Войти
Заканчивание скважины - это процесс создания скважина готова к добыче (или закачке) после буровых работ. Это в основном включает подготовку забоя скважины в соответствии с требуемыми спецификациями, спуск эксплуатационной колонны и связанных с ней скважинных инструментов, а также перфорацию и стимуляцию по мере необходимости. Иногда также включается процесс спуска и цементирования обсадной колонны . После того, как скважина будет пробурена, если буровые растворы будут удалены, скважина в конечном итоге закроется сама по себе. Обсадная труба гарантирует, что этого не произойдет, а также защищает поток скважины от внешних воздействий, таких как вода или песок.
Перфорированный башмак Это относится к части скважины через зону добычи или закачки. У проектировщика скважины есть много инструментов и опций, доступных для проектирования нижнего заканчивания (заканчивания скважины) в соответствии с условиями коллектора . Как правило, нижний заканчиватель устанавливается поперек продуктивной зоны с использованием системы подвески хвостовика, которая прикрепляет нижний заканчиватель к эксплуатационной обсадной колонне. Ниже перечислены широкие категории нижнего завершения.
Этот тип является самым основным, но может быть хорошим выбором для бурения в твердых породах, многоствольных стволов и бурения на депрессии. Это предполагает выход из продуктивного участка коллектора без труб. Это эффективно снимает контроль над потоком флюидов из пласта; он не подходит для более слабых пластов, которые могут требовать борьбы с пескопроявлением, а также для пластов, требующих выборочной изоляции интервалов нефти, газа и воды. Однако успехи в таких областях, как использование гибких насосно-компрессорных труб и тракторов, означают, что можно успешно добывать скважины с босиком.
Эксплуатационная обсадная колонна устанавливается над интересующей зоной перед бурением этой зоны. Зона открыта для ствола скважины. В этом случае перфорация не требует больших затрат. Интерпретация журнала не критична. Скважина легко углубляется и легко превращается в сетку и футеровку. Однако чрезмерное производство газа и воды трудно контролировать, и может потребоваться частая очистка. Также интервал нельзя стимулировать выборочно.
Это обозначение относится к диапазону заканчиваний, когда обсадная колонна или хвостовик не цементируются на месте в зоне добычи. В компетентных формациях зона может быть оставлена полностью пустой, но обычно используются какие-то средства контроля песка и / или потока.
Заканчивание в необсаженном стволе в последние годы стало популярным, и существует множество конфигураций, часто разрабатываемых для решения конкретных проблем коллектора. В последнее время появилось много разработок, которые способствовали успеху заканчивания необсаженных стволов, и они также имеют тенденцию быть популярными в горизонтальных скважинах, где цементированные установки более дороги и технически более сложны. Наиболее распространенными вариантами заканчивания необсаженных стволов являются:
Также часто называется хвостовик с предварительно просверленным отверстием . Хвостовик готовится с несколькими небольшими просверленными отверстиями, затем устанавливается поперек зоны добычи, чтобы обеспечить устойчивость ствола скважины и канал для вмешательства. Хвостовик с предварительно просверленным отверстием часто сочетается с пакерами в необсаженном стволе, такими как набухающие эластомеры, механические пакеры или пакеры с внешней обсадной колонной, чтобы обеспечить зональную сегрегацию и изоляцию. Сейчас довольно часто можно увидеть комбинацию хвостовика с предварительно просверленными отверстиями, твердого хвостовика и набухающих эластомерных пакеров, обеспечивающих первоначальную изоляцию нежелательных зон воды или газа. Множественные скользящие муфты также могут использоваться в сочетании с пакерами для необсаженных скважин, чтобы обеспечить значительную гибкость в управлении зональным потоком в течение срока службы ствола скважины.
Этот тип заканчивания также применяется в некоторых водонагнетательных скважинах, хотя он требует гораздо более высоких эксплуатационных характеристик пакеров для необсаженных стволов из-за значительных изменений давления и температуры, которые происходят в водяных нагнетательных скважинах.
Заканчивание в открытом стволе (по сравнению с цементированной трубой) требует лучшего понимания повреждения пласта, очистки ствола скважины и контроля водоотдачи. Ключевое отличие заключается 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 глинистой корки.
Многие заканчивания в необсаженном стволе будут иметь клапаны для снижения водопоглощения в верхней части хвостовика для обеспечения контроля скважины во время спуска верхнего заканчивания.
На рынке появляется все больше идей по расширению возможностей заканчивания необсаженных стволов; например, электроника может использоваться для приведения в действие самооткрывающегося или самозакрывающегося клапана вкладыша. Это может быть использовано при заканчивании необсаженного ствола для улучшения очистки, путем ввода скважины в эксплуатацию с носка на 100 дней, а затем самооткрытия пяточного конца. Устройства контроля притока и интеллектуальные заканчивания также устанавливаются в качестве заканчивания в необсаженном стволе.
