Завершение (нефтяные и газовые скважины) - Completion (oil and gas wells)
Завершение скважины это процесс создания хорошо готов к добыче (или закачке) после буровых работ. Это в основном включает подготовку забоя скважины в соответствии с требуемыми характеристиками, спуск в НКТ и связанные с ним скважинные инструменты, а также перфорацию и стимуляцию по мере необходимости. Иногда процесс приработки и цементирования кожух также включен. 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.[1]
Нижнее заканчивание (скважинное заканчивание)
Это относится к части скважины через зону добычи или закачки. У проектировщика скважины есть множество инструментов и опций, доступных для проектирования нижнего заканчивания (скважинного заканчивания) в соответствии с условиями скважины. резервуар. 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.
Босиком завершение
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 селективной изоляции интервалов нефти, газа и воды. Однако успехи в таких областях, как использование гибких насосно-компрессорных труб и тракторы, означают, что можно успешно добывать скважины с босиком.
Открытая дыра
Перед бурением зоны над интересующей зоной устанавливается эксплуатационная колонна. Зона открыта для ствола скважины. В этом случае перфорация требует небольших затрат. Интерпретация журнала не критична. Скважина легко углубляется и легко превращается в сетку и футеровку. 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, 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.
В последние годы наблюдается значительный рост объемов заканчивания в необсаженном стволе, 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 сложнее. Распространенные варианты заканчивания необсаженных стволов:
Футеровка с предварительным отверстием
Также часто называют предварительно просверленный хвостовик. 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 комбинируется с пакерами для необсаженного ствола, такими как набухающие эластомеры, механические пакеры или пакеры с внешней обсадной колонной, для обеспечения зональной сегрегации и изоляции. Сейчас довольно часто можно увидеть комбинацию футеровки с предварительно просверленными отверстиями, твердой футеровки и набухающих эластомерных пакеров для обеспечения первоначальной изоляции 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 они требуют гораздо более высоких эксплуатационных характеристик пакеров для необсаженных стволов из-за значительных изменений давления и температуры, которые происходят в водяных нагнетательных скважинах.
Заканчивание в необсаженном стволе (по сравнению с цементированными трубами) 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 включать клапаны водоотведения в верхней части хвостовика, чтобы обеспечить контроль 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 для контроля песка.
Лайнер с прорезями
Гильзы с прорезями могут быть выбраны в качестве альтернативы вкладышам с предварительными отверстиями, иногда по личным предпочтениям или в соответствии с установившейся практикой на поле. Его также можно выбрать для обеспечения недорогого контроля производства песка / твердых частиц. Вкладыш с прорезями обрабатывается с несколькими продольными прорезями, например 2 мм × 50 мм, распределенными 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.
Контроль песка в необсаженной скважине
Это выбирается, если 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.
Завершение горизонтального открытого ствола
Это наиболее распространенное заканчивание в открытом стволе, 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.
Доработки лайнера
В этом случае кожух устанавливается над первичной 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.
Перфорированный лайнер
Над продуктивной зоной устанавливают обсадную трубу, пробуривают зону и цементируют обсадную трубу хвостовика. 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.
Перфорированный кожух
Эксплуатационная обсадная колонна цементируется через зону, а продуктивная секция выборочно перфорируется. 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 вызвать повреждение зон и требует хорошей интерпретации журнала. Стоимость перфорации может быть очень высокой.
Заканчивание обсаженной скважины
Это включает в себя бег кожух или хвостовик через производственную зону и закрепление на месте. Связь ствола скважины с пластом осуществляется посредством перфорирующий. 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 завершения ...
Обычные заканчивания
- Обсадный поток: означает, что поток добывающей жидкости имеет только один путь к поверхности через обсадную колонну.
- Расход обсадных труб и НКТ: означает, что внутри обсадной колонны есть трубки, по которым жидкость может достигать поверхности. Эту НКТ можно использовать в качестве глухой колонны для закачки химреагентов. Трубка может иметь на конце непроходной ниппель для испытания под давлением.
- Насосный поток: НКТ и насос спускаются на глубину ниже рабочей жидкости. Насос и колонна штанг установлены концентрически внутри НКТ. Якорь для НКТ предотвращает перемещение НКТ во время откачки.
- Поток в НКТ: установлена колонна насосно-компрессорных труб и эксплуатационный пакер. Пакер означает, что весь поток проходит через НКТ. Внутри трубки вы можете установить комбинацию инструментов, которые помогут контролировать поток жидкости через трубку.
- Газовый лифт хорошо: газ подается в клапаны, установленные в оправках в НКТ. Гидростатический напор опускается, и жидкость поднимается на поверхность газом.
