Борьба с выносом песка при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное  образовательное учреждение высшего профессионального образования

 «Уфимский государственный  нефтяной технический университет»

Кафедра "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений"

 

 

РЕФЕРАТ

по дисциплине "Основы нефтегазового дела"

на тему: Борьба с выносом песка при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Выполнил: студент гр. БГШ 13-01                                    _________Р.Ф.Фатхутдинов

Проверил:

 старший преподаватель  кафедры РГКМ                        ____________С.Б. Харина

 

Уфа, 2013

СОДЕРЖАНИЕ

 ВВЕДЕНИЕ          3 

1 ВОЗНИКНОВЕНИЕ ВЫБРОСА ПЕСКА                      4

2 ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТОРА ПРИ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИИ   6

3 Потеря эффективности систем предотвращения выноса песка  8

3.1 Причины повреждений систем      10

4 ПРОМЫВКА ФИЛЬТРА           16

5 УКРЕПЛЕНИЕ ПЕСЧАНИКА СМОЛАМИ        21

6 ФИЛЬТР В ФИЛЬТРЕ        24

7 БОРЬБА С ВЫНОСОМ ПЕСКА В БУДУЩЕМ. ВЫВОД   25

8 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ    27

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ [1]

Все большая часть мировых запасов углеводородного сырья приходится на долю продуктивных пластов в слабых породах, подверженных разрушению при разработке, проявляющемуся в выносе песка из скважин. Добыча из многих скважин, вскрывших такие запасы, осуществляется уже намного дольше, чем ожидалось, и дальнейшая их эксплуатация может привести к разупрочнению пластов. По этой причине компании-операторы проявляют растущий интерес к экономически эффективным методам устранения выноса песка из скважин путем ремонта существующих или установки новых систем предотвращения выноса песка там, где они отсутствовали. В этом реферате рассматриваются пескопроявления, возникающие после некоторого периода добычи нефти и газа, методы предотвращения выноса песка и средства, используемые для этого – например, гравийные набивки, намываемые через насосно-компрессорные трубы (НКТ), накладки, изолирующие те или иные участки поверхности фильтра (screen patches), очистка фильтров, раздвижные противопесочные фильтры и установка новых фильтров внутри  поврежденных, - а также весь процесс принятия решений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ВОЗНИКНОВЕНИЕ ВЫБРОСА ПЕСКА

     Добыча флюидов из слабосцементированных пластов практически всегда сопровождается выносом (пескопроявлениями). Это может привести к снижению темпа отбора, повреждению оборудования на поверхности и в скважине и росту эксплуатационных затрат. Песок образуется в результате двухступенчатого процесса под действием сдвиговых напряжений, разрушающих породу пласта. Пластовые флюиды затем переносят выкрошенный песок в ствол скважины, из которого он выносится на поверхность или оседает где-либо в скважинной системе. С миграцией песка также связаны и фазовые изменения флюида, особенно при прорывах воды. Было сделано множество попыток точно объяснить взаимосвязь между прорывом воды и разрушением пласта. Одно из объяснений заключается в том, что, поскольку большинство песчаных продуктивных пластов смачивается водой, прорыв воды вызывает падение капиллярного давления из-за повышенного насыщения смачивающей фазой. Поскольку капиллярное давление удерживает зерна вместе, прорыв воды способствует выносу песка. По сути, низкая водонасыщенность пласта соответствует высокому капиллярному давлению, а отсутствие воды- нулевому капиллярному давлению, потому что в этом случае имеется только одна жидкая фаза.

