Основы заканчивания скважин

После того как скважина пробурена на полную глубину (TD), оценена, обсажена и зацементирована, инженеры переходят к критической фазе заканчивания скважины. Этот процесс включает установку оборудования, предназначенного для оптимизации добычи, как на сложной, так и на базовой скважине. Движущей силой любой стратегии заканчивания является добыча как можно большего количества нефти из пласта по разумной цене.

Решение о завершении скважины для добычи или о закупоривании и ликвидации ее как сухой скважины во многом зависит от оценки пласта (FE) с использованием каротажа-необсаженной скважины. Как только анализ каротажа методом FE указывает на потенциальные коммерческие залежи нефти или газа, в ствол скважины спускается стальная обсадная колонна и закачивается цемент. Впоследствии инженер по заканчиванию заменяет буровой раствор жидкостью для заканчивания – обычно пресной водой или рассолом, который не-реагирует с пластом.

Основная цель цементирования – предотвратить сообщение между производственными зонами. Инженеры проводят каротаж цементного соединения (CBL), чтобы убедиться в отсутствии дефектов цементной оболочки между обсадной колонной и стенкой скважины. Если существуют зазоры, они выполняют операцию цементирования под давлением, перфорируя обсадную колонну на соответствующую глубину и закачивая цемент.

Каротажные исследования цементных связей могут выявить плохие результаты из-за неправильной плотности цемента, неполного удаления бурового раствора, преждевременного гелеобразования или затвердевания, а также чрезмерной потери жидкости из цементного раствора.

Затем инженеры перфорируют обсадную колонну и цементную оболочку в зоны, определенные методом КЭ как благоприятные для потока углеводородов. Перфорационные отверстия представляют собой отверстия, проделанные в обсадной колонне, обычно с использованием кумулятивных зарядов, выпущенных из перфорационного пистолета, транспортируемого по тросу, насосно-компрессорным трубам или гибким трубам. Эти операции часто оставляют мусор, который может препятствовать потоку жидкости. Чтобы смягчить это, инженеры могут закачивать слабый раствор кислоты для растворения мусора.

В зависимости от уровня знаний о пласте операторы могут провести испытание скважины. Это часто выполняется с использованием клапана бурильной трубы, соединенного с нижней частью рабочей колонны (НКТ или бурильной трубы). Клапан открывается с поверхности, и скважинные флюиды проходят через сепаратор (поверхностный сосуд, который разделяет нефть, газ, воду и жидкость заканчивания). Измеряя темпы добычи, операторы получают полезную информацию о будущей производительности скважин и характеристиках пласта.

Если пласт имеет низкую проницаемость, инженеры могут создать гидроразрыв, закачивая в пласт воду и песок (или другие материалы, например суспензию) под высоким давлением. Давление разрушает породу, и суспензия закачивается в новые трещины. Когда закачка прекращается и скважина открывается, вода вытекает, оставляя песок (проппант), который удерживает трещины открытыми, обеспечивая путь с высокой-проницаемостью для нефти и газа.

В плохо консолидированных пластах частицы песка могут мигрировать в ствол скважины и закупоривать перфорационные отверстия. Чтобы предотвратить это, инженеры могут вводить химикаты, чтобы связать песчинки вместе, или использовать методы борьбы с песком, в том числе различные песочные экраны и системы гравийной набивки, которые блокируют движение песка, позволяя жидкости проходить свободно.

Завершение одной-зоны:Пакер герметизирует эксплуатационную колонну, гидравлически изолируя колонну насосно-компрессорных труб от затрубного пространства над пакером. Затрубное пространство содержит жидкость для заканчивания скважины с ингибиторами коррозии.

Завершение нескольких-зон:Для разделения продуктивных зон используется не менее двух пакеров. Жидкости из всех зон можно смешивать или верхние зоны можно перекрывать с помощью скользящих муфт до тех пор, пока операторы не определят, что смешивание является оптимальным.

Эксплуатационные насосно-компрессорные трубы представляют собой трубопровод между продуктивной зоной и поверхностью. Его прочность, материал, вес на единицу длины и внутренний диаметр определяются ожидаемыми темпами добычи, типом жидкости, давлением, глубиной, температурой и коррозионной активностью. Уплотнения (пакеры) изолируют продуктивные зоны внутри затрубного пространства обсадных-НКТ.

В скважинах с несколькими продуктивными зонами флюиды поступают в скважину между верхним и нижним пакерами и проходят через скользящую муфту (клапан, открываемый или закрывающийся механически с помощью троса или гибких НКТ) в НКТ.

Почти все заканчивания включают в себя подземный предохранительный клапан, установленный внутри НКТ на глубине нескольких сотен футов от поверхности. Он автоматически закрывает скважину, если наземная система контроля скомпрометирована, и может быть закрыт вручную, чтобы создать барьер между скважиной и атмосферой.

Там, где вмешательство в скважину является дорогостоящим или проблематичным, используются интеллектуальные системы заканчивания (IC). ИС включают в себя постоянные-дистанционные датчики давления и температуры, работающие в режиме реального времени, а также клапаны регулирования расхода с дистанционным управлением на каждом пласте.

При недостаточности пластового давления для подъема жидкости на поверхность скважины должны быть оборудованы насосами или газлифтными системами:

• Электрические погружные насосы (ЭЦН):Используйте роторы и статоры для перекачки жидкостей на поверхность.
• Штанговые насосы (штанговые насосы):Используйте возвратно-поступательные вертикальные движения для подъема жидкостей.
• Газлифт:Закачивает газ в затрубное пространство; газ поступает в трубку ниже столба жидкости, уменьшая плотность жидкости и позволяя плавучести поднимать жидкости. Объем впрыска можно регулировать с помощью клапанов, расположенных вдоль трубок.

В пластах с низким-давлением воду или газ можно закачивать через одну скважину, чтобы протолкнуть нефть через пласт к добывающей скважине. Добывающие скважины могут быть оборудованы устройствами контроля притока (УКП) для управления объемом и местом притока жидкости.

При проектировании заканчивания инженеры учитывают множество факторов: тип и объем добываемых жидкостей, температуру в скважине и на поверхности, глубину продуктивной зоны, дебит, расположение скважины и окружающую среду. Решения варьируются от простого заканчивания открытого-скважины (возможно, без эксплуатационной обсадной колонны) до чрезвычайно сложных многоствольных скважин (несколько горизонтальных или-больших угловых стволов, пробуренных из одной основной скважины, каждая из которых имеет свое собственное заканчивание).

К важнейшим элементам оптимального заканчивания относятся надежный анализ методом конечных элементов, данные соседних скважин и гибкость. Обладая надежным знанием целевой зоны и того, как близлежащие скважины пробурили и добыли эти пласты, инженеры часто могут планировать основные операции заканчивания скважин перед бурением, понимая при этом, что не все скважины будут работать одинаково.

Для получения более подробной информации, пожалуйста, свяжитесь с командой Vigor для получения более подробной информации о продукте.