Решение проблем выноса песка из продуктивных слоев Приразломного месторождения

Problems’ solving of sand production from producing strata of prirazlomnoe field

N. MOGUTOV, «RN-Yuganskneftegas» Co Ltd.

Об опыте борьбы с пескопроявлением в условиях высоких температур и низкой проницаемости пластов Приразломного месторождения.

On experience against sand showings under conditions of formation’s high temperatures and low permeability.

Приразломное месторождение расположено в пределах Сургутского, Ханты-Мансийского и Нефтеюганского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. От города Нефтеюганска удалено к юго-западу на 90 км, от поселка городского типа Пойковский – на 50 км.

Особенности геолого-физического строения

Изучение территории, включая район Приразломного месторождения, началось с геолого-геоморфологической съемки с применением аэрофотосъемки с 1949 по 1954 гг. В 1955 г. были проведены: аэромагнитная съемка, в 1956–1957 гг. — гравиметрическая съемка и определены общие закономерности геологического строения.

Условно площадь месторождения в современном понимании можно поделить на две части: восточную, приходящуюся на лицензионный блок ОАО «НК «Роснефть», и западную, приходящуюся на лицензионный блок ООО «Газпром нефть» Верхне-Шапшинского месторождения.

В пределах установленного контура нефтеносности месторождения находятся несколько локальных поднятий. В прогибе между Лемпинским и Верхне-Шапшинским поднятиями в 1972 г. была пробурена поисковая скважина 47Р. Скважина бурилась на юру. При испытании пласта ЮС0 в интервале 2889 – 2955 м была получена нефть дебитом 0,68 м3/сут, при Рзаб= 19,1 Мпа.

В 1977 г. пробурены две разведочные скважины — 108Р, 101r, которые вскрыли юрские отложения. При испытании скважины 101r из баженовской свиты был получен приток нефти 4,8 м3/сут, при испытании скважины 108Р, из пласта ЮС0 был получен приток нефти 1,05 м3/сут.

В последующие годы основное внимание и объем разведочного бурения сосредоточились на изучении нефтеносности пласта ЮС0 (баженовская свита). В 1982 г. в результате испытания пласта БС4 в скважине 154Р Приразломной площади получен фонтан нефти дебитом 4,8 м3/сут на 2 мм штуцере. Кроме того, в скважинах 188Р, 189Р, 160Р из горизонта АС11 получены смешанные притоки пластовой воды с нефтью. Получены небольшие притоки нефти из горизонта БС4-5 (скважины 160Р, 191Р) и пласта АС11 (скважина 191Р). Следует отметить, что результаты опробования пласта показали значительную неоднородность скважин по их продуктивности и сложное геологическое строение обнаруженной залежи нефти.

В 1983 г. в пределах присводовой части Алексинского локального поднятия пробурена скважина 198Р, где из горизонта БС4-5 получен фонтан нефти дебитом 48 м3/сут на 6 мм штуцере. Таким образом, в пределах Приразломной площади Салымского месторождения открыты залежи в горизонтах БС4-5 и АС11.

Первоначально был открыт горизонт БС4-5 в 1982 г. Впоследствии он стал основным эксплуатационным объектом на Приразломном месторождении. Всего на Приразломном ЛУ на сегодняшний день пробурены 1643 скважины, из них 80 – поисково-разведочных.

В процессе исследования разведочных скважин произведено более 140 замеров пластовой температуры в интервале глубин 1500 – 3118 м. По 45 скважинам рассчитаны значения глубинного теплового потока и выполнен расчет распределения температур по разрезу от 500 до 3000 м. В кровле пласта АС4 (2249 – 2424 м, абс. отм. минус 2187 – 2377 м) температура составляет 70 – 115°С; в кровле пласта БС4 (2424 – 2592 м, абс. отм. минус 2362 – 2542 м) — 80 – 120°С; в кровле баженовской свиты (2805 – 2959 м, абс. отм. минус 2754 – 2912 м) — 93 – 142°С; в кровле пласта ЮС2 (2896 – 3018 м, абс. отм. минус 2851 – 2970 м) — 95 – 145°С. Температура в кровле фундамента изменяется от 108 до 155°С. На рис. показана зависимость температур от глубины в скважинах Приразломного месторождения.
Рис. Зависимость температур от глубины, замеренной в скважинах Приразломного месторождения
Характеристика пласта БС4–5

Особенностью коллекторов пласта БС4–5является его достаточно сложное литолого-петрофизическое строение. Присутствуют мелкие изолированные межгранулярные открытые поры и мелкие открытые поры, а также единичные тупиковые открытые поры, отмечаются регенерация кварца, коррозионно-расширенные поры, возможно наличие микропористости за счет раскристаллизации каолинита.