      Другая теория говорит о том, что при прорыве воды через пласт происходит снижение относительной нефте- и газопроницаемости. Операторы-разработчики реагируют на это увеличением депрессии на пласт для поддержания уровня добычи углеводородов, что инициирует перемещение мелких частиц в пласте. Вода также увеличивает вязкость добываемых флюидов и повышает гидравлическое сопротивление скелета породы, увеличивая одновременно несущую способность поровой жидкости и помогая, таким образом, проталкивать мелкие частицы сквозь пласт. Наконец, большинство специалистов сходятся во мнении, что взаимосвязь между прорывом воды и выносом песка изучена плохо и, вероятно, обуславливается целым рядом факторов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТОРА ПРИ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИИ [1,3]

 

С началом разрушения пласта и при появлении признаков перемещения песка (или других твердых частиц) через пласт оператор может принять решения снизить дебит до уровня, при котором вынос частиц невозможен, предпринять меры по удалению  выносимого песка или создать барьер (по сути – фильтр) для предотвращения попадания пластового песка в ствол скважины. Для остановки или хотя бы замедления потока песка при минимальном воздействии на уровень добычи оператор должен сделать выбор из нескольких механических способов предотвращения выноса песка, например, решить, следует ли применить гравийные набивки, используемые в обсаженном или необсаженном стволе, набивки, создаваемые путем форсированного нагнетания воды (high-rate water packs), набивки, формируемые при гидравлическом разрыве пласта – ГРП (по технологии «frac pack»), или же можно установить фильтры без набивки. Кроме этого, в случае применения схем заканчивая без фильтров можно провести химическую обработку умеренно сцементированных пластов. Для этого используются проппант (заполнитель трещины) со смоляным покрытием, который стабилизирует призабойную зону, при этом сохраняя ее проницаемость достаточной для притока флюидов.

  Решения по предотвращению  выноса песка, которые могли быть  приемлемыми на момент строительства  скважины, могут стать неэффективными  с течением времени и при  изменении скважинных условий, как  в случае заканчивания открытого  горизонтального ствола. Благодаря  конструкции таких компоновок  риск пескопроявления во многих  скважинах с таким заканчиванием  крайне низок на начальном  этапе добычи, но он увеличивается  примерно до 50% при давлениях, близких  к значению, при котором эксплуатация  скважины становится нецелесообразной.

 Меры, принимаемы оператором  при первых признаках выноса  песка, практически всегда зависят  от экономических факторов. При  раннем начале выноса песка из высокопродуктивной зоны стоит осуществить, например, повторное заканчивание или забуривание бокового ствола, а если скважина приближается к своему пределу рентабельности, может оказаться полезным не предпринимать вообще ничего и просто извлечь все возможные оставшиеся запасы до того, как скважина заполнится песком и перестанет давать приток. Во всех ситуациях между этими крайними случаями инженеры должны найти баланс между экономической эффективностью и технологическими возможностями. Получаемая выгода должна сравниваться с эксплуатационными затратами, и решение о возможности ремонтных операций и методах их проведения во многих случаях также принимается с учетом профиля скважины, доступности ремонтных технологий, механизма разрушения пласта, а также географического положения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ПОТЕРЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА[1,2,5]

Меры по восстановлению систем предотвращения выноса песка сконцентрированы на определении оптимального метода ремонта скважин, добыча из которых оказалась нарушена из-за внезапного пескопроявления или повреждения изначально установленных устройств для борьбы с выносом песка. Особое внимание к оптимальности обусловлено тем фактом, что система должна выбираться не только по ее способности максимизировать период безопасной добычи за весь срок эксплуатации скважины. Поскольку компоновки заканчивания с предотвращением выноса песка являются сложными системами, решение об их эффективности или неэффективности зачастую субъективно. Например, при возрастающем выносе песка оператор может выбрать вариант с простым ограничением дебита. Такой подход может оказаться приемлемым, если результирующее снижение депрессии на пласт приведет к ослаблению пескопроявления до уровня, при котором оно может быть остановлено имеющимся противопесочным фильтром или гравийной набивкой. С другой стороны, при нежелательном снижении дебита для остановки выноса песка могут быть приняты более энергичные меры..

