Заканчивание (нефтяные и газовые скважины)

Заканчивание скважины — это процесс подготовки скважины к добыче (или закачке) после буровых работ. В основном это включает в себя подготовку забоя скважины в соответствии с требуемыми спецификациями, спуск эксплуатационной колонны и связанных с ней скважинных инструментов, а также перфорацию и интенсификацию при необходимости. процесс спуска и цементирования обсадной колонны Иногда сюда же включают . После того, как скважина была пробурена, если буровой раствор будет удален, скважина в конечном итоге закроется сама собой. Обсадная колонна гарантирует, что этого не произойдет, а также защищает поток скважины от внешних факторов, таких как вода или песок. ^[1]

Нижнее заканчивание (заканчивание скважины)

Это относится к части скважины в зоне добычи или нагнетания. Проектировщик скважин имеет множество инструментов и опций для проектирования нижнего заканчивания (заканчивания скважины) в соответствии с условиями пласта . Обычно нижнее заканчивание устанавливается поперёк продуктивной зоны с помощью системы подвески хвостовика, которая фиксирует нижнее заканчивание к эксплуатационной обсадной колонне. Ниже перечислены общие категории неполного завершения.

Завершение босиком

Этот тип является самым простым, но может быть хорошим выбором для бурения твердых пород, многозабойных скважин и бурения на депрессии. Он предполагает оставить продуктивный участок пласта без каких-либо труб. Это эффективно устраняет контроль потока флюидов из пласта; он не подходит для более слабых пластов, которые могут потребовать контроля песка, а также для пластов, требующих избирательной изоляции интервалов нефти, газа и воды. Тем не менее, достижения в таких технологиях, как использование гибких труб и тракторов, означают, что скважины без посадочного места могут быть успешно добыты.

Открытое отверстие

Эксплуатационная колонна устанавливается над интересующей зоной перед ее бурением. Зона открыта для ствола скважины. В этом случае перфорация требует небольших затрат. Интерпретация журнала не имеет решающего значения. Скважину можно легко углубить и легко превратить в сито и хвостовик. Однако чрезмерную добычу газа и воды трудно контролировать, и может потребоваться частая очистка. Также интервал нельзя стимулировать выборочно.

Заканчивание открытого ствола

Это обозначение относится к ряду заканчиваний, при которых обсадная колонна или хвостовик не цементируются по всей продуктивной зоне. В компетентных пластах эта зона может быть оставлена полностью обнаженной, но обычно включаются какие-то средства контроля песка и/или контроля потока.

Заканчивание открытым стволом получило значительное распространение в последние годы, и существует множество конфигураций, часто разрабатываемых для решения конкретных проблем пласта. В последнее время появилось много разработок, которые способствовали успеху заканчивания открытым стволом, и они также имеют тенденцию быть популярными в горизонтальных скважинах, где цементированные установки более дороги и технически более сложны. Распространенными вариантами заканчивания открытого ствола являются:

Предварительно просверленный вкладыш

Также часто называется предварительно просверленным вкладышем . В хвостовике просверливают множество небольших отверстий, а затем устанавливают поперек продуктивной зоны, чтобы обеспечить устойчивость ствола скважины и создать канал для проведения вмешательств. Предварительно пробуренный хвостовик часто комбинируют с пакерами для открытого ствола, такими как набухающие эластомеры, механические пакеры или пакеры для наружной обсадной колонны, чтобы обеспечить зональное разделение и изоляцию. В настоящее время довольно часто можно увидеть комбинацию предварительно просверленного хвостовика, сплошного хвостовика и набухающих эластомерных пакеров, обеспечивающих первоначальную изоляцию нежелательных зон воды или газа. Несколько скользящих муфт также можно использовать в сочетании с пакерами для открытого ствола, чтобы обеспечить значительную гибкость в зональном контроле потока на протяжении всего срока службы ствола скважины.

Этот тип заканчивания также применяется на некоторых водонагнетательных скважинах, хотя для них требуются гораздо более высокие эксплуатационные характеристики пакеров необсаженного ствола из-за значительных изменений давления и температуры, которые происходят в водонагнетательных скважинах.

Заканчивание открытого ствола (по сравнению с цементированными трубами) требует лучшего понимания повреждений пласта, очистки ствола скважины и контроля потерь жидкости. Ключевое отличие состоит в том, что перфорация проникает через первые 6–18 дюймов (15–45 см) пласта вокруг ствола скважины, в то время как заканчивание в открытом стволе требует, чтобы пластовые флюиды протекали через всю зону проникновения фильтрата вокруг ствола скважины и отрыва. кека грязевого фильтра.