Хвостовик с предварительно просверленным отверстием может обеспечить некоторый базовый контроль добычи твердых частиц, когда считается, что ствол скважины выходит из строя из-за агрегированных кусков щебня, но это обычно не рассматривается как заканчивание с контролем выноса песка.
Футеровка с прорезями может быть выбрана в качестве альтернативы гильзе с предварительно просверленными отверстиями, иногда по личным предпочтениям или в соответствии с установившейся практикой в полевых условиях. Его также можно выбрать для обеспечения недорогого контроля производства песка / твердых частиц. Вкладыш с прорезями обрабатывается множеством продольных прорезей, например 2 мм × 50 мм, расположенных по длине и окружности каждого соединения. Последние достижения в области лазерной резки означают, что прорезание пазов теперь можно делать намного дешевле, при гораздо меньшей ширине прорезей, а в некоторых случаях облицовка с прорезями теперь используется для тех же функций, что и фильтры для контроля песка.
Выбирается, когда хвостовик должен механически сдерживать движение пластового песка. Существует множество вариантов контроля выноса песка в необсаженном стволе, тремя популярными вариантами являются автономные грохоты, гравийные набивки в необсаженном стволе (также известные как внешние гравийные фильтры, в которых песчаный «гравий» определенного размера помещается в качестве кольцевого пространства вокруг фильтра для контроля песка) и расширяемый экраны. Конструкции экранов в основном бывают проволочными или премиальными; В проволочных экранах используется спирально сваренная коррозионно-стойкая проволока, намотанная вокруг просверленной основной трубы для обеспечения постоянного небольшого винтового зазора (например, 0,012 дюйма (0,30 мм), называемого калибром 12). Экраны премиум-класса используют тканую металлическую ткань, обернутую вокруг базовой трубы. Расширяющиеся грохоты спускаются на глубину перед механической обжимкой до большего диаметра. В идеале раздвижные сита должны обжиматься до тех пор, пока они не коснутся стенки ствола скважины.
Это наиболее распространенное заканчивание открытого ствола, используемое сегодня. Это в основном то же самое, что описано для вертикального заканчивания открытого ствола, но в горизонтальной скважине оно значительно увеличивает контакт с пластом, увеличивая добычу или скорость закачки вашей скважины. Контроль пескопроявления в горизонтальной скважине полностью отличается от вертикальной скважины. Мы больше не можем полагаться на гравитацию при укладке гравия. Большинство сервисных компаний используют конструкции с альфа- и бета-волнами, чтобы покрыть гравием всю длину горизонтальной скважины. Известно, что очень длинные скважины (около 6000 футов) во многих случаях успешно забивались гравием, включая глубоководные резервуары в Бразилии.
В этом случае обсадная труба устанавливается над основной зоной. Нецементированный грохот и хвостовик в сборе установлен поперек продуктивного участка. Этот метод сводит к минимуму повреждение пласта и дает возможность контролировать песок. Это также упрощает очистку. Затраты на перфорацию также низкие или отсутствуют. Однако накопление газа и воды трудно контролировать, а выборочное стимулирование невозможно, скважину невозможно легко углубить, и может потребоваться дополнительное время на буровую.
Обсадная труба устанавливается над продуктивной зоной, зона пробуривается, и обсадная труба хвостовика цементируется на месте. Затем футеровку перфорируют для изготовления. На этот раз возникают дополнительные расходы на перфорацию обсадной колонны, критически важна также интерпретация каротажа, и получить цементные работы хорошего качества может быть сложно.
Эксплуатационная обсадная колонна цементируется через зону, а продуктивная секция выборочно перфорирована. Газ и вода легко контролируются, как и песок. Пласт можно избирательно стимулировать, а скважину углублять. Этот выбор можно адаптировать к другим конфигурациям заканчивания, и журналы доступны для помощи при выборе обсадной колонны. Намного лучше первичный кожух. Однако это может привести к повреждению зон и требует хорошей интерпретации журнала. Стоимость перфорации может быть очень высокой.
Сюда входит спуск обсадной трубы или хвостовика через зону добычи и их цементирование на месте. Соединение ствола скважины с пластом осуществляется посредством перфорации. Поскольку интервалы перфорации могут быть точно расположены, 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 заканчивания...
Верхнее заканчивание относится ко всем компонентам от нижней части эксплуатационной колонны вверх. Правильная конструкция этой «колонны заканчивания» имеет важное значение для обеспечения надлежащего притока скважины в условиях коллектора и для выполнения любых операций, которые считаются необходимыми для увеличения добычи и безопасности.
