Обоснование выбора методов предупреждения пескопроявлений с учетом разуплотнения породы в слабоконсолидированных пластах

DOI: 10.32743/UniTech.2021.84.3-2.48-52

АННОТАЦИЯ

Статья посвящена вопросу решения важной задачи – обоснование выбора оптимальной технологии предотвращения выноса песка, основанной на использовании метода крепления призабойной части скважин полимеризованным проппантом, предотвращающим разрушение призабойной зоны пласта и облегчающим дальнейшую разработку месторождения Кумколь.

ABSTRACT

The article is devoted to the issue of solving an important problem - substantiation of the choice of the optimal sand production prevention technology based on the use of the method of casing the bottomhole part of the wells with polymerized proppant, which prevents the destruction of the bottomhole formation zone and facilitates the further development of the Kumkol field.

Ключевые слова: скважина, пескопроявление, призабойная область, проппант, гидроразрыв.

Keywords: well, sand production, bottomhole area, proppant, hydraulic fracturing.

Главным и наиболее встречающимся фактором осложнений при эксплуатации скважин на месторождении Кумколь, является вынос песка, который приводит к длительным простоям скважин, длительным ремонтам и, как следствие, значительным производственным потерям.

Скважины, в которых выявлено пескопроявление характеризуются тем, что на забое через определенные промежутки времени образуются песчаные пробки, что возможно при любом режиме эксплуатации: насосах, газлифтах и ​​фонтанах.

На месторождении Кумколь содержание песка в залеже, в коллекторных системах может достигать до 20 %, и как следствие, проявление песка в добывающих скважинах весьма вероятно в процессе эксплуатации [1].

В то же время в общем количестве механических примесей значительную часть составляют частицы коллектора (рис. 1). Важный фактор, усложняющий работу скважинных насосных агрегатов, является наличие механических примесей в самой скважине и в пластовой жидкости.

Рисунок 1. Результат дифракционного анализа – групповое распределение механических примесей

Эффективные методы борьбы с пескопроявлением включают увеличение площади дренажа, снижение затрат пластовой энергии, определяющая депрессию на пласт, и использование механических способов использования экранов в виде фильтра (рисунок 2).

Рисунок 2. Методы борьбы с пескопроявлениями

Такое разделение способов борьбы с пескопроявлением дает возможность рассмотреть недостатки такого подхода к проблеме пескопроявления [2] :

– подобые методы в основном связаны с методами сводящими к минимальным последствиям выноса песка, но не с предотвращением пескопроявления;

– недостаточное внимание уделяется изучению характеристик коллекторных систем и способов прогнозирования выноса песка, а также исследованию эффективности технологического регулирования начала процесса проявления песка в скважине в зависимости от скоростного режима наступающего процесса.

На месторождении Кумколь борьба с пескопроявлением, как и прежде, проводится за счет проведения ремонтов по промывке, очистке забоев с ревизией глубинно-насосного оборудования и сменой насоса, что способствует выводу скважин после ремонта на режим добычи.

Исследуя призабойную зону пласта, можно выделить значимые области, зависящие от поведения коллектора при эксплуатации скважины (Рисунок 3).

Рисунок 3. Зоны ПЗП, зависящие от поведения коллектора при эксплуатации скважины

Анализируя динамику усредненного пластового и забойного давления первого эксплуатационного объекта на месторождении Кумколь (рисунок 4), заметно, что начальное пластовое давление по месторождению Кумколь в I эксплуатационном объекте (меловые горизонты M1 и М2) составляло 11,6 МПа, текущее давление насыщения нефти газом в первом объекте согласно [1] составило 1,77 Мпа, начальное давление насыщения имело более высокое значение – 4,7 МПа.

Из графика видно, что произошло повсеместное снижение пластового давления ниже Р_нас и, как следствие, частичное разгазирование пластовой нефти. Снижению газосодержания нефти способствовало обводнение залежей, что сопровождалось растворением части легких углеводородов в закачиваемой воде. Снижение забойного давления в добывающих скважинах при высоком забойном давлении в нагнетательных скважинах говорит об ухудшении гидродинамической связи между областями отборов и закачки. Из 374 высокообводненных скважин 329 скважин были обводнены на 90 % и выше, что составляет 86,4 % [1].