Многие заканчивания открытого ствола включают в себя клапаны водоотдачи в верхней части хвостовика для обеспечения контроля над скважиной во время эксплуатации верхнего заканчивания.

На рынке появляется все больше идей по расширению возможностей заканчивания открытым стволом; например, электроника может использоваться для приведения в действие самооткрывающегося или самозакрывающегося линейного клапана. Это можно использовать при заканчивании открытого ствола для улучшения очистки, вводя скважину в эксплуатацию с нижнего конца на 100 дней, а затем самостоятельно открывая пяточный конец. Устройства контроля притока и интеллектуальные заканчивания также устанавливаются как заканчивания открытого ствола.

Предварительно пробуренный хвостовик может обеспечить некоторый базовый контроль над выносом твердых частиц, когда считается, что ствол скважины разрушается из-за скопления кусков щебня, но это обычно не рассматривается как заканчивание с контролем песка.

Щелевой вкладыш

Вкладыши с прорезями могут быть выбраны в качестве альтернативы вкладышам с предварительно сделанными отверстиями, иногда по личному предпочтению или на основе сложившейся практики на местах. Его также можно выбрать для обеспечения экономичного контроля производства песка/твердых частиц. Вкладыш с прорезями имеет множество продольных прорезей, например, 2 мм × 50 мм, расположенных по длине и окружности каждого соединения. Недавние достижения в области лазерной резки означают, что прорезь теперь можно выполнять намного дешевле, при гораздо меньшей ширине прорезей, а в некоторых ситуациях вкладыш с прорезями теперь используется для тех же функций, что и сита для контроля песка.

Контроль песка в открытом стволе

Его выбирают там, где хвостовик должен механически сдерживать движение пластового песка. Существует множество вариантов контроля выноса песка в открытом стволе, тремя наиболее популярными из которых являются автономные фильтры, гравийные фильтры для открытого ствола (также известные как внешние гравийные набивки, где размерный песчаный «гравий» размещается в виде кольцевого пространства вокруг фильтра для контроля песка) и расширяемые экраны. Конструкции экранов в основном бывают проволочными или премиум-класса; В проволочных ситах используется спирально сваренная коррозионно-стойкая проволока, намотанная вокруг просверленной базовой трубы, чтобы обеспечить постоянный небольшой спиральный зазор (например, 0,012 дюйма (0,30 мм), называемый калибром 12). В экранах премиум-класса используется тканая металлическая ткань, обернутая вокруг базовой трубы. Расширяемые сита прорабатываются на глубину, а затем механически обжимаются до большего диаметра. В идеале расширяемые экраны должны быть обжаты до тех пор, пока они не соприкоснутся со стенкой ствола скважины.

Заканчивание горизонтального открытого ствола

Это наиболее распространенный метод заканчивания открытого ствола, используемый сегодня. По сути, это то же самое, что описано при заканчивании вертикального открытого ствола, но в горизонтальной скважине это значительно увеличивает контакт с пластом, увеличивая производительность или скорость нагнетания вашей скважины. Борьба с песком в горизонтальной скважине полностью отличается от борьбы с песком в вертикальной скважине. Мы больше не можем полагаться на гравитацию при укладке гравия. Большинство сервисных компаний используют альфа- и бета-волновую конструкцию для покрытия гравием всей длины горизонтальной скважины. Известно, что очень длинные скважины (около 6000 футов) во многих случаях успешно заполнялись гравием, включая глубоководные резервуары в Бразилии.

Завершение хвостовика

В этом случае кожух устанавливается над основной зоной. Поперек продуктивного разреза установлен нецементированный узел фильтра и хвостовика. Этот метод сводит к минимуму повреждение пласта и дает возможность контролировать песок. Это также облегчает очистку. Расходы на перфорацию также низкие или вообще отсутствуют. Однако накопление газа и воды трудно контролировать, а выборочная стимуляция невозможна, скважину невозможно углубить, и может потребоваться дополнительное время на буровую установку.

Перфорированный вкладыш

Обсадную колонну устанавливают над продуктивной зоной, зону бурят и обсадную колонну-хвостовик цементируют. Затем вкладыш перфорируется для производства. На этот раз возникают дополнительные расходы на перфорацию обсадной колонны, а также интерпретация каротажа имеет решающее значение, и могут возникнуть трудности с получением цементных работ хорошего качества.

