькість її фізико-хімічних властивостей до властивостей води, отриманих із свердловини п’єзометра 623-Н, розкритий продуктивний пласт на 112 м нижче газоводяного контакту.

Основним ускладненням визначення дати поступлення пластових (підошовних) вод є те, що разом з газом із пласта можуть виноситися залишкові (слабозцементовані), останцовые води і води, які віджимаються із глинистих пластів всередині покладу, а також глини, які перекривають і підстилають поклад. Щоб відрізнити перше поступлення підошовних вод в експлуатаційну свердловину від залишкових, останцовых і віджимаючих із глин, необхідно продовжити нагляд за зміною фізико-хімічних властивостей виносимих вод із свердловини. При цьому слід мати на увазі, що об’єктивних гідрохімічних критеріїв для розпізнання перелічених вище типів вод при близьких фізичних властивостей і хімічному складі і даний час немає.

Аналіз промислових досліджень виконаних на багатьох газових і газоконденсатних родовищах Росії, показав, що частка підошовних вод у воді, яка виноситься із свердловини, у часі зазвичай зростає, а частка залишкових вод, останцовых і віджимаючих із глин зменшується. Таким чином між сумарним відбором газу і часткою підошовних вод існує пряма залежність, а часткою залишкових, останцовых і віджимаючих від глин – обернена. Це також підтверджується аналізами сольового складу водноорганічних проб води по ряду свердловин Астраханського ГРК. Крім того, залишкові води виносяться із покладу в малих кількостях довгий час, а останцовые – у великих кількостях короткий проміжок часу. Побічною ілюстрацією цього положення є відсутність підошовної води в продукції деяких свердловин, тобто не виключена можливість, що частина води в обводнених свердловинах являється внутрішньо пластовою: останцовой чи залишковою.

Слід відмітити, що на більшості газових родовищ Росії гідрохімічний контроль здійснюють по хлор-іону. Астраханське родовище має специфічні умови розробки, які не позволяють в повному обсязі використовувати даний компонент в якості показника водопроявлення в свердловинах. Це пов’язано регулярним проведенням соляно-кислотних обробок (СКО). Винесення продуктів СКО призводить до різкого збільшення вмісту хлор-іону в рідкій фазі продукції свердловини, яка може досягнути величини характерних для пластових вод. Отже, використання іона хлору для контролю за водопроявленням в свердловинах Астраханського ГКР досить ускладнене, що визвало необхідність створення іншого гідрохімічного показника, достатньо надійного для специфічних умов даного родовища.

Більшість компонентів складу води чітко не вказують на пластові водопроявлення. Так, високі значення густини, загальної мінералізації, вміст хлору і натрію можуть бути зумовлені винесенням фільтрату бурового розчину. При винесенні продуктів СКО в пробах також підвищується вміст хлору , кальцію, гідрокарбонатів, значення густини і загальної мінералізації.

Для вибору достовірного індикатора пластових водопроявлень Астраханського ГКР використано позитивний досвід гідрохімічного контролю на Оренбургському ГКР поклад якого також приурочений до карбонатних відкладень, а в свердловинах проводиться СКО, так як і в Астраханському ГКР. На Оренбургському ГКР для визначення вмісту пластової води в рідкій фазі продукції газових свердловин використовується калій-іон. Калій в умовах Оренбургського ГКР являється надійним індикаторм підошовних вод, так, як вміст його в рідкій фазі продукції газових свердловин не залежить від процесів