Проблема выноса проппанта и рекомендации по его удалению путём вакуумной очистки для Горшковской площади Приобского месторождения

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является эффективным и распространенным методом интенсификации добычи нефти при разработке низкопроницаемых коллекторов. Развитию данной технологии в

ОАО «НК «Роснефть» способствует ухудшающаяся структура запасов разрабатываемых месторождений. Так, более половины извлекаемых запасов месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», являются трудно извлекаемыми.

Однако в настоящее время даже применение ГРП в наклонно направленных скважинах (ННС) не всегда обеспечивает рентабельность разработки. Например, районы нового бурения на Приобском месторождении - это краевые зоны, представленные низкопроницаемыми коллекторами проницаемостью 10-3 мкм2 и ниже. Дебиты ННС с ГРП в таких зонах составляют 5-20 м3/сут, что часто не обеспечивает окупаемости затрат на их строительство. Одним из способов поддержания рентабельных уровней добычи в ухудшающихся геологических условиях является применение новых систем заканчивания скважин, в том числе горизонтальных скважин с множественными ГРП (ГС с МГРП).

Объектами разработки Приобского месторождения являются три продуктивных пласта: АС10, АС11, АС12. Пласты АС10 и АС11 относятся к шельфовым отложениям барового типа, и характеризуются хорошо коррелируемыми прослоями, пласт АС12 относится к глубоководным морским отложениям, характеризующимся высокими глинистостью и расчлененностью.

С 2000-2001 гг. Приобское месторождение в основном разрабатывается с массовым применением технологии ГРП в ННС.

МГРП были сформулированы основные геологические критерии:

• -    отсутствие пересечения целевого пласта с другими продуктивными пластами для упрощения технологических решений проекта разработки (одновременная разработка двух и более продуктивных пластов по единой сетке скважин с использованием ГС с МГРП трудозатратная и дорогостоящая);

• -    толщина пласта (от кровли до подошвы) не превышает 100 м (технологическое ограничение проведения операции ГРП);

• -    расчлененность пласта на 1 м эффективной толщины более 0,5;

• -    толщина глинистых перемычек между прослоями не более 3-4 м.

В качестве базовой технологии многостадийного ГРП в ГС была выбрана одна из технологий спуска многосекционной компоновки с портами (муфтами) для закачки проппанта, разделенными в затрубном пространстве пакерами. Такая технология обеспечивает выполнение многостадийных операций ГРП в необ-саженном стволе, позволяет использовать упрощенное заканчивание скважины без цементирования и перфорации хвостовика [1].

Известно, что в продуктивном пласте при нагнетании в него под высоким давлением технологических жидкостей (сначала «подушки», а затем несущей жидкости с проппантом), происходит раскрытие естественных и образование искусственных трещин, которые затем закрепляются с помощью проппанта. Требуемая геометрия трещины определяется дизайном ГРП. Как правило, в пласте стремятся создать вертикальную трещину расчетной протяженности, имеющую минимальное распространение за пределы его кровли и подошвы.

Специалисты отмечают, что негативные последствия ОВП в наибольшей степени проявляется в нефтяных и метано-угольных скважинах, эксплуатируемых с помощью погружных насосов. Известны многочисленные случаи, когда на более чем половине эксплуатационных нефтяных скважин, в которых был выполнен ГРП, в дальнейшем наблюдался ОВП, что существенно снижало потенциальные возможности продуктивных пластов. При этом количество проппанта поступающего в ствол скважины вместе с потоком пластового флюида было особенно велико на этапах ее доения и начальной эксплуатации.

