Путиловское месторождение

Введение

В связи с повышением ценности невосстанавливаемых  запасов нефти и стремительным  ростом стоимости ремонта скважин  во всем мире уделяется особое внимание правильному первоначальному заканчиванию скважин. Максимальная надежность и продуктивность приобретают особое значение для скважин, расположенных в море или в труднодоступных местах. Добиться надежности и продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески не сцементированы или, иначе говоря, склонны к разрушению. Механизм выноса песка необычайно сложен, на него оказывает влияние каждая операция при заканчивании скважины (от первоначального вскрытия пласта долотом до освоения скважины для отбора или закачки).

В настоящей главе дается общее  рассмотрение этой сложной технологии, которая будет более подробно изложена в следующих главах. На фактических примерах демонстрируется  множество серьезных последствий  неконтролируемого выноса песка  из пласта, которые можно предотвратить, применяя соответствующие методы задержания песка. Рассматриваются следующие вопросы:

1. Причины, заставляющие бороться с песком: снижение производительности скважин, разрушение обсадной колонны, щелевых фильтров и другого оборудования, очистка добываемого продукта от песка и проблема удаления этого песка.
2. Факторы, определяющие, в каких случаях необходимо применять средства задержания песка.
3. Принципы выбора между механическими и химическими методами задержания песка.
4. Особенности методов бурения и цементирования скважин и выбор соответствующих жидкостей для вскрытия пласта и закан- чивания скважины, позволяющие предупредить возникновение осложнений из-за выноса песка.

1.Геология

Путиловское месторождение в административном отношении расположено в Нефтекумском районе Ставропольского края, в 40 км к северо-востоку от г. Нефтекумска, который является районным центром Ставропольского края. Ближайшими месторождениями являются Зимняя Ставка (5 км северо-восточнее), Пушкарское (3,5 км восточнее), Озек-Суатское (5,5 км южнее). Право на пользование недрами Путиловского месторождения принадлежит НК «Роснефть-Ставропольнефтегаз» (лицензия СТВ № 0815 НЭ от 27.05.2005 г.

Месторождение Путиловское было открыто  в ноябре 1979 года. На 01.01.2007 на площади  пробурено шесть скважин: № 1, 2, 3, 4, -поисковые, № 5-разведочная и № 1 Затеречная параметрическая. Залежь нефти в VII₃ пласте нижнеюрских отложений была открыта при испытании в скважинах № 2, 3. Залежь нефти VIII₂ пласта нижнемеловых отложений была открыта при испытании в скважине № 5.

Запасы нефти и растворенного  газа категории С₁ месторождения Путиловское были оперативно подсчитаны и поставлены на баланс в 1992 году по VII пласту нижней юры и в 1994 году по VIII пласту нижнего мела. Балансовые запасы нефти по месторождению составляют 1059 тыс. т., начальные извлекаемые - 273 тыс. т, растворенного газа 22 млн. м³.

Эксплуатация  осуществляется на основании составленных в 2004 году Анализа разработки и прогноза технологических показателей по месторождению Путиловское. Данный «Анализ разработки…» рассмотрен на заседании ЦКР (протокол № 3213 от 22.09.2004 г.) с принятием уровней добычи нефти на срок до 2006 года включительно [11].

Начальные балансовые запасы нефти категории  В+С₁ по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ, составляют 1059 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти категории С₁ по месторождению – 273 тыс.т. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,258 от начальных балансовых запасов, утвержденных ГКЗ РФ. Всего в эксплуатации перебывало 3 добывающих скважины. По состоянию на 01.01.2007 г. в действующем фонде находятся 2 добывающие скважины № 3, 4 эксплуатирующие залежь нефти пласта VII нижнеюрских отложений, скважина №5, эксплуатирующая залежь VIII₂ нижнемеловых отложений находится в консервации. За 2006 год добыто  8,9 тыс. т нефти при средней обводненности продукции скважин на конец года 54,1 %. Текущий КИН составляет 0,047 при утверждённом 0,258, остаточные извлекаемые запасы нефти категории С₁ составляют 223 тыс.т.

