Завершение скважины — это процесс подготовки скважины к добыче (или закачке) после буровых работ. Это в основном включает подготовку дна скважины в соответствии с требуемыми спецификациями, спуск эксплуатационной трубы 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 пробурена, если буровой раствор будет удален, скважина в конечном итоге закроется сама собой. Обсадка гарантирует, что этого не произойдет, а также защищает скважинный поток от внешних воздействий, таких как вода или песок. [1]
Это относится к части скважины в зоне добычи или нагнетания. Проектировщик скважин имеет множество инструментов и опций, доступных для проектирования нижнего заканчивания (завершения скважины) в соответствии с условиями пласта . Обычно нижнее заканчивание устанавливается поперек продуктивной зоны с помощью системы подвески хвостовика, которая крепит нижнее заканчивание к эксплуатационной колонне обсадных труб. Ниже перечислены общие категории нижнего заканчивания.
Этот тип является самым базовым, но может быть хорошим выбором для твердых пород, многоствольного бурения и бурения на депрессии. Он подразумевает оставление продуктивной части резервуара без каких-либо труб. Это эффективно устраняет контроль потока флюидов из пласта; он не подходит для более слабых пластов, которым может потребоваться контроль песка, а также для пластов, требующих избирательной изоляции нефтяных, газовых и водных интервалов. Однако достижения в таких вмешательствах, как гибкие трубы и тракторы, означают, что можно успешно производить скважины без опоры.
Эксплуатационная колонна устанавливается над зоной интереса перед бурением зоны. Зона открыта для ствола скважины. В этом случае перфорации требуют небольших затрат. Интерпретация каротажа не имеет решающего значения. Скважину можно легко углубить, и ее легко переоборудовать в фильтр и подкладку. Однако избыточную добычу газа и воды трудно контролировать, и она может потребовать частой очистки. Кроме того, интервал нельзя избирательно стимулировать.
Это обозначение относится к ряду завершений, где ни обсадная колонна, ни хвостовик не цементируются на месте по всей производственной зоне. В компетентных пластах зона может быть оставлена полностью голой, но обычно включаются какие-то средства контроля песка и/или контроля потока.
Завершения в открытом стволе скважины получили значительное распространение в последние годы, и существует множество конфигураций, часто разработанных для решения конкретных проблем пласта. Было много недавних разработок, которые повысили успешность завершения в открытом стволе скважины, и они также, как правило, популярны в горизонтальных скважинах, где цементированные установки более дороги и технически более сложны. Обычные варианты завершения в открытом стволе скважины:
Также часто называется предварительно просверленным вкладышем . Вкладыш подготавливается с несколькими небольшими просверленными отверстиями, затем устанавливается поперек производственной зоны для обеспечения устойчивости ствола скважины и канала вмешательства. Предварительно просверленный вкладыш часто комбинируется с пакерами открытого ствола, такими как разбухающие эластомеры, механические пакеры или внешние пакеры обсадной колонны, для обеспечения зональной сегрегации и изоляции. В настоящее время довольно часто можно увидеть комбинацию предварительно просверленного вкладыша, сплошного вкладыша и разбухающих эластомерных пакеров для обеспечения первоначальной изоляции нежелательных зон воды или газа. Несколько скользящих муфт также могут использоваться в сочетании с пакерами открытого ствола, чтобы обеспечить значительную гибкость в контроле зонального потока в течение срока службы ствола скважины.
Этот тип заканчивания также применяется в некоторых скважинах для нагнетания воды, хотя для них требуются гораздо более высокие эксплуатационные характеристики пакеров для открытого ствола из-за значительных изменений давления и температуры, которые происходят в скважинах для нагнетания воды.
Завершения в открытом стволе (по сравнению с цементированными трубами) требуют лучшего понимания повреждения пласта, очистки ствола скважины и контроля потери жидкости. Ключевое отличие заключается в том, что перфорация проникает через первые 6-18 дюймов (15-45 см) пласта вокруг ствола скважины, в то время как для завершения в открытом стволе требуется, чтобы пластовые жидкости протекали через всю зону проникновения фильтрата вокруг ствола скважины и отрыва глинистой корки.
Многие системы заканчивания скважин в открытом стволе скважины оснащаются клапанами контроля потерь жидкости в верхней части хвостовика для обеспечения контроля над скважиной во время спуска верхней системы заканчивания.
На рынке появляется все больше идей по расширению возможностей для заканчивания скважин в открытом стволе; например, электроника может использоваться для приведения в действие самооткрывающегося или самозакрывающегося клапана-хвостовика. Это может использоваться при заканчивании скважин в открытом стволе для улучшения очистки, путем вывода скважины на добычу с носка на 100 дней, а затем самооткрывания пятки. Устройства контроля притока и интеллектуальные заканчивания также устанавливаются в качестве заканчиваний скважин в открытом стволе.