Это оборудование, сдерживающее давление на поверхности скважины, где подвешены обсадные колонны и противовыбросовый превентор или новогодняя елка подключен.
Это основная сборка клапанов, которая регулирует поток из колодца на технологическую установку (или наоборот для нагнетательные скважины) и обеспечивает доступ для химического сжатия и вмешательства в скважину.
Этот компонент находится в верхней части устья внутри головки насосно-компрессорной трубы фланец и служит основной опорой для эксплуатационной колонны.
. Подвеска насосно-компрессорной трубы может быть изготовлена с резиновыми или полимерными уплотнительными кольцами для изоляции колонны от кольцевого пространства.
Подвеска для НКТ крепится к фланцу головки НКТ с помощью стопорных болтов. Эти стопорные болты оказывают давление вниз на подвеску НКТ для сжатия уплотняющих прокладок и предотвращения гидростатического или механического выброса НКТ из затрубного пространства.
НКТ является основным трубопроводом для транспортировки углеводородов из коллектора на поверхность (или закачиваемого материала, наоборот). Он проходит от подвески насосно-компрессорных труб наверху устья вниз до точки, обычно чуть выше верхней части продуктивной зоны.
Производственные трубы доступны различных диаметров, обычно от 2 дюймов до 4,5 дюймов.
Эксплуатационные трубы могут изготавливаться с использованием сплавов различных марок 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.
Этот компонент предназначен для использования в качестве последнего средства защиты поверхности от неконтролируемого выброса углеводородов. Это цилиндрический клапан с шаровым механизмом закрытия или закрывающим клапаном. Он устанавливается в НКТ и удерживается в открытом положении гидравлической линией высокого давления с поверхности, содержащейся в линии управления 6,35 мм (1/4 дюйма), которая присоединена к гидравлической камере DHSV. и заканчивается на поверхности к гидравлическому приводу. Высокое давление необходимо для преодоления производственного давления в НКТ перед штуцером на дереве. Клапан сработает, если шлангокабель высокого давления перерезан или устье скважины / дерево разрушено.
Этот клапан позволяет флюидам проходить вверх или закачивать вниз по эксплуатационной колонне. В закрытом состоянии DHSV образует барьер в направлении потока углеводородов, но флюиды все еще могут закачиваться для операций глушения скважины. далеко под поверхностью, что считается безопасным от любого возможного поверхностного возмущения, в том числе кратеров, вызванных вымыванием платформы. Там, где вероятно образование гидратов (большая часть добычи подвержена этому риску), глубина SCSSV (контролируемая с поверхности, подводная -поверхностный предохранительный клапан) внизу морское дно может достигать 1 км: это позволит обеспечить достаточно высокую геотермальную температуру, чтобы гидраты не блокировали клапан.
На скважинах с возможностью газлифта многие операторы считают целесообразным установить клапан, который будет изолировать кольцевое пространство A по тем же причинам, что и DHSV. может потребоваться для изоляции эксплуатационной колонны, чтобы не допустить, чтобы запасы природного газа в скважине стали опасными, как это было на Piper Alpha.
Это представляет собой сварное / механически обработанное изделие, которое содержит «боковой карман» рядом с основным трубчатым трубопроводом. Боковой карман, обычно диаметром 1 дюйм или 1½ дюйма, предназначен для размещения газлифтного клапана , который позволяет потоку газа высокого давления в НКТ за счет снижения давления в НКТ и обеспечения движения углеводородов вверх.
Это устройство используется для искусственного подъема, чтобы обеспечить энергией для вывода углеводородов на поверхность, если пластовое давление недостаточно.
Электрические погружные насосы или УЭЦН устанавливаются в нижней части эксплуатационной колонны.
Будучи электрически запитанными, ЭЦН требуют, чтобы кабелепровод электрических коммуникаций проходил с поверхности через специализированное устье скважины и трубодержатель для обеспечения необходимой мощности для работы.
Во время установки силовой кабель вставляется в ESP, а затем прикрепляется к внешней стороне трубы с помощью коррозионно-стойких металлических лент, когда он проходит в отверстие.
Специальные ограждения, называемые пушечными ограждениями, могут быть установлены поверх каждой муфты НКТ для предотвращения трения кабеля о стенки обсадной колонны, что может вызвать преждевременное повреждение кабеля.
Процессы установки и ремонта требуют тщательного рассмотрения, чтобы предотвратить повреждение кабеля питания.
Как и многие другие методы искусственного подъема, ЭЦН снижает забойное давление на дне НКТ, позволяя углеводородам течь в НКТ.
