Борьба с выносом песка при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

     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.