Для борьбы с осложнениями и их последствиями на месторождении проводились геолого-технические мероприятия (ГТМ), капитальные ремонты скважин (КРС) и подземные ремонты скважин (ПРС).

Рисунок 4. Динамика средних значений пластового и забойного давлений первого эксплуатационного объекта месторождения Кумколь

Для обеспечения гидродинамической связи скважины с удаленной нефтенасыщенной зоной пласта на месторождении производили гидроразрыв пласта (ГРП) с задавкой проппанта. При проведении работ по креплению призабойной зоны пласта с целью предупреждения выноса песка так же применяют метод закачки в пласт проппанта. Определяя параметры крепления призабойной зоны пласта, а именно объемов жидкости песконосителя, продавочной жидкости, давления закачки, объема проппанта, применяют методику гидроразрыва пласта (ГРП) [3]. И как следствие – малоэффективность и нестабильность результатов операций по креплению забоя скважины.

Если смоделировать такую систему призабойной зоны пласта (ПЗП) как разуплотненную, то можно представить последовательность выполнения операций (рисунок 5).

Рисунок 5. Схема процесса уплотнения породы разуплотненной области

1- пласт; 2 - гель; 3 – РЗ; 4- пластовый флюид; 5 - зерна песка; 6 - уплотненный слой; ρ₁ – плотность породы в зоне «текучей» породы, ρ₂– плотность породы в уплотненной зоне, ρ₃ – плотность породы в разуплотненной зоне

Толщина уплотнённой области может быть выражена следующим выражением:

Это выражение (1) определяет толщину уплотненной области в зависимости от радиуса разуплотненной области R, проницаемости призабойной зоны пласта (k) и скорости закачки (Q) [4].

Показатели зависимости толщины уплотненной области от радиуса  и проницаемости разуплотненного участка, а также от производительности закачки в виде поверхностей представлены на рисунках 6 и 7.

Рисунок 6. Изменение зависимости толщины уплотненной области от радиуса и проницаемости разуплотненного участка

Рисунок 7. Изменение зависимости толщины уплотненной области от радиуса разуплотненной участка и скорости закачки

Изменением расхода насоса регулируется давление закачки проппанта и жидкости уплотнителя. В зависимости от области разуплотненного участка и конструктивных параметров скважины определяется объем закачки.

Рисунок 8. Значения параметров закачки проппанта при КПЗП

В условиях низкой насыщенности пласта нефтяной эмульсией по толщине, количество закачиваемого продукта следует минимизировать, чтобы сохранить цельность нефтяной толщи.

Используя такую модель уплотнения рыхлых пород призабойной области скважины, возможно довольно точно представить параметры закачивания уплотняющего, так и расклинивающего продукта. Точный расчет требуемого объема и максимального давления закачки уплотняющего и расклинивающего продукта даст возможность получить наиболее эффективный результат при выполнении крепления призабойной области скважины.

Согласно диаграммы Сосьера определены оптимальные значения параметров, влияющих на успешность операции крепления пород призабойной области скважин: для проппанта 16/18 соответствуют параметры D₀ prop/D₀ sand=4,1÷5,8.

Список литературы:

1. Анализ разработки месторождения Кумколь по состоянию на 01.07.2016 г. – Актау, 2016. – 461 с.
2. Зотов Г.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах / Г.А. Зотов, А.В. Динков, В. А. Черных. – Москва: Недра, 1987. – 172 с.
3. Патент РФ № 2558080. Способ крепления слабосцементированного пласта /С.В. Долгов, П.С. Жихор. – М. кл. E21B 43/04, заявл. 05.06.2014, опубл. 27.07.2015 Бюл. № 21.
4. Съюмен Д. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / Д. Съюмен, Р. Элис, Р. Снайдер; ред. М. А. Цайгера –Москва: Недра, 1986. - 176 с.