Предварительно просверленный хвостовик может обеспечить некоторый базовый контроль за выносом твердых частиц, когда предполагается, что ствол скважины обрушается из-за скоплений щебня, но обычно его не рассматривают как средство контроля за выносом песка.
Щелевые вкладыши могут быть выбраны в качестве альтернативы предварительно перфорированным вкладышам, иногда в качестве личного предпочтения или из устоявшейся практики на поле. Их также можно выбрать для обеспечения недорогого контроля производства песка/твердых частиц. Щелевые вкладыши обрабатываются с несколькими продольными прорезями, например, 2 мм × 50 мм, распределенными по длине и окружности каждого соединения. Последние достижения в области лазерной резки означают, что прорезка теперь может быть выполнена гораздо дешевле для гораздо меньшей ширины прорезей, и в некоторых ситуациях щелевые вкладыши теперь используются для той же функциональности, что и экраны контроля песка.
Это выбирается, когда требуется, чтобы облицовка механически сдерживала движение пластового песка. Существует много вариантов контроля песка в открытом стволе, три популярных варианта — это автономные экраны, гравийные фильтры в открытом стволе (также известные как внешние гравийные фильтры, где размерный песок «гравий» размещается в виде кольца вокруг экрана контроля песка) и расширяемые экраны. Конструкции экранов в основном представляют собой проволочную обмотку или премиум-класса; проволочные обмотки используют спирально сваренную коррозионно-стойкую проволоку, обернутую вокруг просверленной базовой трубы, чтобы обеспечить постоянный небольшой спиральный зазор (например, 0,012 дюйма (0,30 мм), называемый калибром 12). Премиальные экраны используют тканую металлическую ткань, обернутую вокруг базовой трубы. Расширяемые экраны спускаются на глубину, прежде чем механически обжимаются до большего диаметра. В идеале расширяемые экраны будут обжиматься до тех пор, пока они не коснутся стенки ствола скважины.
Это наиболее распространенное заканчивание открытого ствола скважины, используемое сегодня. В основном это то же самое, что описано для заканчивания вертикального открытого ствола скважины, но в горизонтальной скважине это значительно увеличивает контакт с резервуаром, увеличивая производительность или скорость закачки вашей скважины. Контроль песка в горизонтальной скважине полностью отличается от вертикальной скважины. Мы больше не можем полагаться на силу тяжести при размещении гравия. Большинство сервисных компаний используют конструкцию альфа- и бета-волн, чтобы покрыть гравием всю длину горизонтальной скважины. Известно, что очень длинные скважины (около 6000 футов) были успешно заполнены гравием во многих случаях, включая глубоководные резервуары в Бразилии.
В этом случае обсадная колонна устанавливается над первичной зоной. Незацементированный фильтр и узел хвостовика устанавливаются поперек продуктивного участка. Эта технология минимизирует повреждение пласта и дает возможность контролировать песок. Она также облегчает очистку. Расходы на перфорацию также низкие или отсутствуют. Однако накопление газа и воды трудно контролировать, а селективная стимуляция невозможна, скважину нельзя легко углубить, и может потребоваться дополнительное время бурения.
Обсадная колонна устанавливается над продуктивной зоной, зона бурится, и обсадная колонна-хвостовик цементируется на месте. Затем обсадная колонна перфорируется для добычи. На этот раз возникают дополнительные расходы на перфорацию обсадной колонны, также критически важна интерпретация каротажных диаграмм, и может быть сложно получить качественные цементные работы.
Эксплуатационная обсадная колонна цементируется через зону, а продуктивная секция выборочно перфорируется. Газ и вода легко контролируются, как и песок. Формирование можно выборочно стимулировать, а скважину можно углубить. Этот выбор можно адаптировать к другим конфигурациям завершения, и доступны каротажи для помощи в принятии решений по обсадке. Гораздо лучше первичная обсадная колонна. Однако она может повредить зоны и требует хорошей интерпретации каротажа. Стоимость перфорации может быть очень высокой.
Это включает в себя спуск обсадной колонны и хвостовика через зону добычи и цементирование на месте. Соединение между стволом скважины и пластом осуществляется путем перфорации . Поскольку интервалы перфорации могут быть точно позиционированы, этот тип завершения обеспечивает хороший контроль потока жидкости, хотя он полагается на качество цемента, чтобы предотвратить поток жидкости за хвостовиком. Таким образом, это наиболее распространенная форма завершения...
Верхнее завершение относится ко всем компонентам от нижней части эксплуатационной трубы вверх. Правильная конструкция этой «колонны завершения» имеет важное значение для обеспечения надлежащего потока скважины с учетом условий пласта и для обеспечения любых операций, которые считаются необходимыми для повышения производительности и безопасности.