Наиболее высокие значения фильтрационно-емкостных свойств обусловлены наличием первичных поровых каналов, усиленных интенсивными процессами коррозии, увеличивающими первичную межзерновую пористость.

Пористость по всем исследованным образцам меняется от 1,4 до 21,2%. Проницаемость в пласте БС4–5меняется в пределах от 0,01*10-3 мкм2 до 127*10-3 мкм2 при среднем значении 6,8 *10-3 мкм2. Распределения Кпр для песчаников однородных, слоистых и карбонатизированных близки между собой. Коэффициент остаточной водонасыщенности меняется от 18,2 до 99,5%.

Особенности разработки

Исходя из особенностей геолого-физического строения, указанных выше, и строится стратегия разработки Приразломного месторождения. Важно развивать новые методы увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, поскольку традиционные подходы дают низкие коэффициенты нефтеизвлечения (КИН). Одной из причин, снижающих производительность добывающих скважин, являются разрушение призабойной зоны и вынос пластового песка, осложненного высокой пластовой температурой (>100°C). Последствия выноса песка приводят к снижению дебитов из-за образования песчаных пробок, разрушению обсадных колонн, затратам на частые профилактические ремонты, а иногда – к авариям, связанным с износом глубинно-насосного оборудования.

Механизм выноса песка достаточно сложный и плохо изученный процесс. Причины, по нашему мнению, можно разделить на две группы:
  1. Факторы, вызванные особенностями геологического строения пластов и физико-химическими свойствами горных пород; степень сцементированности породы пласта; характер добываемой жидкости (флюида); внедрение вод в залежь и растворение цементирующего материала с последующим его вымыванием.
  2. Технические и технологические факторы, обусловленные технологией бурения и заканчивания скважин, конструкция забоя, величины депрессий и репрессий на пласт.
Проблема выноса песка осложняется тем, что борьбу с ней начинают вести на поздней стадии – стадии эксплуатации скважин, когда прискваженная зона пласта (ПЗП) сильно дренирована, в то же время известно, что проведение работ по предотвращению пескопроявлений на стадии заканчивания скважин бурением дает значительные результаты. Но увеличение затрат на капитализацию объекта не позволяет провести данные мероприятия при строительстве каждой скважины.

Пути решения задач по ликвидации пескопроявлений (ЛПП)

Основные методы эксплуатации пескопроявляющих скважин делятся на две группы:
  • методы эксплуатации скважин с выносом песка на поверхность с пластовой жидкостью;
  • методы предотвращения выноса песка из пласта в ствол скважины.
Первый является более затратным и подразумевает применение дорогостоящих насосных установок, различных видов песко- и шламоуловителей, что в конечном счете не приводит к значительному увеличению межремонтного периода (МРП) и к отказу от профилактических ремонтов скважин с промывками песчаных пробок и очистке ПЗП от мехпримесей.

На наш взгляд, более эффективны методы борьбы с пескопроявлениями, в основе которых заложен принцип предотвращения выноса песка в скважину. С этой целью применяются технические, технологические и химические методы крепления и удержания пород в призабойной зоне пластов и их комбинации:
  • технические (механические): установка скважинных фильтров;
  • технологические: ограничение депрессии на пласт, применение устройств плавного запуска для погружных центробежных насосных установок (ЭЦН);
  • химические: закачка в пласт различных закрепляющих реагентов;
  • профилактические: очистка ПЗП, контроль за количеством взвешенных частиц (КВЧ) в процессе эксплуатации.
Высокую эффективность показал механический метод (как за рубежом, так и в отечественной промышленности) – применение скважинных фильтров. Но его применение возможно только на стадии бурения (о чем говорилось выше), поэтому при решении проблем ликвидации пескопроявлений (ЛПП) на Приразломном месторождении мы не рассматриваем.