Недропользователь – ООО «РН - Ставропольнефтегаз». Лицензия выдана на право пользования  недрами с целью геологического изучения и добычи нефти на Путиловском  месторождении без ограничения  по глубине – СТВ № 13299 НЭ от 13.09.2005 г. (срок окончания действия лицензии 07.06.2026 г. )

Анализ  эксплуатации залежи показывает, что  для полной выработки остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения  необходимо интенсифицировать процесс  разработки путем уплотнения сетки  добывающих скважин практически  посредством бурения новой скважины на отложения нижнего мела, бурения 2-го ствола в скв.3, 4 залежи нижнеюрских  отложений и расконсервацией  скважины № 5 и бурения в ней 2-го ствола.

Таким образом, назрела острая необходимость в  создании нового проектного документа, в котором должна быть дана объективная  оценка современного состояния разработки, намечены возможные пути выработки  остаточных извлекаемых запасов  нефти, дан прогноз добычи нефти  и других технологических показателей  разработки на заключительной стадии эксплуатации месторождения.

Настоящий проект разработки выполнена в соответствии с требованиями «Регламента составления  проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39-007-96  [1] и «Методическими указаниями по геолого-промысловому анализу  разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39.0-110-01 [2].

Отчет состоит  из двух томов: том I – текстовая часть, табличные приложения, том II – графические приложения.

Первичная геолого-промысловая информация по скважинам месторождения для  проведения анализа текущего состояния  разработки предоставлена ООО «РН  – Ставропольнефтегаз».

Авторы  «Проекта разработки…» выражают искреннюю  благодарность за оказание всесторонних консультаций и рекомендаций главному геологу ООО «РН - Ставропольнефтегаз»  В.В. Горбунову, начальнику технологического отдела геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений Д.В. Томашеву и всей геологической службе ООО  «РН - Ставропольнефтегаз».

Месторождение Путиловское расположено на Терско-Кумской  низменности (Ногайская степь). Местность  представляет собой обширную  низменную  полупустынную равнину, абсолютные отметки рельефа меняются от +40 до +73 м. На территории месторождения распространены курганы, высотой 3-4 м. Путиловское месторождение расположено в эрозионно-опасном районе. Широкое развитие получила ветровая эрозия почв, действию которой подвержено 95 % от общей площади территории Ставропольского края.

Путиловское месторождение в административном отношении расположено в Нефтекумском районе Ставропольского края, в 40 км к северо-востоку от г.Нефтекумска. Климат района континентальный теплый. Зима умеренно мягкая.

В 1971 г. между нефтяными месторождениями Урожайненское и Озек-Суат (юго- и юго-западнее Путиловского месторождения), была заложена параметрическая скважина 1-Затеречная, результаты бурения которой позволили уточнить геологическое строение рассматриваемого района.

С 1977 г. началось планомерное проведение сейсморазведочных работ МОГТ в пределах Ставропольского края, в том числе и по Путиловскому поднятию.

В 1978 г. Путиловская площадь была подготовлена к поисково-разведочному бурению (с.п. 1/77). В1979  г. пробурили поисковые скважины 1 и 2, которые были заложены в сводовых частях северного и южного куполов, выделенных по результатам сейсморазведочных работ 2Д.

В 1990-1991 гг. на Путиловском месторождении  пробурены поисково-разведочные  скважины 3 (северный купол) и 4 (южный  купол). Обе скважины по результатам опробований подтвердили промышленную нефтеносность пласта VII₃ нижнеюрских отложений.

С 1991 г. Путиловское месторождение введено в эксплуатацию работой на пласт VII₃ нижней юры скважин № 3 и № 4.

В 1992 г. была пробурена разведочная скважина 5 (северный купол) с целью уточнения геологического строения Путиловского участка и выявления залежей в юрских отложениях. При испытании нижнемеловых отложений в скважине № 5р из пласта VIII₂ получен промышленный приток нефти дебитом 36 м³/сут. После 1993 г. до настоящего времени поисково-разведочных работ на территории Путиловского месторождения не проводилось. Таким образом, по состоянию на 01.01 2006 г. на Путиловском месторождении пробурено четыре поисковых скважины (1п, 2п, 3п, 4п) одна разведочная (5р) и одна параметрическая (1-Затеречная). Все скважины кроме № 1-Затеречной находятся в пределах лицензионного участка Путиловского месторождени

Начальные балансовые запасы нефти категории  В+С₁ по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ, составляют 1059 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти категории С₁ по месторождению – 273 тыс.т. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,258 от начальных балансовых запасов, утвержденных ГКЗ РФ. Всего в эксплуатации перебывало 3 добывающих скважины. По состоянию на 01.01.2007 г. в действующем фонде находятся 2 добывающие скважины № 3, 4 эксплуатирующие залежь нефти пласта VII нижнеюрских отложений, скважина №5, эксплуатирующая залежь VIII₂ нижнемеловых отложений находится в консервации. За 2006 год добыто  8,9 тыс. т нефти при средней обводненности продукции скважин на конец года 54,1 %. Текущий КИН составляет 0,047 при утверждённом 0,258, остаточные извлекаемые запасы нефти категории С₁ составляют 223 тыс.т.