  Другие методы оценки  эффективности предотвращения выноса  песка носят более объективный  характер. Неправильно примененные  или неподходящие процедуры могут  стать причиной повреждения фильтров  или неэффективного размещения  гравийных набивок, включая и  набивки, намываемые по технологии  «frac pack», что приведет к повреждению всей системы на ранней стадии добычи или даже в самом ее начале. Использование неприемлемых процессов и несовместимых материалов, которое иногда продиктовано неправильным представлением об особенностях продуктивного пласта, может привести к коррозии, эрозии и другим механическим повреждениям. Если фильтры или набивки используются дольше, чем позволяет их срок службы или рабочие условия, для которых они были изначально разработаны, то система в конце концов выйдет из строя. Возникшие во время установки дефекты, которые могли быть незначительными и, возможно, никогда бы не привели к осложнениям за весь прогнозный период эксплуатации скважины, могут существенно сказаться, если этот период становится дольше расчетного. В другом случае, фильтры могут потерять функциональность при непредвиденном темпе выноса твердых частиц или отклонении их размера от предполагаемого (рис. 1).

Рисунок 1 – Поврежденный фильтр

  Повреждения систем  предотвращения выноса песка  чаще всего связано либо с  противопесочным фильтром, предназначенным  для удерживания гравия, либо  – при заканчивании только  с фильтром – с призабойной  зоной пласта. Как правило, фильтры  теряют функциональность в результате  работ по добыче или заканчиванию.

 

Причины повреждений

Причины повреждений могут быть разделены на следующие категории:

• Дестабилизация гравийной набивки в кольцевом пространстве из-за чрезмерной скорости потока через перфорационные каналы;
• Эрозия фильтра;
• Коррозия фильтра;
• Локальные очаги повреждения, появившиеся из-за потока вокруг забитых фильтров или неправильного размещения гравийной набивки в кольцевом пространстве;
• Смятие фильтра под действием сжатия;
• Смятие фильтра из-за забивания.

Эти механизмы часто могут быть задействованы одновременно, приводя к общему повреждению системы. Особенно это относится к случаям проявления механической неустойчивости набивки в кольцевом пространстве при наличии эрозии или коррозии. При таком варианте гравийная набивка в кольцевом пространстве или перфорационных каналах теряет устойчивость и смещается, создавая зазоры, через которые с высокой скоростью протекают пластовые флюиды. Частицы песка в этом высокоскоростном потоке ударяются о фильтр, провоцируя и ускоряя его эрозию. Время, за которое фильтр выходит из строя, зависит от скорости флюида, угла натекания потока, размера и концентрации частиц песка, длительности воздействия потока и свойств флюида, таких, как плотность и вязкость. Ускорение повреждения секций фильтра, уже ослабленных коррозией, происходит по такому же механизму (рис. 2).

Процесс коррозии начинается независимо и со временем может привести к повреждению фильтра  даже без дестабилизации набивки. Коррозия представляет особую угрозу для фильтров, установленных в сильно наклоненных или горизонтальных интервалах ствола.

Рисунок 1 – Эрозионное повреждение

 Кислота, применяемая  при обработке гравийной набивки, перемещается в нижнюю часть  ствола и остается там в  течение всего периода эксплуатации  скважины. Чаще всего коррозия  проявляется в фильтрах, изготовленных  из неправильно выбранных материалов, например, из аустенитных сплавов, которые повержены точечной коррозии, щелевому растрескиванию и коррозионному  растрескиванию под действием  напряжений в присутствии хлоридов  и кислорода. Коррозия также может  возникнуть в результате неправильной  очистки или неэффективного удаления  бурового раствора после установки  фильтра (рис. 3).

Аустенитные сплавы – это нержавеющие стали, содержащие хром и никель, а также иногда марганец с азотом. Как правило, всюду, кроме некоторых химических сред, аустенитные сплавы устойчивы к коррозии, в том числе точечные сплавы .