Описание решений задач по ликвидации пескопроявлений с применением химических методов

Применение фенолрезорциноформальдегидных смол (различных марок и технических наименований) для решения задач по ликвидации пескопроявлений известно с 1980 г. Однако область их применения ограничивалась пластовыми температурами до 90°С. В данной работе рассматривается новая полимерная композиция (рабочее наименование – смола ФРФ-50 (t-110). Данная полимерная изоляционная композиция представляет собой термореактивный вспенивающийся состав на основе фенольной смолы и включает в себя жидкий смоляной компонент и порошковый отвердитель-газообразователь. Оба компонента стабильны при хранении в течение года. Изоляционная композиция приготавливается смешением смоляного компонента и отвердителя в соотношении 100 – 10÷15 масс. ч. Смесь стабильна при обычной температуре (комнатной) в течение до 2 суток. Отверждение с заметной скоростью происходит при температурах свыше 95°С. Скорость отверждения и прочность получаемого отвержденного материала регулируются количеством отвердителя. Одновременно с отверждением происходит разложение газообразователя (порообразователя) со вспениванием смоляного компонента и увеличением объема до 10 раз; таким образом, происходят отверждение и фиксация вспененного материала. Скорость отверждения и вспенивания критически зависят от температуры – чем выше температура, тем быстрее происходят эти процессы, и тем прочнее конечный отвержденный материал. Вспененный материал образуется как в заколонном пространстве, так и в объеме слабосцементированной породы в результате проникновения (закачки) изоляционной композиции в пласт. При этом происходит закрепление породы пористым связующим материалом, стойким к воздействию пластовых вод, нефти, углеводородов. При необходимости снижения вязкости смоляного компонента (при работе в условиях низких температур окружающей среды) используются полярные высококипящие растворители типа этиленгликоля, этилцеллозольва.

Работы по данной технологии ЛПП достаточно просты, легко реализуемы в промысловых условиях и производятся в следующей очередности:

производятся обвязка тампонажной техники с устьем скважины; смена объема на технологическую жидкость без гидрофобизаторов и опрессовывается лифт НКТ; пакер с хвостовиком устанавливаются на заданную глубину (хвостовик 50÷100 м); затворяется дисперсный порообразователь-отвердитель в смоле расчетного объема; закачивается в НКТ на циркуляции расчетный объем (обычно 2,0÷l2,5 м3) начальной буферной оторочки, затем смола с порообразователем-отвердителем, конечная буферная оторочка между средами, прокачивается раствор планового удельного веса; производится посадка пакера и при закрытом затрубном пространстве продавливается изоляционная композиция в интервал пласта, затем срывается пакер и делается промывка обратной циркуляцией; поднимается пакер с хвостовиком на безопасную высоту (150 м). Скважина остается под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации на 24 час. Затем производят дальнейшие работы по спуску глубинно-насосного оборудования, либо геофизические работы согласно плану работ по скважине.

По данной технологии в рамках опытно-промышленных испытаний, согласно решению технического совещания ООО «РН-Юганскнефтегаз», проведены в III квартале 2012 г. обработки на двух скважинах (№№965 и 5691) Приразломного месторождения. Показатели работы данных скважин до обработки были следующими:

№5691 – Qж – 45÷50 м3 , КВЧ – 600÷700 мг/л, средняя наработка на отказ – 60 сут;

№965 – Qж – 55÷60 м3 , КВЧ – более 1300 мг/л, средняя наработка на отказ – 100 сут.

На сегодняшний день показатели работы скважин следующие:

№5691 – Qж – 40 м3 , КВЧ – 300÷400 мг/л, скважина на текущую дату отработала более 230 сут – находится в работе;

№965 – Qж –20 м3 , КВЧ – 700÷800 мг/л, скважина на текущую дату отработала более 148 сут и была остановлена для проведения оптимизации – находится в работе.

В дальнейшем предусмотрено продолжение наработки данной технологии путем тиражирования ее на 20-ти скважинах/кандидатах Приразломного месторождения, обладающих наиболее сложными геолого-техническими характеристиками.

Выводы и рекомендации

Анализируя данные режимов работы скважин, отметим следующее: при проведении работ по технологии ЛПП с применением смолы ФРФ-50 (t-110) происходит снижение дебита скважин по жидкости на 12÷25%, снижается почти в 2 раза КВЧ, наработка увеличивается более чем в два с половиной раза. Таким образом, потеря в суточном дебите нефти не только компенсируется, но и превосходит изначальные показатели – путем увеличения объема добычи нефти за счет количества безостановочных дней работы скважин. Также положительным фактором является сам МРП – снижается количество ремонтов скважин, что, соответственно, снижает затраты на проведение данных работ.

Результаты проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) были представлены на техническом совете ООО «РН-Юганскнефтегаз» и признаны успешными.

Основываясь на лабораторных испытаниях и учитывая результаты ОПИ по ликвидации пескопроявлений, необходимо отметить большой потенциал данной технологии для проведения работ по предупреждению выноса проппанта после проведения работ по гидроразрыву пластов.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Могутов Н.А.

    Могутов Н.А.

    начальник сектора ОТКРС

    ООО «РН-Юганскнефтегаз»

    Просмотров статьи: 7618

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru