Системы заканчивания скважин: боремся с песком
Надёжная работа систем заканчивания зависит от множества факторов. Например, вынос песка приводит к эрозионному износу оборудования. А это уже риск аварий, остановки скважины на капитальный ремонт. И, как результат, большие убытки для добывающей компании. Сегодня есть технологии, которые позволяют минимизировать эти риски.
Какие подходы используются в России, в чём их преимущества и ограничения и на что стоит сделать ставку? Ответы на эти вопросы искали участники дискуссионной сессии «Системы заканчивания: развитие технологий заканчивания в России для несконсолидированных коллекторов с рисками выноса песка» в рамках Промышленно-энергетического форума TNF ― 2024.
Чем так опасен песок для внутрискважинного оборудования? Как оказалось, последствия выноса механических примесей для систем заканчивания могут быть самыми серьёзными.
«Мы взвешивали диск до и после пескоструя и убедились, что он потерял несколько граммов веса. Так как он является основным элементом АУКП (автоматического устройства контроля притока), у нас есть риски увеличения расходных характеристик устройства или его полного отказа. Соответственно, мы теряем контроль над притоком в скважине.
Повреждается и верхняя инфраструктура, фонтанная арматура. В дальнейшем очень сложно заваривать всё это местными силами промысла. Поэтому проблема очень существенная, вплоть до остановки какого‑то куста», ― рассказал менеджер геологического сопровождения бурения скважин ООО «СевКомНефтегаз» Григорий Бурдуковский.
При этом месторождений с высокими рисками выноса песка в России много ― от Краснодара до Сахалина, включая Западную Сибирь, отметил начальник отдела технологий и инжиниринга заканчивания скважин «РН-ЦЭПиТР» Роман Пчельников. То есть эта проблема актуальна практически для всех недропользователей в стране. Какие же решения существуют для борьбы с пескопроявлениями?
Прямая намотка: «дёшево и сердито»?
Сегодня в России популярностью пользуются фильтры прямой намотки. По словам руководителя отдела ООО «АльфаГоризонт» Марата Нухаева, в России их начали использовать с 2010 года. В качестве альтернативы можно рассматривать каркасно-стержневую намотку. Однако сейчас большинство компаний отказались от этой технологии. Неудачный опыт её использования был и у «СевКомНефтегаз».
«Когда подняли два хвостовика из-за технических проблем, то убедились, что каркасно-стержневая намотка при спуске очень сильно повреждается, можно сказать, рвётся. Поэтому от данной технологии отказались и с 2020 года перешли на технологию с прямой намоткой, которая работает уже на более чем 200 скважинах», ― рассказал Григорий Бурдуковский.
К преимуществам прямой намотки стоит отнести простоту и относительную дешевизну метода. К тому же, по словам Романа Пчельникова, за последние 5–7 лет отрасль хорошо освоила эту технологию. Сейчас прямую намотку выпускает сразу несколько производителей, а значит, у добывающих предприятий есть выбор.
В то же время у технологии есть свои ограничения. Стальная проволока, из которой она состоит, также подвергается эрозионному износу, а значит, со временем фильтр всё равно выйдет из строя.
Гравийная набивка: дорого и сложно
Более эффективной с этой точки зрения выглядит технология гравийной набивки.
«Основная задача здесь ― равномерно забить затрубное пространство песком, чтобы исключить заколонные перетоки. Проппант создаёт фильтрующий слой. Если всё сделать правильно, то скважины работают десятилетиями. В России больше половины таких проекты ― это шельфовые газовые проекты.
В таких условиях гравийная набивка является идеальным вариантом. Но это очень дорого, плюс её делали крупные иностранные сервисные компании. Сейчас доступ к этой технологии в России ограничен», ― отметил Марат Нухаев.
Прежде чем приступить к заполнению заколонного пространства песком, нужно провести много предварительной работы, подчеркнул представитель «АльфаГоризонт». В частности, подобрать фильтр и проппант под условия пласта в специализированных лабораториях по выносу песка. Потребуются оборудование для нижнего заканчивания, сервисный инструмент, программное обеспечение.
Уже на этапе реализации необходимы высококвалифицированное инженерное сопровождение, контроль закачки (реологии и скорости) и анализ данных в режиме реального времени. По словам Марата Нухаева, сейчас эти опции недоступны в России.
Наконец, требуется увеличение диаметра открытого ствола, а это тоже дополнительное удорожание проекта.
Об опыте проведения гравийной набивки в «СевКомНефтегаз» рассказал Григорий Бурдуковский. Представитель компании сразу уточнил, что рассматривать этот кейс как эталонный не стоит, так как здесь технология была совмещена с MeshRite (сетчатыми фильтрами, ― прим. ред.). Возможно, поэтому результаты оказались противоречивыми.
«Была проблема именно с технологией: закачали примерно на 9–10 тонн проппанта больше, чем планировалось, не смогли распределить его равномерно по всему стволу скважины во многом из-за его длины», ― отметил Григорий Бурдуковский.
В результате от использования проппанта для борьбы с песком в «СевКомНефтегаз» решили отказаться. Как показала практика, процедура его намыва технологическая сложная, существуют высокие риски неудачи. А подрядчиков с опытом проведения таких работ в России сейчас нет. Но главный довод против ― это всё же дороговизна гравийной набивки. По словам Григория Бурдуковского, она сопоставима со стоимостью всей скважины. Впрочем, это не значит, что в компании поставили на технологии крест.
«От гравийной набивки решили отказаться не потому, что не видим в ней перспективы. У нас она прошла не совсем по стандартной процедуре. Поэтому сложно сказать, будет ли скважина работать лучше при точном соблюдении технологии.
Решили двигаться в сторону обычных фильтров из-за больших рисков. В конечном счёте мы отказались от неё из-за большой цены. Но, если будет предложение, мы готовы провести опытно-промышленные работы», ― отметил представитель «СевКомНефтегаз».
«Рынок гравийной набивки в России не сформирован. При тех ценах, которые предлагают сервисные компании, его и не будет. Стоимость надо снижать. В таком случае появятся проекты у недропользователей», ― добавил Роман Пчельников.
В свою очередь, Марат Нухаев считает, что в России нет сервисных организаций, готовых взяться за гравийную набивку, потому что добывающие компании на протяжении многих лет не вкладывали достаточно средств в исследования.
Сегодня ни один из локальных игроков на рынке не в состоянии «потянуть» разработку в одиночку. Выход видится в объединении усилий. «АльфаГоризонт» выступила с инициативой создать консорциум компаний, готовых поучаствовать в развитии технологии гравийной набивки в России, чтобы сделать её более доступной.
«Верю, что можем это сделать. Здесь на форуме высказали заинтересованность „Технологии ОФС”, плюс несколько добывающих компаний, где эту технологию можно будет обкатывать», ― рассказал Марат Нухаев.
Фильтры с гравийной набивкой ― доступная альтернатива?
Впрочем, для некоторых месторождений уже сейчас существует более доступная альтернатива использования проппанта. Речь идёт о фильтрах с предусмотренной гравийной набивкой. Их используют в слабо консолидированных коллекторах.
«Это пласты с низкими прочностными характеристиками, которые подвержены разрушениям при разработке. Из-за этого недропользователь сталкивается с рядом проблем. Осложняется сам процесс строительства скважины, сокращается межремонтный период внутрискважинного оборудования, происходит пересыпание ствола в скважине.
В результате невозможно обеспечить длительный срок эксплуатации, скважины становятся неэффективными. Эта проблематика актуальна для большинства месторождений РФ. При высокой неоднородности песка или содержании мелких фракций более 10% рекомендуется применять фильтры с гравийной набивкой», ― объяснила главный геолог ООО ППН «СибБурМаш» Екатерина Иванова.
По её словам, у технологии имеется сразу несколько важных преимуществ. Среди них ― возможность регенерации фильтрующей поверхности с помощью прямой и обратной промывки, обеспечение противоэрозийного эффекта, равномерное распределение скорости потока по всей поверхности фильтрации, снижение содержания механических примесей.
К этому стоит добавить простоту крепления скважины спуском фильтров, отсутствие ограничений по длине горизонтального участка, возможность деления скважины на секции набухающими пакерами, отсутствие необходимости задействовать флот ГРП и насосные группы.
В то же время нужно понимать, что проппант и конструкция фильтра для каждого месторождения и пласта подбираются индивидуально. Общего решения здесь пока не существует. А это дополнительные затраты на проведение исследований. Тем не менее компании проявляют интерес к технологии.
«Двигаемся в сторону ОПР по фильтрам с гравийной набивкой. Сейчас проводим лабораторные тесты. Они дороже обычных фильтров, поэтому мы хотим увидеть кратное снижение КВЧ (количества взвешенных частиц) как минимум в два раза. Надеемся, что в 2025 году спустим одну-две скважины», ― рассказал Григорий Бурдуковский.
Полимер с памятью формы: воссоздать технологию на российской земле
Впрочем, как говорится, не «проппантами едиными». Помочь в борьбе с пескопроявлениями может и полимер с памятью формы (shape-memory polymer — SMP).
«Это материал со способностью возвращаться из деформированного состояния в исходную (расширенную) форму под действием определённого активатора извне. Например, изменения температуры. Он устанавливается в необсаженный ствол в составе хвостовика в сжатом состоянии.
Затем закачивается активирующая жидкость, полимер расширяется и полностью заполняет пространство между трубой и породой, принимая форму скважины, включая все её неоднородности и обеспечивая барьер для выноса песка.
Оборудование представляет собой слоистый картридж, содержащий внешний и внутренний кожухи для обеспечения прочностных характеристик. Между ними заключён сетчатый фильтр. И самый внешний слой ― это полимер с памятью формы, который является основным элементом контроля выноса песка», ― объяснил менеджер по развитию бизнеса департамента заканчивания скважин и КРС АО «Технологии ОФС» Андрей Быдзан.
При этом важно, что полимер пропускает флюид, речь идёт о проницаемости более 30 дарси. Это выгодно отличает SMP от технологии гравийной набивки. Ячейки полимера имеют множественные отверстия в мембранах. Пористость составляет 85% в полностью расширенном состоянии (45% в транспортном положении), при этом частицы больше 44 микрон (то есть тот самый песок) не проходят через ячейки.
В свою очередь, зёрна проппанта являются непроницаемыми, а значит, поток может двигаться только через открытые поры. В конечном счёте проницаемость зависит от размера проппанта.
Также к преимуществам метода Андрей Быдзан относит простоту использования. По его словам, чтобы установить картриджи, достаточно двух инженеров, причём это можно сделать непосредственно на буровой. Полимер проще и дешевле перевозить, по сравнению с проппантом.
Также конструкции при необходимости можно доукомплектовать пакерами, сдвижными муфтами, устройствами контроля притока, оптическим кабелем.
На текущий момент по этой технологии в России выполнено 6 скважин, в том числе на шельфовом проекте на Сахалине. Но здесь нужно учитывать, что это собственная разработка Baker Hughes, и в настоящий момент SMP недоступна для российских недропользователей.
На базе российского офиса компании были созданы «Технологии ОФС», сейчас там идут работы по воспроизводству технологии. 2023–2024 годы у компании ушли на поиск альтернативных производителей материалов. Каждый образец проходил цикл испытаний на износостойкость, определение свойств полимера при различных температурах, фильтрационные тесты.
«В планах ― завершить работу по подтверждению свойств альтернативных материалов, чтобы продолжить деятельность на действующем проекте на Сахалине и параллельно ― пилоты на месторождениях на суше. Всё это в горизонте 2025 года», ― отметил Андрей Быдзан.
Работы предстоит ещё много
Свои идеи, как лучше бороться с песком, есть и у самих недропользователей.
«Стремимся к сокращению щели фильтра. Прорабатываем вопрос, чтобы в одной конструкции объединить две трубки, то есть сделать два фильтр-элемента и сместить АУКП в центр трубы. Обсуждаем этот вопрос с производителями, надеемся, что кто‑то откликнется и сможет это реализовать. Также смотрим вторичное заканчивание. Уже сделали две скважины с увеличенным типоразмером хвостовика», ― рассказал Григорий Бурдуковский.
Лейтмотив выступления представителя «СевКомНефтегаз» всё же был неутешительным. По его словам, текущие решения не позволяют полностью избавиться от проблемы выноса песка и сохранить потенциал скважины. Если говорить о перспективных технологиях, то они ещё не апробированы, их эффективность не подтверждена.
До этого подобные сложные операции на российских скважинах проводили иностранные сервисные организации. И главное, их отличает высокая стоимость. В то время как у недропользователей есть запрос на предложения по эффективному контролю пескопроявлений при сохранении продуктивности скважины по адекватной цене.
«При кратном снижении КВЧ мы готовы рассматривать действительно дорогие технологии. Но хотели бы от отрасли услышать предложения, есть ли более бюджетные способы по контролю пескопроявлений», ― заключил г-н Бурдуковский.
Производители оборудования и нефтесервисные организации, вероятно, готовы поспорить с этими утверждениями. Но одно ясно точно: для победы над пескопроявлениями в скважинах предстоит ещё много потрудиться.
Кейсы применения технологии гравийной набивки в России (по материалам презентации ООО «АльфаГоризонт» на Промышленно-энергетическом форуме TNF ― 2024):
- ООО «Сахалинская Энергия» (Лунское месторождение) ― 7 скважин;
- АО «ННК «НПП» (Ван-Ёганское месторождение) ― 7;
- ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» (Южно-Киринское
месторождение) ― 4; - ООО «СевКомНефтегаз» (Северо-Комсомольское месторождение) ― 1;
- АО «Тюменнефтегаз» (Русское месторождение) ― 1.
Текст: Андрей Халбашкеев