Рисунок 3 – Коррозия фильтра

Существует и несколько иной механизм повреждения фильтра, который связан с повышением скорости потока при его фокусировании на небольшой площади. Когда большие участки фильтра оказываются забитыми, поток пластовой жидкости может проходить только через немногие оставшиеся незагрязненными зоны фильтра с примыкающими к ним фильтрационными протоками наименьшего сопротивления. При  этом существенно повышается скорость фильтрационного потока, что создает, по отраслевой терминологии, локализованные очаги повреждения. Такие очаги повреждения могут также появляться из-за недостаточно плотного размещения гравийных набивок, когда в набивках остаются пустоты. Через эти пустоты, почти как в случае с дестабилизированной гравийной набивкой, поток флюида с большим содержанием частиц песка направляется к небольшому участку фильтра. Пустоты в гравийной набивке наблюдаются даже тогда, когда объем песка, закачанного в кольцевое пространство и перфорационные каналы во время создания гравийной набивки, равен или даже превосходит рассчитанный заполняемый объем. Подобное расхождение обычно связано с размывами по стволу скважины, которые формируют дополнительный объем, не учтенный при изначальных расчетах.

Еще один механизм повреждения противопесочного фильтра проявляется при равномерном забивании фильтра по всей длине, когда локальные очаги повреждения не образуются, но возникают нагрузки, вызванные высоким давлением, приводящие к смятию фильтра (рис. 4).

 Смятие также может  произойти в результате сжатия  ствола скважины. В первом случае  осложнение часто вызывается  неправильным выбором размеров  щелей фильтра и размеров частиц  гравийной набивки, что позволяет  мелким частицам песка проходить  через набивку, но улавливаться  фильтром. (Мелкая фракция может  включать различные материалы, такие, как глины и алевриты. Подвижные глины чаще всего представлены каолинитом или иллитом. Миграция мелких частиц приводит к закупориванию поровых каналов в околоскважинной зоне частицами и, взвешенными в добываемом флюиде, что снижает продуктивность скважины. Причиной обеих ситуаций может быть неправильное представление о породе-коллекторе, хотя варинат со сжатием ствола и вызванным им смятием фильтра иногда учитывается в конструкции скважины. Даже когда давление недостаточно для смятия фильтра, в скважине может произойти падение добычи до неприемлемого уровня, если фильтры становятся непроницаемыми. Для ликвидации подобного осложнения фильтры должны быть подняты на поверхность либо очищены на месте.

     Срок службы системы предотвращения выноса песка зависит от ее типа. Например, в компоновках заканчивания с фильтром без набивки чистота повреждений начинает увеличиваться через 2-3 года. Этот срок для гравийных набивок в обсаженном стволе составляет 6-8 лет, а гравийные набивки в открытом стволе и набивки по технологии «frac pack» остаются неповрежденными намного дольше – практически до конца срока эксплуатации скважины, если исключить из рассмотрения ранние повреждения.

     Этот факт можно объяснить тем, что последние два вида набивок начали широка применяться лишь недавно и, возможно, в будущем тенденция к увеличению частоты повреждений будет выявлена и в этих системах. Кроме того, в отличие от двух других систем, гравийные набивки в открытом стволе и набивки по технологии «frac pack» устанавливаются под высоким давлением, которое вдавливает гравий в пустоты в околоскважинной зоне. Это давление, вероятно, запирает поток из высокопроницаемых пропластков, который в ином случае мог бы фокусироваться на малой площади и вызывал бы ускоренное повреждение фильтров. Набивки по технологии frac pack» традиционно применяются в Мексиканском заливе. Статистика системам может исказить общую картину данных, поскольку они используются для создания трещин в перемычках и объединения потоков флюидов из нескольких песчаниковых пластов. При этом приток из высокопроницаемых пропластков распределяется по большему участку набивки и потоковая нагрузка на фильтр уменьшается. И, наконец, для скважин в Мексиканском заливе принята практика быстрого дренирования продуктивной зоны и перехода к следующей зоне. Из-за этого фильтры перестают использоваться до того, как произойдет их конструктивное или эксплуатационное повреждение.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ПРОМЫВКА ФИЛЬТРА  [5]

В последние годы под влиянием высоких затрат, усложняющегося обеспечения морских буровых установок и растущего числа подводных скважин операторы испытывают большую потребность в методах внутрискважинных работ без использования буровой установки для решения проблемы забивания фильтров подвижными мелкими частицами. Одним из решений, предложенных сервисными компаниями, стала закачка через колонну НКТ химических растворов, полученных из растворов для удаления отложений с внутренней поверхности эксплуатационной колонный НКТ.