1.1.Гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования с целью определения  фильтрационных параметров нижнеюрских  отложений проводились на месторождении  Путиловское в скважинах № 3, 4 в 1990 году. Начальное пластовое давление в скважинах было определено по результатам  двух измерений и равно 34,9 МПа. Начальная  продуктивность по залежи была равна 9,3 м³/(сут х МПа).

Начальный дебит нефти был определен  по результатам 4 измерений, и средняя  величина его была равна 22,2 т/сут.

Пластовая температура по результатам двух измерений была равна 130°С.

Величина  газового фактора была равна 96,8 м³/т. Коэффициент проницаемости по VII пласту отложений нижней юры был равен 14,4 х10^-15 м².

Результаты  исследований приведены в таблице1.1

В 1993 году в скважине № 5 проводились исследования VIII₂ пласта нижнемеловых отложений. Начальное пластовое давление по залежи было определено по результатам трех измерений и равно 28,7 МПа. Начальная продуктивность по залежи была равна 7,8 м³/(сут х МПа).

Начальный дебит нефти был определен  по результатам трех измерений, и  средняя величина его была равна 20,8 т/сут.

Начальная пластовая температура была определена по результатам трех измерений. Её величина была равна 132° С. Величина газового фактора была равна 65,2 м³/т. Коэффициент проницаемости по VIII пласту отложений нижнего мела был равен 450 х10^-15 м².

Результаты  исследований приведены в таблице  1.1

Таблица 1.1 – Результаты гидродинамических исследований скважин Путиловского

месторождения

 1.2.Геологическое строение месторождения и залежей

По нефтегазогеологическому  районированию Путиловское месторождение  относится к Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области Северо-Кавказско-Мангышлакской  нефтегазоносной провинции. По районному  разделению областей месторождение  расположено в Восточно-Манычском  нефтегазоносном районе

В тектоническом  отношении Путиловское месторождение  расположено в восточной зоне Манычских прогибов (элемент I порядка) в пределах Шана-Худукской впадины (элемент III порядка), входящей в структуру более высокого порядка - Арзгирского прогиба (элемент II порядка).

В пределах Путиловского месторождения в юрском нефтегазоносном комплексе продуктивность установлена в горизонте VII нижнеюрских отложений, который разделен на пласты: VII₁, VII₂, VII₃, VII₄ и VII₅. Из них продуктивными, по данным интерпретации ГИС и опробований в скважинах, являются только три - VII₁ (приток нефти получен в скважинах № 2п, 3п и 4п), VII₂ (приток нефти с газом получен в скважине № 3п) и VII₃ (приток нефти получен в скважине № 4п). Общая толщина пласта VII₁ - 30-37 м, пласта VII₂ – 12-23 м, пласта VII₃ – 13-17 м.

Горизонт  VII сложен алевролито-песчанными пачками, разделенными прослоями аргиллитов. Разделение на отдельные пласты обусловлено наличием глинистых перемычек и разными водонефтяными контактами. Покрышкой служат выше залегающие отложения аргиллитов средней юры.

На Путиловском  месторождении продуктивность установлена  в пласте VIII₂ нижнего мела по результатам испытаний скважины № 5р. Покрышкой залежи служат глинисто-аргиллитовые отложения пласта VII. Альбаптские отложения сложены песчаниками и глинами

На Путиловском  месторождении осадочный чехол  представлен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Все  пробуренные на месторождении скважины № 1п, 2п, 3п, 4п, 5р и 1-Затеречная вскрыли триасовые отложения.

