Способы заканчивания скважин с горизонтальным окончанием

Основные технологии заканчивания скважин

После того, как горные пласты в области месторождения исследованы различными методами, при помощи специального оборудования производится заканчивание скважин. Под этим термином понимается совокупность процессов по вскрытию пластов различных пород, закрепление зоны забоя, стимуляция притока и собственно освоение найденных залежей ценных ископаемых. Наряду с освоением производится оценка свойств некоторых пластов. Заканчивание скважин производится несколькими методами: многозабойным способом, обсаживанием или без использования обсадной колонны. Второй метод считается самым распространенным и применяется в большинстве случаев. Технологии могут отличаться для каждого вида и классифицироваться по разновидности оборудования, типу работы и другим критериям.

Технологии заканчивания нефтяных и газовых скважин

Заканчивание скважин может проводиться следующими способами:

• Классическая технология заканчивания с применением перфорируемой колонны.
• Освоение со стационарными устройствами.
• Многопластовое заканчивание.
• Заканчивание скважин с отсечением песчаника.
• Заканчивание с отсечением водяного либо газового пласта.

Классическое заканчивание

При стандартном заканчивании с поверхности опускается колонна либо труба, ведущая до самого низа или до того пласта, который был определен при геологическом исследовании как перспективная для добычи порода. Обсадная колонна обрабатывается посредством цементирования, что производится прямо на месте.

Технология заканчивания с применением стационарных устройств. В этом случае установка труб и колонн, а также наземного оборудования производится один раз, и все последующие действия по заканчиванию, а также ремонтные работы проводят с применением инструментов небольшого размера внутри НКТ. Так осуществляется перфорирование, повторное цементирование, которое делается для того, чтобы загерметизировать протекающие места в колонне, наполнение гравийным камнем для укрепления колонны и защиты от попадания песка, а также иные действия, которые могут понадобиться при освоении и ремонте. Главным плюсом такой технологии заканчивания считается его сравнительно невысокая стоимость.

Многопластовое освоение. Иногда по длине скважины обнаруживается, что продуктивными свойствами обладает не один, а несколько пластов, и подобный способ применяется для того, чтобы добывать нефть или газ из нескольких насыщенных горизонтов. Такой метод нередко применяют госкомпании, также технологию многопластового заканчивания скважин используют при контроле функциональности коллектора.

Освоение скважин с отсечением песчаных пород

В том случае, если месторождение залегает в рыхлой почве с большим процентом содержания песка, то процедура освоения проходит сложнее, чем при других видах обработки. Попадание песчаных пород способно нарушить работу оборудования и привести к дефектам ствола, а также засорить пласты настолько, что разработка перестает быть выгодной. На низкоскоростном отборе нефтяных залежей выносы песка обычно невелики или вовсе отсутствуют, но при заканчивании производительных месторождений нефтяной поток нередко выводится с большим содержанием засоряющего песка.

Когда область нефтедобычи только начинала развиваться, то песчаные выносы отмечались на фонтанирующих месторождениях, и приходилось принять меры для того, чтобы не произошло накапливания песка. С течением времени нефть стали добывать при помощи насосного оборудования, и это потребовало разработать способы защиты от выносов песка. В настоящее время существует два таких способа:

• Применение специальных колонн-хвостовиков, которые имеют перфорацию или отверстия в виде щелей.
• Наполнение скважины гравием.

На первой стадии работы нужно взять образцы песка и выяснить, каковы по размеру его частицы: только при условии точных показателей можно выбрать колонну с нужным размером отверстий, использование которой исключит попадание песка, либо определить размер камней гравия для заполнения. При первом способе заканчивания колонну-хвостовик опускают в скважину и фиксируют, когда она доходит до разрабатываемого пласта. Выполнить такую работу можно как при наличии обсадных труб, так и при их отсутствии.