Перфорированный корпус

Эксплуатационная колонна цементируется по зоне, а продуктивный участок выборочно перфорируется. Газ и воду легко контролировать, как и песок. Пласт можно избирательно стимулировать и углубить скважину. Этот выбор можно адаптировать к другим конфигурациям заканчивания, и доступны журналы, которые помогут принять решение об обсадной колонне. Гораздо лучший первичный корпус. Однако это может привести к повреждению зон и требует хорошей интерпретации журнала. Стоимость перфорации может быть очень высокой.

Завершение обсаженной скважины

Это включает в себя спуск обсадной колонны и хвостовика через продуктивную зону и их цементирование на месте. Соединение ствола скважины с пластом осуществляется перфорацией . Поскольку интервалы перфорации могут быть точно позиционированы, этот тип заканчивания обеспечивает хороший контроль потока жидкости, хотя он зависит от качества цемента, чтобы предотвратить поток жидкости за хвостовиком. Таким образом, это наиболее распространенная форма завершения...

Традиционные заканчивания

Поток в обсадной колонне : означает, что поток добывающей жидкости имеет только один путь к поверхности через обсадную колонну.
Поток в обсадной колонне и трубах : означает, что внутри обсадной колонны имеется трубка, позволяющая жидкости достигать поверхности. Эту трубку можно использовать в качестве глушителя при закачке химикатов. Трубка может иметь на конце «запорный» ниппель для проверки давления.
Поток откачки : трубки и насос спускаются на глубину ниже рабочей жидкости. Насос и колонна штанг установлены концентрично внутри НКТ. Якорь трубки предотвращает перемещение трубки во время закачки.
НКТ : установлены колонна НКТ и эксплуатационный пакер. Пакер означает, что весь поток проходит через НКТ. Внутри трубки можно установить комбинацию инструментов, которые помогут контролировать поток жидкости через трубку.
Газлифтная скважина : газ подается в клапаны, установленные в оправках в полосе НКТ. Гидростатический напор опускается, и жидкость поднимается газом на поверхность.
Альтернативное заканчивание одной скважины : в данном случае имеется скважина с двумя зонами. Для добычи из обеих зон изолируют пакерами. На трубах в области перфораций могут использоваться взрывные соединения. Это толстостенные переводники, способные противостоять истиранию жидкости из продуктивной зоны. Эта схема также может работать, если вам приходится добывать нефть из более высокой зоны, учитывая истощение нижней зоны. Трубка также может иметь механизм регулирования потока.
Концентрическая колонна глушения для одной скважины : внутри скважины используется концентрическая колонна глушения небольшого диаметра для циркуляции жидкости глушения, когда это необходимо.
Заканчивание одной скважины с использованием двух трубок : в этом случае две колонны трубок вставляются в одну скважину. На нижнем конце они соединены циркуляционной головкой. Химические вещества могут циркулировать по одной трубе, а производство может продолжаться по другой.

Компоненты комплектации

Верхнее заканчивание относится ко всем компонентам от нижней части эксплуатационной колонны вверх. Правильная конструкция этой «колонны заканчивания» необходима для обеспечения скважины правильной работы с учетом пластовых условий и для возможности проведения любых операций, которые считаются необходимыми для повышения добычи и безопасности.

Устьевое с ситуационным контролем

Это находящееся под давлением оборудование на поверхности скважины, где подвешиваются обсадные колонны и противовыбросовый превентор или рождественская елка подсоединяется .

Рождественская елка

Это основной узел клапанов, который контролирует поток из скважины на перерабатывающую установку (или наоборот для нагнетательных скважин) и обеспечивает доступ для химических продавок. ^{[ необходимо разъяснение (определение) ]} и скважинные вмешательства .

Подвеска для трубок

Этот компонент расположен в верхней части устья скважины головки НКТ , внутри фланца и служит основной опорой для эксплуатационных НКТ .

Подвеска НКТ может быть изготовлена с резиновыми или полимерными уплотнительными кольцами для изоляции НКТ от затрубного пространства.

Подвеска НКТ закрепляется внутри фланца головки НКТ с помощью стяжных болтов . Эти стяжные болты оказывают давление вниз на подвеску НКТ для сжатия уплотнительных прокладок и предотвращения гидростатического или механического выталкивания НКТ из кольцевого пространства. ^[2]

Эксплуатационные НКТ

Эксплуатационные насосно-компрессорные трубы являются основным каналом транспортировки углеводородов из пласта на поверхность (или закачиваемого материала в другую сторону). Он проходит от подвески НКТ в верхней части устья скважины до точки, обычно чуть выше верхней части продуктивной зоны.

Эксплуатационные трубы доступны в различных диаметрах, обычно от 2 до 4,5 дюймов.

Эксплуатационные трубы могут быть изготовлены с использованием различных марок сплавов для достижения определенных требований к твердости, коррозионной стойкости или прочности на разрыв.