Месторождение Бижупира в бассейне Кампус у побережья Бразилии, разрабатываемое компанией Shell, - первое шельфовое месторождение в стране, оператором которого является иностранная компания. Первая нефть на месторождении была получена в августе 2003 г. К 2004 г.  добыча вышла на постоянный уровень около 50000 барр./сутки (8000 м3/сутки), а затем снизилась до 15000 барр./сутки (2400м3/сутки) менее чем за два года. Полагали, что такой быстрый спад добычи связан с увеличением обводненности и снижением дебита. На месторождении пробурено семь добывающих скважин, но основная добыча осуществлялась только трех (Q, T и S). Все они давали практически безводную нефть при обводненности менее 10%. Общий объем добычи из этих трех скважин упал с пиковых 40000 барр./сутки до 8000барр./сутки. Спад в скважинах Q и T был постепенным и постоянным во времени с эксопоненциальной скоростью 60% в год, а в скважине S он произошел внезапно во время плановой обработки для удаления отложений путем тампонирования скважины с заколонным пакером с использованием процедур и веществ, успешно применявшихся на других скважинах месторождения.

К концу 2004г. Регулярный мониторинг скважин подтвердил, что такие спады добычи не связаны со снижением пластового давления из-за наличия разобщенных зон. Анализ, проведенный инженерами компании Shall, показал, что скважины оказались повреждены. Рассмотрев множество возможностей, специалисты пришли к выводу, что наиболее вероятной причиной этого являлась миграция пластовых частиц через гравийные набивки с неправильно выбранным размером зерен. Пластовые частицы проходили сквозь такие набивки общей длиной более 600 м и забивали противопесочные фильтры. Хотя наличие отложений считалось вторичной и значительно менее вероятной причиной, было принято решение провести двухступенчатую обработку скважин с учетом обоих вариантов. Сначала проводилась обработка закачкой растворителя отложений (сульфата бария ВаSO4) через колонну ГНКТ, а затем – кислотная обработка для удаления мелких частиц из скважинных фильтров с гравийной набивкой и из гравийной набивки в прискважинной зоне.

Перед этим были проведены испытания, чтобы убедиться, что кислота и другие химические реагенты не повредят пласт, материалы компоновки заканчивая или надводное оборудование судна для добычи, хранения и отгрузки нефти, на которое поступает скважинная продукция. Кислотная обработка должна была быть спланирована таким образом, чтобы сероводород (H2S)  не образовывался, но при этом растворялись отложения солей в НКТ или минеральные вещества в пласте. Жидкость для обработки также должна была быстро откачиваться из скважины без срыва текущих работ на FPSO. Наконец, по плану требовалось адекватное распределение химических реагентов по протяженным горизонтальным участкам ствола, чтобы обеспечить равномерную обработку фильтров и пласта.

Для решения проблем совместимости закачиваемой кислоты с материалом турели FPSO в качестве рабочей платформы использовалось буровое судно. Кислота прокачивалась непосредственно сквозь фильтры с помощью колонны ГНКТ, что сняло вопрос о возможном повреждении кислотой уплотнений в компоновке подводного заканчивания или в скважине. Шансы равномерно обработать  ствол по длине гравийных набивок и оптимально очистить противопесочные фильтры возросли благодаря использованию системы струйного удаления отложения Jet Blaster, спускаемой в составе забойной компоновки колонны ГНКТ (рис. 5).

Рисунок 5 – Система Jet Blaster

Такая конфигурация также обеспечивает передачу энергии жидкости на точке закачки, поэтому кислота способна дойти до нижних участков открытого ствола. При использовании ГНКТ изменяется относительное время контакта кислоты в отдельных зонах, что оказывает влияние на сложное соотношение между скоростью изменения скин-фактора в каждой зоне и распределением кислоты в стволе.