При втором способе заканчивания производится заполнение скважины гравием; действие также может быть произведено как при наличии колонны, так и при ее отсутствии. Слой имеет толщину, равную 4-6 диаметрам песчаных частиц. При попадании песок создает своеобразную пробку в порах, благодаря чему не может проникнуть к разрабатываемому горизонту.

Отсечение песчаных частиц может быть осуществлено и во время заканчивания скважины, и по его завершении, когда месторождение функционирует. На территории России работы по устранению песчаных засоров при заканчивании чаще всего необходимо проводить в южных регионах и средней полосе, где достаточно часто нефтедобыча проводится на соответствующих типах почвы.

Заканчивание скважины с отсечением воды и газа

Обычно при заканчивании скважин вместе с нефтью стараются получить и другие продукты, но в любом случае до продажи воду отделяют от сырого нефтяного продукта. Установлено, что, чем больше будет содержание воды, которую предстоит выделить, тем меньше нефти остается для последующей продажи. Также необходимо понизить содержание газа либо полностью убрать его, если только скважина не служит для разработки непосредственно газовых запасов. Роль газа в нефтяных месторождениях сводится к подаче потока флюидов при добыче продукта.

В большинстве коллекторных зон над нефтесодержащим пластом находится порода с высоким содержанием газа либо воды, также это может быть слой с примерно одинаковыми пропорциями одного и другого вещества. Заканчивание скважины проводится так, чтобы попадание свободных компонентов в готовый продукт не произошло. При этом важно выбрать нужную глубину опускания колонн в пределах выбранной области.

Многозабойное заканчивание скважины

Под термином многозабойного заканчивания газовых или нефтяных скважин подразумевается комплекс различных действий по освоению месторождений. Такое заканчивание актуально для скважин, которые проделаны с сильным уклоном или сделаны по горизонтальной технологии. Способ подразумевает направленное бурение, которое отклоняется от строгого вертикального погружения, которое применяется в большинстве случаев создания скважин. Ключевой принцип работы при заканчивании заключается в искривлении формируемого ствола, которое делается все больше, пока при входе в продуктивную породу скважина не приобретает горизонтальную форму.

Иные способы по многозабойному заканчиванию скважин проводятся с созданием ответвлений от главного ствола, которые располагаются поперечно друг другу. Такие скважины называют разветвленными, и их основной ствол может достигать 2,5-3 метров в диаметре. Дополнительные стволы делаются со дна основного, и эта часть работы имеет схожие черты с шахтерскими действиями. В результате заканчивания становится возможным получить доступ и разрабатывать продуктивные горизонты, доступ к которым при классическом вертикальном бурении невозможен или затруднен.

Видео: Заканчивание скважин

Источник

Особенности заканчивания горизонтальных скважин.

Выбор варианта заканчивания горизонтальных скважин опреде­ляется типом пластов, их однородностью, прочностью, характером флюидов и другими факторами, поэтому основная задача (и основная трудность) состоит в получении этих данных.

В зарубежной практике опробованы разные варианты заканчива­ния горизонтальных скважин с использованием перфорированной по­тайной колонны: горизонтальный дренирующй участок не обсажен; потайная колонна полностью зацементирована; предварительно пер­форированная потайная колонна частично зацементирована или осна­щена внешними пакерами.

В случае одного дренирующего коллектора, который обнажается горизонтальным участком ствола скважины, и если геомеханическая характеристика пласта позволяет, неповрежденный горизонтальный ствол не цементируется, но может быть обсажен предварительно пер­форированной потайной колонной. В противном случае при наличии трещин, пересекающих несколько пластов, газовых шапок, водонос­ных горизонтов, в проекты закладывают обычно один из следующих методов.

1. Использование внешних пакеров, которыми весь вскрытый ствол может быть разбит на несколько секторов, что позволяет стиму­

лировать выбираемую зону, изолировать зону, заполненную водой или газом из газовой шапки. Цементирование не исключается при наличии пакеров.

