Post-Frac Proppant Flowback Effects on the Run Time and Productivity of Wells in the Yuzhno-Priobskoye Field
Authors: Шагалеев Р.К. , Гуторов Ю.А. 
Published: July 2024

Низкие значения проницаемости по данным исследования керна и низкие дебиты при опробовании обусловили необходимость проведения ГРП на всех скважинах, вводимых из бурения, Южно-Приобского месторождения. Применение технологии гидравлического разрыва пласта для увеличения проницаемости часто влечет за собой вынос проппанта. Это оказывает негативное влияние на продуктивность скважин, снижая эксплуатационные характеристики работы: суточные дебиты по нефти и жидкости, накопленная добыча нефти, межремонтный период (МРП), и ухудшает условия работы насосов, приводя к повышенному износу их деталей вследствие абразивного воздействия частиц проппанта. В статье приводится анализ работы скважин Южно-Приобского месторождения за 2014 год, статистика отказов насосных установок с разделением на категории по причинам отказов. Подробно рассматриваются материалы и акты демонтажей глубинного насосного оборудования скважин, отработавших до отказа менее 365 суток по одному из цехов. Определяется доля скважин, на которых был установлен обратный вынос проппанта. Рассматривается группа скважин Южно-Приобского месторождения, осложненная выносом механических примесей, в том числе и проппантом. Анализ работы одной из скважин показал, что падение дебита оказалось более интенсивным вследствие установленного выноса проппанта, который оказал также отрицательное влияния на состояние ГНО, условия работы насосной установки, приведя в конечном счете к снижению длительности работы скважин без отказа и, как следствие, повышению затрат на дополнительные ремонтные операции. Представлены результаты анализа динамики концентраций взвешенных частиц продукций, которые показали что скважина, осложненная выносом проппанта, обладала значительно большей долей мех. примесей в своей продукции, чем в других скважинах.
Low permeabilities obtained from core studies and low flow rates observed during well testing necessitated to hydraulically fracture all newly dilled wells of the Yuzhno-Priobskoye field. Hydraulic fracturing treatments to increase permeability often entail proppant flowback. This has an adverse effect on well productivity resulting in poor production performance (daily oil and water production rates, cumulative oil production, run time) and unfavorable pump operating conditions leading to excessive wear of mechanical parts due to abrasive action of proppant particles. The paper provides the results of well performance analysis for 2014 and statistics of pumping unit failures ranked according to causes of such failures. Report documentation on the removal of downhole pumping equipment that failed in less than 365 days is examined in detail. The proportion of wells experiencing proppant flowback is determined. A group of wells complicated by flowback of solids, particularly, proppant is considered. According to one well performance analysis, the decline in production rate proved to be more severe in case of proppant flowback detrimental to the condition of downhole pumping equipment and pumping unit operating conditions with the resultant reduction of run time to failure and increase of additional workover expenses. Suspended solids concentration profiles are presented which demonstrate that the wells with proppant flowback problems have much higher solids content in the production stream compared to other wells.