Это работающее под давлением оборудование на поверхности скважины, к которому подвешены обсадные колонны и присоединен противовыбросовый превентор или фонтанная арматура .
Это основной узел клапанов, который управляет потоком от скважины к технологической установке (или наоборот для нагнетательных скважин) и обеспечивает доступ для химической закачки [ требуется уточнение (определение) ] и проведения работ на скважине .
Этот компонент располагается в верхней части устья скважины , внутри фланца головки насосно-компрессорной трубы , и служит основной опорой для эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб .
Подвеска НКТ может быть изготовлена с резиновыми или полимерными уплотнительными кольцами для изоляции НКТ от затрубного пространства.
Подвеска НКТ закреплена во фланце головки НКТ с помощью болтов с защелкой . Эти болты с защелкой оказывают направленное вниз давление на подвеску НКТ, сжимая уплотнительные прокладки и предотвращая гидростатическое или механическое выталкивание НКТ из кольцевого пространства. [2]
Эксплуатационная насосно-компрессорная труба является основным каналом для транспортировки углеводородов из резервуара на поверхность (или закачиваемого материала наоборот). Она проходит от подвески насосно-компрессорной трубы в верхней части устья скважины до точки, которая обычно находится чуть выше верхней части зоны добычи.
Производственные трубы доступны в различных диаметрах, обычно от 2 до 4,5 дюймов.
Эксплуатационные трубы могут изготавливаться с использованием различных марок сплавов для достижения определенных требований к твердости, коррозионной стойкости или пределу прочности на разрыв.
Внутреннюю часть трубок можно покрыть различными резиновыми или пластиковыми покрытиями для повышения устойчивости к коррозии и/или эрозии.
Этот компонент предназначен как последний способ защиты поверхности от неконтролируемого выброса углеводородов. Это цилиндрический клапан с шаровым или лопастным механизмом закрытия. Он устанавливается в эксплуатационной трубе и удерживается в открытом положении гидравлической линией высокого давления с поверхности, содержащейся в контрольной линии диаметром 6,35 мм (1/4"), которая присоединена к гидравлической камере DHSV и заканчивается на поверхности гидравлическим приводом. Высокое давление необходимо для преодоления давления добычи в трубе выше по потоку от дросселя на устьевой арматуре. Клапан сработает, если шлангокабельная линия высокого давления будет перерезана или устье скважины/устьевая арматура будут разрушены.
Этот клапан позволяет жидкостям проходить вверх или закачиваться вниз по эксплуатационной трубе. В закрытом состоянии DHSV образует барьер в направлении потока углеводородов, но жидкости все равно можно закачивать вниз для операций по глушению скважин. Он размещается настолько глубоко под поверхностью, насколько это считается безопасным от любого возможного нарушения поверхности, включая образование кратеров, вызванное уничтожением платформы. Там, где вероятно образование гидратов (большинство добычи подвержено этому риску), глубина SCSSV (управляемого поверхностью, подземного предохранительного клапана) под морским дном может достигать 1 км: это позволит геотермальной температуре быть достаточно высокой, чтобы не допустить блокирования клапана гидратами.
На скважинах с возможностью газлифтного подъема многие операторы считают целесообразным установить клапан, который изолирует кольцевое пространство А по тем же причинам, по которым может потребоваться DHSV для изоляции эксплуатационной колонны , чтобы не допустить превращения запасов природного газа в скважине в опасность, как это произошло на Piper Alpha .
Это сварное/обработанное изделие, которое содержит «боковой карман» рядом с основным трубчатым каналом. Боковой карман, обычно диаметром 1" или 1½", предназначен для размещения в нем газлифтного клапана, который позволяет потоку газа высокого давления поступать в трубу, снижая давление в трубе и позволяя углеводородам двигаться вверх.
Это устройство используется для искусственной добычи , чтобы обеспечить энергию для подъема углеводородов на поверхность, если давление в пласте недостаточно.
Электрические погружные насосы (ЭЦН) устанавливаются в нижней части эксплуатационной колонны или внутри эксплуатационной колонны (сквозной ЭЦН).
Поскольку ЭЦН работают от электричества, для обеспечения необходимой мощности их работы требуется прокладка электрического коммуникационного канала с поверхности через специализированное устье скважины и подвеску НКТ.
Во время установки силовой кабель вваривается в ЭЦН, а затем прикрепляется к внешней стороне трубы с помощью коррозионно-стойких металлических лент по мере его прокладки в скважине.
Над каждой муфтой НКТ могут быть установлены специальные защитные устройства, называемые защитными устройствами, чтобы предотвратить трение кабеля о стенки обсадной трубы, что может привести к преждевременному выходу кабеля из строя.