2. В случае необходимости проведения гидроразрыва хвосто­вик цементируется (в том числе при наличии специальных пакеров). Цементирование (с пакерами или без них) необходимо для изоляции верхней части пласта (горизонтальное напластование), в который не­желательно поступление газа из газовой шапки (или поступает верхняя вода). При изоляции газовой шапки рекомендуется частичное цемен­тирование горизонтального участка, при гидроразрыве пласта требует­ся цементировать весь участок.

Вскрытие продуктивного пласта следует осуществлять с исполь­зованием специальных жидкостей, требования к которым должны быть более жесткими, чем в случае вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом скважины. Такое требование обусловлено тем, что вскрытие (образование дренажного канала) пласта проводится на значительном участке и, следовательно, загрязнение пласта тоже мо­жет быть весьма существенным (более длительным по времени).

Спуск сплошной (или потайной) колонны при современных тех­нико-технологических возможностях сложен. Но важнейшим вопро­сом является ее цементирование, поэтому наибольшее внимание должно быть уделено специальным (по всей вероятности, жестким) центраторам.

Цементирование обсадной колонны (лайнера) должно обеспечить равномерное вытеснение бурового раствора цементным из заколонно- го пространства. В зарубежной практике удовлетворительное цемен­тирование колонны достигается применением стабилизаторов и жест­ких центраторов, в отечественной — жестких центраторов.

Если основные технологические параметры процесса цементиро­вания следует уточнять по мере накопления опыта применительно к различным площадям и геолого-физическим условиям, то тампонаж­ные растворы подбирают конкретно к каждой скважине по известным методикам. Но общими и обязательными для всех условий должны быть седиментационная устойчивость, нулевая водоотдача. Примени­тельно к цементированию горизонтальных стволов скважин необхо­димо радикально изменить требования к цементному раствору. После цементирования в горизонтальном дренажном канале не должна скап­ливаться вода; объем тампонажного раствора не должен уменьшаться (при переходе раствора в гелеобразное состояние); тампонажный рас­твор должен быть равноплотным по диаметру; скоплений бурового раствора в горизонтальном стволе не должно быть во избежание его обезвоживания и образования каналов при контакте с твердеющим цементным раствором — камнем.

Однако при проведении горизонтального канала в однородном пласте жесткие требования к тампонажному раствору и технологии цементирования могут быть распространены на краевые участки; в случае фациально-неоднородного пласта, наличии терщиообразований, перемежаемости требования должны выдерживаться по всем пра­вилам технических условий.

Необходимо применять буферные разделительные жидкости ме­жду вытесняемым буровым и вытесняющим тампонажным раствора­ми. Объем буферной жидкости и ее характеристика должны быть та­кими, чтобы обеспечить вытеснение бурового раствора. Если ее при­менение чем-либо ограничено, то следует увеличивать объем тампо­нажного раствора (для тех же целей).

Важнейший этап работы — контроль качества цементировочных работ; приборы, спускаемые в скважину, необходимо центрировать (используют специальные прокладки под приборы в обсадной колон­не, но их установка не должна помешать сигналу датчика).

Перфорацию обсадной колонны и цементного кольца следует проводить с использованием специальных жидкостей и перфораторов, спускаемых на НКТ. В зарубежной практике (с 2000 г. в США 40 % нефти и газа планируется добывать с помощью горизонтальных сква­жин) обычно заканчивают скважины традиционным способом с ис­пользованием жидкосей глушения, которые нередко ухудшают кол- лекторские свойства пласта в приствольной зоне. Применяют также сбалансированное бурение. Основная цель таких операций — защита продуктивных пластов от загразнения скважин скважинными жидко­стями во время бурения и заканчивания. Вторичная цель — предупреж­дение чрезмерных потерь таких жидкостей в пласт. Эта технология предполагает ряд спциальных мер, которые будут рассмотрены далее.

В США большое внимание уделяют сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии. Решающее значение при этом имеет выбор бурового раствора при заканчивании скважин. Буровые растворы специально приготовляют для вскрытия продуктив­ного пласта, при цементировании, перфорации, возбуждении притока, а также для создания столба жидкости над пакером и перед ним.