Трубки могут быть покрыты изнутри различными резиновыми или пластиковыми покрытиями для повышения устойчивости к коррозии и/или эрозии.

Скважинный предохранительный клапан (DHSV)

Этот компонент предназначен как крайний метод защиты поверхности от неконтролируемого выделения углеводородов. Это цилиндрический клапан с шаровым или створчатым механизмом закрытия. Он устанавливается в эксплуатационные НКТ и удерживается в открытом положении с помощью гидравлической линии высокого давления , идущей от поверхности, содержащейся в линии управления диаметром 6,35 мм (1/4 дюйма), которая прикреплена к гидравлической камере DHSV и заканчивается на поверхности к Гидравлический привод необходим для преодоления производственного давления в трубе перед штуцером на елке. Клапан сработает, если шлангокабель высокого давления будет перерезан или разрушено устье скважины.

Этот клапан позволяет жидкостям проходить вверх или закачиваться вниз по эксплуатационным НКТ. В закрытом состоянии DHSV образует барьер в направлении потока углеводородов, но жидкости все равно можно закачивать для операций по глушению скважины. Он размещается настолько глубоко под поверхностью, насколько это считается безопасным от любых возможных нарушений поверхности, включая образование кратеров, вызванных разрушением платформы. Там, где вероятно образование гидратов (большая часть добычи подвергается риску), глубина SCSSV (поверхностного подповерхностного предохранительного клапана) ниже морского дна может достигать 1 км: это позволит учитывать геотермическую температуру. быть достаточно высоким, чтобы гидраты не блокировали клапан.

Кольцевой предохранительный клапан

На скважинах с возможностью газлифта многие операторы считают целесообразным установить клапан, который изолирует затрубное пространство А по тем же причинам, по которым может потребоваться DHSV для изоляции эксплуатационных НКТ , чтобы предотвратить превращение запасов природного газа в скважине в опасность, как это было на Пайпер Альфа .

Оправка бокового кармана

Это сварное/обработанное изделие, содержащее «боковой карман» рядом с основным трубчатым трубопроводом. Боковой карман, обычно диаметром 1 дюйм или 1½ дюйма, предназначен для размещения газлифтного клапана, который позволяет подавать газ под высоким давлением в трубу за счет снижения давления в трубе и позволяя углеводородам двигаться вверх.

Электрический погружной насос

Это устройство используется для механизированной добычи , чтобы обеспечить энергию для вытеснения углеводородов на поверхность, если пластовое давление недостаточно.

Электрические погружные насосы (ЭЦН) устанавливаются в нижней части эксплуатационных НКТ или внутри НКТ (сквозные НКТ).

Будучи электрическими, ЭЦН требуют, чтобы электрический канал связи прокладывался с поверхности через специальное устье скважины и подвеску для труб, чтобы обеспечить необходимую мощность для работы.

Во время установки силовой кабель соединяется с ESP, а затем прикрепляется к внешней стороне трубы с помощью устойчивых к коррозии металлических лент при прокладке в отверстии.

Над каждой муфтой НКТ могут быть установлены специальные ограждения, называемые пушечными ограждениями, чтобы предотвратить трение кабеля о стенки обсадной трубы, что может привести к преждевременному выходу кабеля из строя.

Процессы установки и ремонта требуют тщательного рассмотрения во избежание повреждения силового кабеля.

Как и многие другие методы механизированной добычи, ЭЦН снижает забойное давление на забое НКТ, позволяя углеводородам течь в НКТ.

Посадочный ниппель

Компонент заканчивания, изготовленный в виде короткой секции толстостенной трубы с обработанной внутренней поверхностью, обеспечивающей зону уплотнения и фиксирующий профиль. Посадочные ниппели включаются в большинство заканчиваний через заданные промежутки времени, чтобы обеспечить возможность установки устройств регулирования притока, таких как пробки и дроссели. Обычно используются три основных типа посадочных ниппелей: стопорные ниппели, селективные посадочные ниппели и ниппели с портами или предохранительными клапанами.

Скользящая втулка

Скользящая втулка приводится в действие гидравлически или механически, обеспечивая сообщение между трубой и кольцевым пространством «А» . Их часто используют в скважинах с несколькими пластами для регулирования притока в зоны и из зон.

Производственный упаковщик

Пакер изолирует затрубное пространство между НКТ и внутренней обсадной колонной и подошвой скважины. Это необходимо для того, чтобы пластовые флюиды не текли по всей длине обсадной колонны и не повреждали ее. Обычно его размещают недалеко от низа НКТ, недалеко от продуктивной зоны.