Анализ информации об ОВП на этапах освоения и эксплуатации скважины показывает, что поступление проппанта из продуктивного пласта, как правило, носит достаточно продолжительный характер. Хотя в ряде случаев отмечается всего лишь его кратковременный вынос. Можно предположить, что в первом случае причина поступления проппанта в ствол скважины обусловлена возможностью его перемещения по созданной трещине вместе с потоком пластового флюида. Из чего следует, что проппантная набивка находится в неустойчивом состоянии. Практический опыт подтверждает: что указанное явление, в случае уменьшения депрессии на продуктивный пласт, может снижать свою интенсивность вплоть до полного прекращения. Во втором случае причину поступления проппанта в ствол скважины можно объяснить вероятностью его вымывания из прискважинной зоны пласта (ПЗП), например, из полостей, трещин цементного камня и т д. Анализ причин отказов погружных насосов подтверждает, что ОВП наиболее губителен для скважин, эксплуатируемых с помощью электроцентро-бежных насосов (ЭЦН). ЭЦН, которыми в нашей стране оборудована значительная часть нефтедобывающих скважин, после проведения ГРП достаточно быстра, забиваются проппантом и выходят из строя (происходит т н. «клин ЭЦН»), Из-за этого промысловики часто именуют ЭЦН, который первым устанавливается в скважине после осуществления ГРП, «насосом-жертвой» [2].

Одним из методов удаления проппанта из ГС, вынесенного из искусственно созданной трещины после МГРП, является промывка водой. При промывке водой, в условиях аномально низкого пластового давления встречающегося на Горшковской площади Приобского месторождения, не происходит вынос проппанта и вода уходит в пласт. Также в результате промывки может происходить кольматация призабойной зоны скважины (ПЗС) из-за отложений в ней механических частиц и проппанта. Всё это приводит к снижению дебита скажины [3].

Другим методом борьбы с выносом проппанта из скважины является вакуумная промывка с применение концентрического колтюбинга. Концентрический колтюбинг (ККТ) был использован в начале 2014 г. в Каспийском море на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ) в качестве решения проблемы на скважинах с низким гидростатическим давлением, в которых использование некоторых технологий по удалению песка не применимо с традиционными метода- ми в связи с поглощениями и плохой организацией поставок азота на морские месторождения.

ККТ был мобилизован для очистки твердой песчаной пробки. Кроме очистки скважины от песка на стадии планирования работ было определено два главных критерия: снижение трения внутри труб с защитным покрытием, сведение к минимуму количества спусков ККТ в скважину и полного вытеснения утяжелённого раствора более легкой промывочной жидкостью.

ККТ – это комбинация одной колонны КТ внутри другой и компоновка низа бурильной колонны со струйным насосом. Промывочная жидкость циркулирует во внутренней колонне КТ, и возвращается через пространство между двумя трубами (между двумя колоннами). Возврат на устье состоит из прокачиваемой напорной жидкости, песка и промывочной жидкости, которая отсасывается вакуумным устройством внутри инструмента через приёмный фильтр. Эффект вакуума создается посредством перепада давлений между давлением в скважине и низким давлением внутри части инструмента со струйным насосом.

После создания вакуума инструмент предназначен для повышения давления, необходимого для выхода жидкостей и твердой фракции на устье через небольшое кольцевое пространство (между внутренней и наружной КТ). Если сравнивать с циркуляцией для очистки через эксплуатационное оборудование при помощи традиционного КТ, могут достигаться более высокие скорости в кольцевом пространстве, чтобы избежать осаждение взвешенных частиц песка при работах в режиме очистки.

Инструмент может гидравлически переключатся в промывочный режим, чтобы направить все жидкости вниз к насадкам и создать сильное падение давления для проникновения в твердую песчаную пробку. В нормальном режиме очистки только часть из закачиваемой жидкости направляется вниз к насадкам, в то время как оставшаяся жидкость используется для создания вакуумного эффекта [4].

Вывод. Рекомендуется производить очистку скважин при помощи ККТ, который обеспечивает очистку всего интервала нагнетания, включая опережающий ствол. Это дает преимущество перед традиционными технологиями очистки, когда предотвращается риск поглощений при циркуляции, и, поэтому, риск попадания каких-либо твердых фракций в пласт также предотвращается.