Инженеры признали, что возможным недостатком применения ГНКТ  в данном случае является ограничение скорости закачки, особенно если глубина обработки существенно от нее зависит. С помощью программного комплекса системы струйного удаления отложений Jet Advisor было проведено моделирование для определения самых подходящих давления и расходов, чтобы обеспечить оптимальные режимы давления и потока, а также постоянную скорость вращения струйных сопел. Кроме того, для проверки сил и напряжений в колонне ГНКТ и гидродинамических условий в стволе использовалась программа планирования и оценки ГНКТ CoilCADE.

С помощью программы геохимического моделирования Virtual Lab были оценены возможные повреждения пласта, вызываемые вторичными и третичными реакциями между всеми используемыми компонентами. Непрерывно замешивались порции соляной кислоты; жидкая плавиковая кислота HF не использовалась, поскольку она образовывалась при реакции между соляной кислотой HCl и гидродифторидом аммония NH5F2.  Загрязнение пласта мелкими частицами обычно происходит в пределах  радиуса 3-5 футов от ствола, но также может иметь место и в гравийной набивке. Для растворения скоплений мелких частиц в песчаниках используются смеси с плавиковой кислотой HF. Целью обработки карбонатных пластов является не растворение, а, скорее, диспергирование мелких частиц в каналах, поэтому в качестве жидкости для обработки используется соляная кислота HCl.

Сначала в каждой скважине проводилась обработка растворителем отложений для снижения устьевого давления. Кислотная обработка осуществлялась сразу после возврата растворителя на поверхность FPSO. На первом этапе кислотной обработки закачивалась муравьиная кислота, и при ее контакте с пластом устьевое давление снизилось до 0,344 МПа в скважине Q и до нуля в двух других скважинах. Устьевое давление в скважине Q упало до нуля во время основной обработки перед снижением гидростатического давления (Табл. 1).

Таблица 1 – Двухступенчатая обработка трех скважин на месторождении

После очистки ствола были проведены испытания, показавшие, что продуктивность всех трех скважин возросла примерно в 10 раз. Перед обработкой в скважинах велась механизированная добыча при депрессии около 14 МПа. После обработки они стали фонтанирующими, а депрессия снизилась до 2-3МПа. Изначально планировалось ограничить риск миграции мелкой фракции путем ограничения депрессии и поддержания добычи из каждой скважины на уровне 950 м3/сутки. Все три скважины введены в эксплуатацию с общим объемом добычи нефти 2780 м3/сутки. Однако через несколько месяцев стабильной добычи компания Shell стала увеличивать дебит, и к октябрю 2006 г. Производительность скважины S достигла примерно 1100 м3/сутки. В остальных скважинах такое повышение добычи было получено еще через несколько месяцев. К марту 2007г. скважины давали около 8000барр/сутки, а испытание на скин-эффект подтвердили отсутствие каких-либо признаков миграции мелких частиц.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 УКРЕПЛЕНИЕ ПЕСЧАНИКА СМОЛАМИ [3, 4]

При применении компоновок заканчивания без фильтров выносу песка из пластов препятствуют, использую смолы и системы предотвращения выноса проппанта. Заканчивание без фильтров требует применения комплексного подхода, включающего весь спектр геофизических исследований пластов, перфорирование, внутрискважинные работы с использованием ГНКТ, кислотную обработку породы-коллектора, укрепление пласта смолами, оптимизированный ГРП с контролем выноса проппанта и предотвращение миграции мелких частиц. Основной причиной применения систем заканчивания без фильтров является то, что они могут спускаться через колонну НКТ без затрат на буровую установку. Они характеризуются меньшим скин-фактором по сравнению с традиционными системами с гравийной набивкой и не ограничивают доступа в скважину. На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, системы заканчивания без фильтров особенно хорошо подходят для первичного заканчивания благодаря своей экономичности и способности препятствовать миграции мелких частиц без ущерба продуктивности.

Указанные характеристики делают системы без фильтров пригодными для повторного спуска в скважину – для извлечения оставшихся разбуренных запасов в песчаных пластах. Их применение еще более эффективно, когда эти запасы совсем уж невелики, чтобы экономически оправдать использование буровой установки. Например, определив практически полное забивание фильтра 40/60 с гравийной набивкой мелкими частицами на скважине в Адриатическом море, компания-оператор Eni сначала изолировала имевшуюся компоновку заканчивания и провела повторное перфорирование фильтра с помощью перфораторов, спущенных на кабеле. Затем этот интервал подвергся ГРП по технологии концевого экранирования и на перфорированном участке был установлен фильтр, спущенный через НКТ. При гидроразрыве высокопроницаемых пластов предпочтительнее создавать широкие и высокие трещины, а не глубоко проникающие в пласт. Этого можно добиться с помощью концевого экранирования сразу после открытия трещины и ее проникновения на требуемое расстояние от ствола. Модификатор поверхности способствовал предотвращению миграции мелких частиц и забиванию гравийной набивки. Еще одна скважина на этом месторождении вышла из эксплуатации из-за сквозной эрозии скважинного фильтра  для заканчивания по технологии «frac pack» , вызванной действием выносимого песка и проппанта. В скважине был проведен повторный ГРП через отверстие  в фильтре, а проппант был обработан смолой для закрепления на месте. Это устранило повреждение фильтра без уменьшения зоны притока.

Компания Chevron успешно использовала системы закачивания без фильтров, поставленные компанией Schlumberger, в шести скважинах на месторождении в Мексиканском заливе, находящемся на поздней стадии разработки, и значительно увеличила доход от своих капиталовложений. Методика отработки оставшихся разбуренных запасов, примененная для каждой из этих скважин, включала перфорирование с оптимизированной зоны пласта, ГРП с концевым экранированием и предотвращение выноса мелких частиц. Укрепление песка во всех шести скважинах было проведено с использованием фурановой смолы К300, а в последних трех – на основе результатов обработки третьей скважины  - применялся ингибитор мелкой фракции. Первые заканчивания без фильтров показана на (рис. 9).

Рисунок 9 – Первые заканчивания без фильтров

 Операции по восстановлению  контроля песка через колонну  НКТ проводятся для ремонта  поврежденных систем предотвращения  выноса песка, а также для обеспечения  возможности извлекать не вовлеченные  в разработку запасы из пластов, в интервале которых требуется  установка таких систем. Последнее  особенно привлекательно  для  операторов, поскольку такие запасы  часто не разрабатываются из-за  относительно небольшого объема, что делает их нерентабельными, если для заканчивания зон  с такими запасами требуется  использование буровой установки. Изолировав сначала нижние истощенные  пласты, компания осуществила заканчивание  без фильтров за колонной НКТ  и обсадной колонной в интервале  между установленными эксплуатационными  пакерами и двумя гравийными  набивками в истощенных зонах.

6 ФИЛЬТР В ФИЛЬТРЕ [5]

Раздвижные противопесочные фильтры – относительно новые устройства для борьбы с выносом песка. Их достоинствами при заканчивании открытым стволом являются простота установки и, поскольку в них нет фильтрующего материала, обеспечение низкого скин-фактора. Эти характеристики делают раздвижные фильтры эффективным средством борьбы с поступлением песка, что показал пример континентального  месторождения Ниунго в Габоне, где требовалось предотвратить вынос песка из сильно разуплотненного пласта песчаника с проницаемостью от0,5 до 2 дарси.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 БОРЬБА  С ВЫНОСОМ ПЕСКА В БУДУЩЕМ. ВЫВОД [1]

Активная борьба с выносом песка привлекает все больше внимание в отрасли. Существенный рост цен на нефть и газ и уменьшающееся число новых крупных месторождений придают все больший смысл разработке оставшихся запасов старых месторождений и увеличивают их потенциальную ценность. Операторы, старающиеся избежать рисков и высоких затрат, связанных с приращением запасов путем технологически сложной и дорогостоящей разработки глубоководных и других труднодоступных объектов, считают восстановление продуктивности имеющихся активов особенно привлекательным. Как следствие, компании, ранее больше старавшиеся избавиться от объектов на поздней стадии разработки, вместо того, чтобы направлять свои силы на их восстановление, сегодня трудноизвлекаемые запасы в коллекторах, склонных к пескопроявлениям, могут счесть основным источником прироста запасов.