- Альтернативное заканчивание одной скважины: в данном случае колодец с двумя зонами. Для добычи обе зоны изолированы пакерами. На НКТ в области перфорации можно использовать взрывные соединения. Это переводники с толстыми стенками, которые могут противостоять абразивному истиранию жидкости из зоны добычи. Эта схема также может работать, если вам нужно производить продукцию из более высокой зоны, учитывая истощение нижней зоны. Трубка также может иметь механизм регулирования потока.
- Концентрическая глухая колонна с одной лункой: внутри скважины при необходимости используется концентрическая глухая колонна малого диаметра для циркуляции жидкости глушения.
- Заканчивание с одной скважиной 2 НКТ: в этом случае 2 колонны НКТ вставляются в 1 скважину. Они соединены на нижнем конце циркуляционной головкой. Химические вещества могут циркулировать по одной трубе, а производство может продолжаться по другой.
Компоненты завершения
Верхнее завершение относится ко всем компонентам снизу НКТ снизу вверх. Правильная конструкция этой «колонны заканчивания» важна для обеспечения хорошо может течь должным образом, учитывая резервуар условий и разрешать любые операции, которые считаются необходимыми для повышения производительности и безопасности.
Устьевой с контролем ситуации
Это оборудование, работающее под давлением, на поверхности скважины, где подвешены обсадные колонны и противовыбросовый превентор или Рождественская елка подключен.
Рождественская елка
Это основная сборка клапанов, которая регулирует поток из хорошо к технологический завод (или наоборот для нагнетательных скважин) и обеспечивает доступ для химических сжатий[требуется разъяснение (определение)] и скважинные вмешательства.
Подвеска для трубок
Этот компонент находится в верхней части устье в головке НКТ фланец и служит основной опорой для НКТ.
Подвеска для НКТ может быть изготовлена с резиновыми или полимерными уплотнительными кольцами для изоляции НКТ от кольцевого пространства.
Подвеска для НКТ закреплена внутри фланца головки НКТ с помощью болты задержки. Эти стопорные болты оказывают давление вниз на трубодержатель для сжатия уплотнения. прокладки и для предотвращения гидростатического или механического выброса НКТ из затрубного пространства.[2]
НКТ
НКТ являются основным трубопроводом для транспортировки углеводородов из резервуар на поверхность (или инъекционный материал наоборот). Он идет от подвески для трубок в верхней части устье до точки, как правило, чуть выше верхней части производственной зоны.
Производственные трубы доступны в различных диаметрах, обычно от 2 дюймов до 4,5 дюймов.
Эксплуатационные трубы могут изготавливаться 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 в качестве последнего средства защиты поверхности от неконтролируемого выброса углеводородов. Это цилиндрический клапан с шаровым механизмом закрытия или заслонкой. Он устанавливается в НКТ и удерживается в открытом положении с помощью высокое давление гидравлическая линия от поверхности, содержащаяся в управляющей линии 6,35 мм (1/4 дюйма), которая присоединена к гидравлической камере DHSV и заканчивается на поверхности с гидравлическим приводом. Высокое давление необходимо для преодоления производственного давления в насосно-компрессорных трубах перед насосом. Клапан сработает, если шлангопровод высокого давления перерезан или устье / дерево разрушено.
Этот клапан позволяет жидкости проходить вверх или закачивать вниз по эксплуатационной колонне. В закрытом состоянии DHSV образует барьер в направлении потока углеводородов, но флюиды все еще можно откачивать для операций глушения скважины. Он размещается настолько глубоко под поверхностью, насколько это считается безопасным от любого возможного нарушения поверхности, включая образование кратеров, вызванных смывом платформы. Там, где вероятно образование гидратов (большая часть добычи подвержена этому риску), глубина SCSSV (управляемый с поверхности, подповерхностный предохранительный клапан) ниже морское дно может достигать 1 км: это позволит обеспечить достаточно высокую геотермальную температуру для предотвращения блокировки клапана гидратами.
Кольцевой предохранительный клапан
На колодцах с газовый лифт возможности, многие операторы считают целесообразным установить клапан, который будет изолировать А кольцевого пространства по тем же причинам может потребоваться DHSV для изоляции НКТ для того, чтобы запасы природного газа в скважине не представляли опасности, когда Пайпер Альфа.
Боковой карман оправки
Это сварное / механически обработанное изделие, которое содержит «боковой карман» рядом с основным трубчатым трубопроводом. Боковой карман, обычно диаметром 1 или 1½ дюйма, предназначен для размещения газовый лифт клапан, который позволяет потоку газа высокого давления в НКТ, уменьшая давление в НКТ и позволяя углеводородам двигаться вверх.
