Основи закриття свердловин

Після того, як свердловина пробурена на загальну глибину (TD), оцінена, обсаджена та зацементована, інженери переходять до критичної фази завершення свердловини. Цей процес передбачає установку обладнання, призначеного для оптимізації видобутку, як для комплексної, так і для основної свердловини. Рушійною силою кожної стратегії завершення є отримання якомога більшої кількості нафти з пласта за розумну ціну.

Рішення завершити свердловину для видобутку чи закрити й залишити її як суху свердловину значною мірою залежить від оцінки пласта (FE) за допомогою каротажу відкритого-свердловини. Коли аналіз FE вказує на потенційні комерційні поклади нафти або газу, сталеву обсадну трубу спускають у стовбур свердловини, а за ним закачують цемент. Згодом інженер замінює буровий розчин рідиною для заканчування – зазвичай прісною водою або розсолом, який не -реагує з пластом.

Основна мета цементування – унеможливити сполучення між виробничими зонами. Інженери проводять каротаж цементного зв’язку (CBL), щоб переконатися, що цементна оболонка між обсадною трубою та стінкою свердловини не має дефектів. Якщо є щілини, вони виконують операцію цементування під тиском шляхом перфорації обсадної труби на відповідній глибині та закачування цементу.

Журнали цементного зв’язку можуть виявити погані результати через неправильну щільність цементу, неповне видалення розчину, передчасне гелеутворення або затвердіння та надмірну втрату рідини з цементного розчину.

Потім інженери перфорують обсадну трубу та цементну оболонку в зонах, визначених аналізом FE як сприятливі для потоку вуглеводнів. Перфорація — це отвори, зроблені в корпусі, як правило, за допомогою кумулятивних зарядів, випущених із перфораційної гармати, що переміщується дротом, трубами або гвинтовими трубами. Ці операції часто залишають уламки, які можуть перешкоджати потоку рідини. Щоб пом’якшити це, інженери можуть закачати слабкий розчин кислоти, щоб розчинити сміття.

Залежно від рівня знань про пласт, оператори можуть провести випробування свердловини. Це часто виконується за допомогою клапана бурильної труби, з’єднаного з нижньою частиною робочої колони (НКТ або бурильної труби). Клапан відкривається з поверхні, і свердловинні рідини протікають через сепаратор (поверхневу ємність, яка розділяє нафту, газ, воду та рідину для заканчування). Вимірюючи дебіти, оператори отримують корисну інформацію про майбутню роботу свердловин і характеристики колектора.

Якщо пласт має низьку проникність, інженери можуть створити тріщину гідравлічного розриву, закачуючи в пласт воду та пісок (або інші матеріали, такі як шлам) під високим тиском. Під тиском порода розламується, і суспензія закачується в нові тріщини. Коли закачування припиняється і свердловина відкривається, вода витікає, залишаючи пісок (проппант), який утримує тріщини відкритими, забезпечуючи високу-проникність для нафти та газу.

У погано консолідованих пластах частинки піску можуть мігрувати в стовбур свердловини та закупорювати перфорації. Щоб запобігти цьому, інженери можуть вводити хімічні речовини, щоб зв’язати піщинки, або використовувати методи боротьби з піском, включаючи різні піщані екрани та системи гравійної набивки, які блокують рух піску, дозволяючи рідині вільно проходити.

Завершення однієї-зони:Пакер ущільнює експлуатаційну колону, гідравлічно ізолюючи колону насосно-компресорних труб від затрубного простору над пакером. Затрубний простір містить рідину для заканчування з інгібіторами корозії.

Багато{0}}зонне завершення:Для розділення виробничих зон використовує щонайменше два пакувальники. Рідини з усіх зон можна змішувати, або верхні зони можна перекривати за допомогою ковзних рукавів, доки оператори не вирішать, що змішування є оптимальним.

Експлуатаційна труба є каналом між зоною видобутку та поверхнею. Його міцність, матеріал, вага на одиницю довжини та внутрішній діаметр визначаються очікуваною продуктивністю, типом рідини, тиском, глибиною, температурою та корозійною активністю. Ущільнення (пакери) ізолюють зони видобутку всередині кільця обсадної труби-.

Для свердловин із декількома продуктивними зонами рідини надходять у свердловину між верхнім і нижнім пакерами та проходять через ковзний рукав (клапан, який відкривається або закривається механічно за допомогою дроту або спіральної труби) у трубу.

Майже всі заканчування включають підповерхневий запобіжний клапан, встановлений у трубі на відстані кількох сотень футів під поверхнею. Він автоматично закриває свердловину, якщо система керування поверхнею скомпрометована, і її можна закрити вручну, щоб створити бар’єр між свердловиною та атмосферою.

Там, де втручання в свердловину є дорогим або проблематичним, використовується інтелектуальне заканчування (IC). IC включають постійні дистанційні-датчики тиску та температури в реальному часі та дистанційно керовані клапани регулювання потоку в кожному пласті.

Коли пластовий тиск недостатній для підйому рідини на поверхню, свердловини повинні бути обладнані насосами або газліфтними системами:

• Заглибні електронасоси (ГНН):Використовуйте ротори та статори для викачування рідини на поверхню.
• Штангові насоси (штангові насоси):Використовуйте зворотно-поступальний вертикальний рух для підняття рідин.
• Газліфт:Закачує газ у затрубний простір обсадної колони; газ надходить у трубку нижче стовпа рідини, зменшуючи щільність рідини та дозволяючи плавучості піднімати рідини. Об'єм впорскування можна регулювати за допомогою клапанів, розташованих уздовж труб.

У пласти -низького тиску воду або газ можна закачувати через одну свердловину, щоб проштовхнути нафту через пласт до продуктивної свердловини. Видобувні свердловини можуть бути обладнані пристроями контролю притоку (ICD) для керування об’ємом і місцем притоку рідини.

Інженери враховують кілька факторів під час проектування заканчування: тип і об’єм рідин, що видобуваються, температуру в свердловині та на поверхні, глибину зони видобутку, продуктивність, розташування свердловини та навколишнє середовище. Рішення варіюються від простого завершення відкритих-свердловин (можливо, без колони експлуатаційної обсадної труби) до надзвичайно складних багатоствольних свердловин (кілька горизонтальних або -кутових стовбурів свердловин, пробурених з одного основного стовбура свердловини, кожен з яких має власне завершення).

Основні елементи для оптимального завершення включають надійний аналіз кінцевих елементів, дані з опорних свердловин і гнучкість. Маючи достовірні знання про цільову зону та про те, як сусідні свердловини пробурили та видобули ці пласти, інженери часто можуть спланувати базове заканчування перед бурінням, усвідомлюючи, що не кожна свердловина працюватиме однаково.

Для отримання більш детальної інформації, будь ласка, не соромтеся зв’язатися з командою Vigor для отримання більш детальної інформації про продукт.