Палеозойская группа Каменноугольная  система. Наиболее древние осадочные отложения, встречающиеся в геологическом разрезе месторождений Ставропольского края - породы каменноугольного возраста. На Путиловском месторождении эти отложения не вскрыты. Характерной особенностью пород каменноугольной системы на месторождениях Ставрополья является их значительная метаморфизация и дислоцированность

Пермская система. На каменноугольных отложениях с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы позднепермского возраста. По данным бурения соседних месторождений отложения представлены в объеме куманской свиты верхней перми, которая имеет трёхчленное строение и подразделяется на три подсвиты.

Мезозойская группа Триасовая система Нижний отдел триаса представлен нефтекумской, култайской и демьяновской свитами. Нефтекумская свита сложена серыми, темно-серыми известняками, сильно трещиноватыми, с включениями кальцита и, местами, пирита с прослоями серых, темно-серых аргиллитов. На Путиловском месторождении вскрытая толщина нефтекумской свиты в скважине № 1 составляет 835 м, в скважине 2 - 552 м. Демьяновская свита представлена темно-серыми карбонатными аргиллитами с прослоями алевролитов, мергелей, глинистых известняков и песчаников.

Среднетриасовые отложения залегают с перерывами на отложениях нижнего триаса и представлены породами анизийского и ладинского ярусов. Анизийский ярус в своей нижней части сложен известняками серыми, зеленовато- и тёмно-серыми до чёрных, пелитоморфными и микрозернистыми, глинистыми, доломитизированными, с прослоями мергелей, известковистых аргиллитов и алевролитов. Отложения ладинского яруса представляют собой, в основном, переслаивание известковистых аргиллитов и алевролитов.

Юрская система Юрские отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на отложениях среднего триаса. Нижний отдел юры характеризуется песчано-алевролито-глинистым составом. В пределах нижнеюрских отложений выделяют горизонты  VI, VII, VIII+IX алевролито-песчаные по составу и отделённые друг от друга аргиллитовыми прослоями. Среднеюрские отложения в объеме  горизонта V представляют собой почти монолитную мощную пачку серых некарбонатных разнозернистых песчаников с включениями гальки, с прослоями гравелитов и алевролитов. Общая толщина среднеюрских отложений составляет, в среднем, 30 - 50 м. Верхний отдел юры присутствует в разрезе в неполном составе и представлен только III и IV горизонтами. Литологически отложения представлены серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками с включениями галечно-гравийного материала и с прослоями серого алевролита. Толщина отложений 30 - 40 м .

Меловая система Меловые отложения несогласно залегают на верхнеюрских и представлены нижним и верхним отделами, резко различающимися по составу слагающих их пород.

В подошве  нижнемеловых отложений залегают породы карбонатно-терригенного комплекса  неокома (горизонты XII, XI, X, и IX), которые выше по разрезу сменяются терригенными образованиями апт-альба (горизонты VIII – I).

Отложения берриасского яруса (горизонт XII) представлены песчаниками и алевролитами. Толщина по данным бурения составляет от 16 м (скважина № 2п) до 21 м (скважина № 3п). Валанжинский ярус (горизонт XI) сложен чередующимися карбонатизированными песчаниками, алевролитами, аргиллитами и сильно глинистыми известняками. Общая толщина по скважинным данным составляет 24-29 м.

Готеривский ярус (горизонт X, пласты IX₂ и IX₁) сложен оолитовыми и кристаллическими известняками, чередующимися с мергелями, аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Общая толщина яруса изменяется от 30 до 35 м.

Отложения барремского яруса (пласт IXа) представлены разнозернистыми песчаниками с прослоями гравелитов, известняков, мергелей, аргиллитов и алевролитов. В кровле пласта IXа отмечается повышение карбонатности. Толщина отложений по данным бурения небольшая от 4 до 7 м. Залегающие выше отложения аптского (горизонты V - VIII) и альбского (горизонты I – IV) ярусов характеризуются близким литологическим составом и представлены аргиллито-алевролитовой толщей с прослоями мелкозернистых и кварц-глауконитовых песчаников, содержащих так же конгломераты и редкие известняки. Средние толщины аптского яруса - 230 м, альбского - 345 м.

Верхнемеловые отложения несогласно покрывают  нижнемеловые и характеризуются, преимущественно, карбонатными образованиями.