Процессы установки и ремонта требуют тщательного рассмотрения, чтобы не допустить повреждения силового кабеля.
Как и многие другие методы механизированной добычи, ЭЦН снижает забойное давление в нижней части НКТ, позволяя углеводородам поступать в НКТ.
Компонент завершения, изготовленный как короткий отрезок толстостенной трубы с обработанной внутренней поверхностью, которая обеспечивает область уплотнения и профиль блокировки. Посадочные ниппели включены в большинство завершений с заданными интервалами, чтобы обеспечить установку устройств управления потоком, таких как заглушки и штуцеры. Обычно используются три основных типа посадочных ниппелей: непроходные ниппели, селективные посадочные ниппели и портированные или предохранительные ниппели.
Скользящая муфта приводится в действие гидравлически или механически, чтобы обеспечить сообщение между трубой и кольцевым пространством 'A' . Они часто используются в скважинах с несколькими резервуарами для регулирования потока в зоны и из них.
Пакер изолирует кольцевое пространство между трубой и внутренней обсадной колонной и подошвой скважины. Это делается для того, чтобы остановить поток пластовых флюидов по всей длине обсадной колонны и ее повреждение. Обычно он размещается близко к подошве труб, немного выше зоны добычи.
Это электронный или оптоволоконный датчик для обеспечения непрерывного мониторинга давления и температуры в скважине. Датчики либо используют контрольную линию 1/4", закрепленную на внешней стороне колонны труб, чтобы обеспечить электрическую или оптоволоконную связь с поверхностью, либо передают измеренные данные на поверхность с помощью акустического сигнала в стенке трубы. Информация, полученная от этих устройств мониторинга, может использоваться для моделирования резервуаров или прогнозирования срока службы или проблем в конкретной скважине.
Это отрезок трубы с пробитыми в нем отверстиями. Если он используется, он обычно располагается под пакером и обеспечивает альтернативный путь входа пластовых жидкостей в трубу в случае, если башмак заблокируется, например, застрявшим перфоратором .
Этот компонент, расположенный у основания колонны заканчивания, используется для обеспечения двухсторонней изоляции от пласта для операций заканчивания без необходимости использования жидкостей для глушения . Их использование является спорадическим, поскольку они не пользуются лучшей репутацией по надежности, когда дело доходит до их открытия в конце процесса заканчивания.
В сильно искривленных скважинах этот компонент может быть включен в основание заканчивания. Он состоит из большого воротника, который удерживает колонну заканчивания центрированной внутри скважины во время цементирования.
Этот компонент часто устанавливается на конце трубы или «башмаке». Он предназначен для облегчения извлечения инструментов на тросе, предлагая направляющую поверхность для повторного входа инструмента в трубу без зацепления за боковую часть башмака.
При завершении обсаженных скважин (большинство скважин), как только колонна заканчивания установлена, заключительным этапом является создание соединения между стволом скважины и пластом. Это делается путем запуска перфораторов для проделывания отверстий в обсадной колонне или подкладке для создания соединения. Современные перфорации производятся с использованием кумулятивных взрывчатых веществ, похожих на бронебойные заряды, используемые в противотанковых ракетах (базуках).
Иногда после того, как скважина полностью завершена, для достижения запланированной производительности требуется дополнительная стимуляция. Существует ряд методов стимуляции.
Это включает в себя инъекцию химикатов для разъедания любых повреждений кожи, «очистки» пласта, тем самым улучшая поток пластовых флюидов. Сильная кислота (обычно соляная кислота ) используется для растворения скальных образований, но эта кислота не реагирует с углеводородами . В результате углеводороды становятся более доступными. Кислоту также можно использовать для очистки ствола скважины от некоторых отложений , которые образуются из насыщенной минералами пластовой воды.
Это означает создание и расширение трещин от перфорационных туннелей глубже в пласт, увеличение площади поверхности для потока пластовых флюидов в скважину , а также расширение за пределы любого возможного повреждения вблизи ствола скважины. Это может быть сделано путем закачки жидкостей под высоким давлением ( гидравлический разрыв пласта ), закачки жидкостей, смешанных с круглым гранулированным материалом ( разрыв пласта проппантом ), или использования взрывчатых веществ для создания потока газа под высоким давлением и с высокой скоростью (тротил или пентаэритритил тетранитротолуол 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 предполагает использование взрывчатых веществ и инъекций химикатов для увеличения контакта кислоты с породой.
Иногда производительность может быть затруднена из-за остатков жидкостей для завершения, тяжелых рассолов , в стволе скважины. Это особенно проблематично в газовых скважинах . В этих случаях гибкие трубы могут использоваться для закачки азота под высоким давлением в забой скважины для циркуляции рассола .