Электрический погружной насос
Это устройство используется для искусственный подъемник для обеспечения энергией вывода углеводородов на поверхность в случае недостаточного пластового давления.
Электрические погружные насосы или УЭЦН устанавливаются в нижней части эксплуатационной колонны.
Электрофильтры, работающие от электричества, требуют, чтобы кабелепровод для 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 манжеты 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.
Посадочный ниппель
Компонент заканчивания, изготовленный в виде короткой секции 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.
Скользящий рукав
Скользящая муфта приводится в действие гидравлически или механически, чтобы обеспечить сообщение между трубкой и 'A'. кольцо. Они часто используются в скважинах с несколькими пластами для регулирования притока в зоны и из них.
Упаковщик продукции
Пакер изолирует кольцевое пространство между трубка и внутренний кожух и подножие колодца. Это необходимо для предотвращения протекания пластовых флюидов по всей длине обсадной колонны и ее повреждения. Обычно его размещают рядом с основанием НКТ, незадолго до зоны добычи.
Скважинные датчики
Это электронный или оптоволокно датчик для непрерывного контроля забойного давления и температуры. Манометры используют либо контрольную линию 1/4 дюйма, закрепленную на внешней стороне колонны насосно-компрессорных труб для обеспечения электрической или оптоволоконной связи с поверхностью, либо передают измеренные данные на поверхность с помощью акустического сигнала в стенке трубки. Информация, полученная от этих устройств мониторинга, может могут использоваться для моделирования резервуаров или прогнозирования срока службы или проблем в конкретном стволе скважины.
Перфорированный шов
Это длина трубка с пробитыми в нем отверстиями. Если он используется, он обычно будет располагаться под пакером и будет предлагать альтернативный путь входа пластовых флюидов в насосно-компрессорные трубы в случае, если башмак будет заблокирован, например, из-за застревания. перфорация пистолет.
Клапан изоляции пласта
Этот компонент, расположенный ближе к основанию колонны заканчивания, используется для обеспечения двусторонней изоляции от пласта для операций заканчивания без необходимости убить утяжеляющие жидкости. Их использование носит эпизодический характер, поскольку они не пользуются лучшей репутацией в плане надежности, когда дело доходит до их открытия в конце процесса завершения.
Централизатор
В скважинах с большим наклоном этот компонент может быть включен ближе к основанию заканчивания. Он состоит из большой муфты, которая удерживает колонну заканчивания в центре скважины во время цементирования.
Руководство по вводу троса
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.
Перфорирующий и стимулирующий
При заканчивании обсаженных стволов (большинство скважин) после того, как колонна заканчивания установлена на место, заключительным этапом является соединение между стволом скважины и пластом. Это делается путем запуска перфорационные пистолеты пробить дыры в кожух или лайнер, чтобы сделать соединение. Современные перфорации выполняются с использованием кумулятивных зарядов взрывчатого вещества, аналогичных бронебойным зарядам, используемым на противотанковых ракетах (базуках).
Иногда однажды хорошо полностью завершена, необходима дальнейшая стимуляция для достижения запланированной производительности. Есть несколько методов стимуляции.
Подкисление
Это включает закачку химикатов, которые разъедают любое повреждение кожи, «очищают» пласт, тем самым улучшая поток пластовых флюидов. Сильная кислота (обычно соляная кислота ) используется для растворения горных пород, но эта кислота не реагирует с Углеводороды. В результате углеводороды более доступны. Кислота также может использоваться для очистки ствола скважины некоторых напольные весы которые образуются из минеральной воды.
ГРП
Это означает создание и расширение трещин от перфорация туннелируют глубже в пласт, увеличивая площадь поверхности для протекания пластовых флюидов в пласт хорошо, а также преодоление любых возможных повреждений вблизи ствола скважины. Это можно сделать, закачивая жидкости под высоким давлением (гидроразрыв ), закачка жидкостей с примесью круглого гранулированного материала (разрыв проппанта) или использование 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)).
Подкисление и гидроразрыв (комбинированный метод)
Это включает использование взрывчатых веществ и закачку химикатов для увеличения контакта кислоты и породы.
Циркуляция азота
Иногда производительность может быть снижена из-за остатков жидкостей заканчивания, тяжелых рассолы, в стволе скважины. Это особенно проблема в газ колодцы. В этих случаях, колтюбинг может использоваться для накачки азот при высоком давлении в забой скважины для циркуляции рассол.
Смотрите также
использованная литература
- ^ "Как хорошо работает заканчивание?". www.rigzone.com. Получено 2018-07-05.
- ^ https://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/t/tubing_hanger.aspx Глоссарий нефтяного месторождения