 Отложения туронского и коньякского ярусов представлены серыми, тёмно-серыми, пелитоморфными известняками с частыми прослоями карбонатных алевролитов. Выше с размывом залегают отложения кампанского яруса, сложенными светло-серыми, почти белыми, плотными, пелитоморфными известняками с прослоями зеленовато-серых карбонатных глин. Ещё выше по разрезу залегают породы маастрихтского яруса, сложенные крепкими, трещиноватыми, со стилолитовыми швами известняками белого цвета [1]. Средняя толщина отложений верхнего мела составляет 190 м.

Кайнозойская система Палеогеновая, неогеновая и четвертичная системы Палеоцен-эоценовая толща сложена карбонатно-терригенными породами. В основании толщи залегают палеоценовые отложения датского яруса, представленные светло-серыми, очень крепкими, трещиноватыми известняками. Толщина палеоцен-эоценовых отложений изменяется от 110 до 130 м. Выше залегает олигоцен-миоценовая толща майкопской серии. В основании серии находятся олигоценовые отложения хадумского горизонта - карбонатные глины с прослоями мергелей. Майкопская серия отличается однородным составом слагающих её глин с прослоями алевролитов и глинистых песчаников. Толщина отложений майкопской серии составляет в среднем 1500 м.

В среднем  миоцене неогеновой системы выделяются чокракский, караганский и конский горизонты, представленные чередующимися алевролитами, песчаниками, глинами и тонкими прослоями мергелей. Верхний миоцен представлен в объеме сарматского яруса и сложен песчанистой серой глиной, с прослоями мергелей.

Плиоценовые отложения представлены в объеме акчагыльского и апшеронского ярусов и сложены глинами, алевролитами, разнозернистыми песками и песчаниками.

Четвертичная система представлена древнекаспийскими и современными отложениями, которые завершают разрез Путиловского месторождения. Литологически отложения сложены глинами, суглинками, песками, супесями.

Общая толщина  неоген-четвертичных отложений составляет 1200 м

1.3.Продуктивные пласты месторождения

Залежь  нефти VIII₂ пласта нижнемеловых отложений выявлена при опробовании скважины № 5 в открытом стволе в интервале 3114-3123 м. получен приток безводной нефти. Залежь литологически экранированная, залегает на глубине 3110 м. ВНК установлен по данным опробования пласта в скважине № 3 на отметке -3086 м, в которой из интервала -3086-3092 м полученприток пластовой воды с пленкой нефти. Положение ВНК горизонтальное. Размеры залежи составляют 2,7х1,3 км, высота 16 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 3 м.

Нефтеносность VII₃ пласта юры выявлена в результате бурения скважины № 2. При опробовании пласта в открытом стволе в интервале 3455-3458 м получен приток нефти 5 м³. Результаты бурения скважин № 3 и 4 подтвердили нефтеносность VII₃ пласта.  Залежь нефти пластовая, сводовая, ориентированная с севера на юг. Водонефтяной контакт установлен по данным ГИС и проведен на гипсометрической отметке -3417,8 м. по нижней отметке нефтенасыщенной части пласта в скважине № 2 -3452,4-3454,8 м ниже этой отметки пласт водонасыщен. Размер залежи 3,8´1,5 км, высота 11 м. Общая толщина пласта изменяется от 4 до 6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 5 м.

Таблица 1.3 – Сведения о геолого-геофизической изученности VIII₂ пласта нижнего мела

1.4.Основные этапы проектирования разработки месторождения

Месторождение было введено в разработку в 1991 году. До 2003 года проектной документации по месторождению не было. В 2003 году был составлен проект разработки месторождения [10]. Объектами разработки были приняты залежи нефти VII пласта нижнеюрских отложений и VIII₂ пласта нижнемеловых отложений. 

В 2004 г был составлен "Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождению Путиловское" [11]. Данный "Анализ разработки…" рассмотрен на заседании ЦКР (протокол №3275 от 10.11.2004 г.) с принятием уровней добычи нефти на срок до 2006 года включительно.

По каждому  объекту разработки рассчитан один вариант дальнейшей разработки. Проектные  технологические показатели разработки месторождения получены суммированием  таких показателей по объектам разработки.

По рекомендованному варианту разработки бурение и обустройство скважин  на залежах не проектировалось.

Залежи  нефти VIII₂ пласта нижнемеловых отложений и VII пласта нижнеюрских отложениий планировалось разрабатывать существующим фондом скважин.