Компонент заканчивания, изготовленный в виде короткого участка толстостенной трубы с механически обработанной внутренней поверхностью, которая обеспечивает зону уплотнения и фиксирующий профиль. Посадочные ниппели входят в состав большинства заканчиваний с заданными интервалами, чтобы обеспечить возможность установки устройств контроля потока, таких как пробки и дроссели. Обычно используются три основных типа посадочных ниппелей: непроходные ниппели, ниппели выборочной посадки и ниппели с отверстиями или с предохранительными клапанами.
Скользящая муфта приводится в действие гидравлически или механически для обеспечения связи между НКТ и кольцевым пространством «A» . Они часто используются в скважинах с несколькими пластами для регулирования притока в зоны и из них.
Пакер изолирует кольцевое пространство между НКТ и внутренней обсадной трубой и подошвой скважины. Это необходимо для предотвращения протекания пластовых флюидов по всей длине обсадной колонны и ее повреждения. Как правило, его размещают рядом с подошвой НКТ, незадолго до зоны добычи.
Это электронный или оптоволоконный датчик для непрерывного мониторинга забойного давления и температуры. В манометрах либо используется контрольная линия 1/4 дюйма, закрепленная на внешней стороне колонны насосно-компрессорных труб для обеспечения электрической или оптоволоконной связи с поверхностью, либо передаются измеренные данные на поверхность с помощью акустического сигнала в стенке трубопровода. Информация, полученная от этих устройств мониторинга, может использоваться для моделирования резервуаров или прогнозирования срока службы или проблем в конкретном стволе скважины.
Это длина НКТ с пробитыми в нем отверстиями. Если используется, он обычно располагается под пакером и предлагает альтернативный путь входа пластовых флюидов в НКТ в случае, если башмак будет заблокирован, например, застрявшим перфорационным пистолетом.
Этот компонент, расположенный ближе к основанию колонны заканчивания, используется для обеспечения двусторонней изоляции от пласта для операций заканчивания без необходимости жидкости глушения. является спорадическим, поскольку они не пользуются лучшей репутацией надежных когда дело доходит до их открытия в конце процесса завершения.
В сильно наклонных скважинах этот компонент может быть включен ближе к подошве заканчивания. Он состоит из большой муфты, которая удерживает колонну заканчивания в центре ствола скважины во время цементирования.
Этот компонент часто устанавливается на конце трубки или «башмаке». Он предназначен для облегчения извлечения инструментов на тросе, предлагая направляющую поверхность для того, чтобы связка инструментов снова входила в НКТ, не зацепляясь за край башмака.
При заканчивании обсаженных стволов (большинство скважин), после того, как колонна заканчивания установлена на место, завершающим этапом является соединение между стволом скважины и пластом. Это делается путем запуска перфораторов для взрыва отверстий в обсадной колонне или хвостовике для выполнения соединения. Современные перфорации выполняются с использованием кумулятивных зарядов взрывчатого вещества, аналогичных бронебойным зарядам, используемым на противотанковых ракетах (базуках).
Иногда после того, как скважина полностью завершена, необходима дальнейшая стимуляция для достижения запланированной производительности. Есть несколько методов стимуляции.
Это включает закачку химикатов для разъедания любого повреждения кожи, «очистки» пласта, тем самым улучшая поток пластовых флюидов. Сильная кислота (обычно соляная кислота ) используется для растворения горных пород, но эта кислота не взаимодействует с углеводородами. В результате углеводороды более доступны. Кислота также может использоваться для очистки ствола скважины от некоторых отложений, которые образуются из пластовой воды, содержащей минералы.
Это означает создание и расширение трещин из перфорационных туннелей глубже в пласт, увеличивая площадь поверхности для протекания пластовых флюидов в скважину , а также распространяется за пределы возможных повреждений вблизи ствола скважины. Это может быть сделано путем закачки флюидов под высоким давлением (гидравлический разрыв ), закачки флюидов с примесью круглого гранулированного материала (разрыв проппанта) или использования взрывчатых веществ для создания газового потока высокого давления и высокой скорости (TNT или PETN. до 1 900 000 фунтов на квадратный дюйм (13 000 000 кПа)) и (стимуляция пропеллентом до 4 000 фунтов на квадратный дюйм (28 000 кПа)).
Это включает использование взрывчатых веществ и закачку химикатов для увеличения контакта кислоты с породами.
Иногда производительность может быть затруднена из-за остатков жидкостей для заканчивания, тяжелых рассолов в стволе скважины. Это особенно проблема в газе скважинах. В этих случаях гибкие НКТ могут использоваться для закачки азота под высоким давлением в забой скважины для циркуляции рассола.