Скважинные манометры

Это электронный или оптоволоконный датчик, обеспечивающий непрерывный мониторинг скважинного давления и температуры. В манометрах либо используется линия управления диаметром 1/4 дюйма, закрепленная на внешней стороне колонны НКТ для обеспечения электрической или оптоволоконной связи с поверхностью, либо передача измеренных данных на поверхность с помощью акустического сигнала в стенке НКТ.Информация, полученная от этих устройств мониторинга, может использоваться для моделирования пластов или прогнозирования срока службы или проблем в конкретном стволе скважины.

Перфорированное соединение

Это длинная трубка с пробитыми в ней отверстиями. Если он используется, он обычно располагается под пакером и обеспечивает альтернативный путь входа пластовых флюидов в НКТ в случае, если башмак заблокируется, например, застрявшим перфорационным пистолетом.

Запорный клапан пласта

Этот компонент, расположенный у подножия колонны заканчивания, используется для обеспечения двусторонней изоляции от пласта при операциях заканчивания без необходимости использования жидкостей для глушения . Их использование носит спорадический характер, поскольку они не пользуются лучшей репутацией в плане надежности, когда дело доходит до их открытия в конце процесса завершения.

Центратор

В сильно отклоненных скважинах этот компонент может быть включен ближе к подошве заканчивания. Он состоит из большого воротника, который удерживает колонну заканчивания центрально внутри скважины во время цементирования.

Руководство по входу в проводную сеть

Этот компонент часто устанавливается на конце трубки или «башмаке». Он предназначен для облегчения вытаскивания инструментов на тросе, предлагая направляющую поверхность для повторного входа колонны инструментов в НКТ, не зацепляясь за боковую часть башмака.

Перфорирующая и стимулирующая

При заканчивании обсаженных скважин (большинство скважин) после установки колонны заканчивания на заключительном этапе необходимо установить соединение между стволом скважины и пластом. Это делается с помощью перфораторов, которые пробивают отверстия в обсадной колонне или хвостовике для создания соединения. Современные перфорационные отверстия производятся с помощью кумулятивных зарядов взрывчатого вещества, аналогичных бронебойным зарядам, используемым в противотанковых ракетах (базуках).

Иногда после полного завершения скважины для достижения запланированной продуктивности необходима дальнейшая интенсификация. Существует несколько методов стимуляции.

кислотная обработка

Это включает в себя введение химических веществ, которые разъедают любые повреждения кожи, «очищая» пласт и тем самым улучшая поток пластовых жидкостей. Сильная кислота (обычно соляная кислота ) используется для растворения горных пород, но эта кислота не вступает в реакцию с углеводородами . В результате углеводороды становятся более доступными. Кислоту также можно использовать для очистки ствола скважины от некоторых отложений , образующихся в пластовой воде, насыщенной минералами.

Разрыв

Это означает создание и распространение трещин из перфорационных туннелей глубже в пласт, увеличение площади поверхности для потока пластовых флюидов в скважину , а также распространение за пределы любых возможных повреждений вблизи ствола скважины. Это можно сделать путем закачки жидкостей под высоким давлением ( гидравлический разрыв ), закачки жидкостей с добавлением круглого гранулированного материала ( разрыв проппанта ) или использования взрывчатых веществ для создания потока газа под высоким давлением и высокой скоростью (тротил или тэн до 1 900 000 фунтов на квадратный дюйм (13 000 000 фунтов на квадратный дюйм (13 000 000 фунтов на квадратный дюйм) кПа)) и (стимуляция порохом до 4000 фунтов на квадратный дюйм (28000 кПа)).

Кислотная обработка и гидроразрыв (комбинированный метод)

Это предполагает использование взрывчатых веществ и закачку химикатов для увеличения контакта кислоты с горной породой.

Циркуляция азота

Иногда производительность может быть снижена из-за остатков жидкостей заканчивания, тяжелых рассолов , в стволе скважины. Это особенно проблема в газовых скважинах . В этих случаях гибкую трубу можно использовать для закачки азота под высоким давлением в забой скважины для циркуляции рассола .

См. также

Ссылки

^ «Как работает заканчивание скважин?» . www.rigzone.com . Проверено 5 июля 2018 г.
^ https://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/t/tubing_hanger.aspx Глоссарий нефтяного месторождения.

Внешние ссылки

[1] «Как работает заканчивание скважин?» . www.rigzone.com . Проверено 5 июля 2018 г.

[2] ttps://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/t/tubing_hanger.aspx Глоссарий нефтяного месторождения.

[1]

[2]