1.5.Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

Залежь  нефти VII пласта нижнеюрских отложений разрабатывалась двумя скважинами (3,4). Они были приняты из бурения в 1991 году. Начальные дебиты скважины № 3 по нефти и жидкости были равны 0,04 и 0,07 т/ сут. Октябрь, ноябрь 1994 года скважина находилась в консервации. В декабре 1994 года она была вновь введена в эксплуатацию. После работы в течение одного месяца скважина бездействовала до 1996 года. В 1996 году скважина работала 27 дней, добыча при этом была равна: нефти 0,041 тыс.т. и жидкости 0,046 тыс.т. В 1997 году скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН). В 1998 году скважина эксплуатировалась 68 дней (из-за отложений парафина), было добыто 0,71 тыс.т. нефти и 0,81 тыс.т. жидкости. В 1999 году скважина работала 213 дней (не было притока жидкости), за это время было добыто 1,65 тыс.т. нефти и 1,89 тыс.т. жидкости. За время эксплуатации в 2000 году (190 дней) из скважины было добыто 1,91 тыс.т. нефти и 2,43 тыс.т. жидкости. В декабре 2000 года произошел порыв нефтепровода, и скважина бездействовала до марта 2001 года. За этот год добыли 1,98 тыс.т. нефти и 2,26 тыс.т. жидкости. С ноября 2001 года по апрель 2002 года скважина бездействовала из-за отсутствия притока жидкости. В 2002 году было добыто 1,97 тыс.т. нефти и 2,04 тыс.т. жидкости.

Скважина  № 4 после бурения в 1991 году была законсервирована. В августе 2001 года скважина была введена в эксплуатацию. Начальные дебиты по нефти и жидкости были равны 13,5 и 15,4 т/сут. Проработав 72 дня, скважина бездействовала до 2002 года из-за отложений парафина на НКТ. В 2002 году скважина работала 61 день.

В августе 2002 года скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН).

Залежь  нефти VIII₂ пласта нижнемеловых отложений разрабатывалась скважиной № 5, которая была принята из бурения 30.06.1993 года. С июня 1993 года по май 2001 года скважина находилась в освоении после бурения. Начальные дебиты по нефти и жидкости были равны 9,5 и 27,1 т/сут.

В сентябре 2002 года скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН), в октябре 2002 года был осуществлен перевод  на ЭЦН.

2 . Методы борьбы с песком в скважине

2.1.Причины, вынуждающие вести борьбу с песком

Вынос песка из пласта наиболее характерен для молодых третичных отложений, особенно миоценовых. Яркими примерами обширных районов осложнений, связанных с выносом песка, являются в США районы Мексиканского залива, бассейн Лос-Анжелеса в Калифорнии (месторождение Уилмингтон), битуминозные пески в Канаде, Индонезия, Нигерия, Тринидада и Венесуэла. Однако вынос песка или разрушение пород возможны и в других отложениях, более древних, чем третичные. Это объясняется тем, что при бурении или в операциях по заканчиванию скважины существующие в пласте начальные напряжения изменяются вследствие смещения стенок скважины, и скелет породы ослабляется. В дальнейшем этот вопрос будет рассмотрен более подробно. 

С помощью химических или механических средств можно предупредить вынос песка из несцементированных продуктивных пластов. Это делается для того, чтобы предупредить или ограничить возникновение потенциально опасных и дорогостоящих осложнений, таких как снижение дебитов из-за образования песчаных пробок на забое, в обсадных трубах, в фонтанных трубах или в шлейфах; нарушение обсадной колонны или фильтра (смятие и эрозия) вследствие удаления породы из зоны, непосредственно окружающей скважину; абразивная эрозия подземного и наземного оборудования; очистка добытого продукта от песка и удаление этого песка. Рассмотрим эти осложнения более подробно.

2.2.Песчаные пробки

При выносе песка в обсадной или  лифтовой колоннах скважины могут образоваться песчаные пробки, которые ограничивают ее производительность. Для восстановления дебитов пробки удаляют, используя обычно желонки или осуществляя промывку через колонну сифонных труб, спускаемую внутрь лифтовой колонны. В тех случаях, когда пробки образуются очень часто, может оказаться более выгодным для поддержания постоянной добычи установить иа забое средства задержания песка. Это является основным при решении вопроса — нужно ли предупреждать разрушение призабойной зоны.