С учетом этого специальные буровые растворы подразделяют на две большие группы.

— Жидкости, не созданные специально для заканчивания сква­жин, но применяемые в процессе этих работ ввиду соответствия их свойств требованиям, предъявляемым к определенной операции, или вследствие доведения этих свойств до требуемого уровня специальной обработкой.

— Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в частности для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотда­ча»

чу; компоненты таких жидкостей растворимы в нефти, кислоте, воде либо способны биологически разлагаться (любое загрязнение в резуль­тате их применения может быть устранено). Сюда можно отнести рас­солы со специальной системой утяжеления или со специально подоб­ранными наполнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин определенные функции, а также меловые эмульсии и ста­бильные пены.

Углеводородные растворы нашли широкое применение в практи­ке заначивания скважин, они обеспечивают их максимальную естест­венную производительность. Наибольший интерес среди этих раство­ров представляют растворы на нефтяной основе (РНО), в которых в качетсве дисперсионной среды используется нефть и которые в каче­стве дисперсной фазы могут содержать воду. Из РНО нашли примене­ние два различных типа: собственно растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии. В обращенных эмульсиях содержится 20 — 75% воды, которая позволяет регулировать реологические и фильтрацион­ные свойства. Для улучшения реологических и фильтрационных свойств этих растворов при бурении в условиях действия высоких температур вводят модифицированные глины. Обращенные эмульсии имеют нулевую статическую водоотдачу. При обратном отмыве керна качественные эмульсионные растворы обеспечивают 90 — 98% — ный возврат к начальной скорости фильтрации.

В растворах на нефтяной основе может содержаться до 20 % во­ды. Для поддержания фильтрационных и реологических свойств в этих растворах используют материалы с коллоидными системами (окислен­ный на воздухе битум).

Широкие возможности для применения в области заканчивания скважин имеют меловые эмульсии. Эмульсии готовят на основе нефти, а ее стабилизация достигается с помощью тонко измельченного мела. Меловые эмульсии легко растворяются в кислоте, имеют малую водо­отдачу. Их применяют при вскрытии карбонатных пластов (в которых почти всегда проводят кислотные обработки), для разбуривания водо- восприимчивых песчаников и т.д.

В США при заканчивании скважин для вскрытия продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением широко используют пены.

Методы вскрытия продуктивных отложений для эффективного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов должны отвечать ряду основных требований:

— формировать в проницаемых стенках ствола гидроизолирующий слой, фильтрационные и прочностные характеристики которого прак­тически исключают гидравлическую связь всех вскрываемых бурени­ем пластов со скважиной как при положительных, так и при отрица­тельных забойных дифференциальных давлениях, изменяющихся в технологически допустимых пределах;

— обеспечивать долговременную изоляцию непродуктивных гори зонтов на стадии подготовки ствола к креплению;

— создавать условия для эффективного восстановления гидравли ческой связи нефтегазовых пластов со скважиной на стадиях освоения и эксплуатации.

На основании изложенного можно обосновывать следующие по­казатели для сравнительной оценки качества вскрытия продуктивных отложений:

1.коэффициент полной приемистости интервала продуктивных отложений;

2.градиент давления испытания ствола на гидромеханическую прочность;

3.максимальные дифференциальные забойные давления при вскрытии продуктивных отложений;

4.сравнительные геолого-физические характеристики и пара­метры пластов продуктивных отложений (толщина пластов и гидро­изолирующих перемычек, пластовые давления и температура, удель­ный дебит, коэффициенты продуктивности и гидропроводноти, ПЗГ1, скин-фактор, обводненность продукции);

5. показатели качества разобщения продуктивных горизонтов в заколонном пространстве от водоносных пластов (однородность це­ментного камня по плотности и сплошность по высоте, отсутствие или наличие заколонных перетоков, притока чуждых пластовых флюидов к фильтру скважины).

Указанные показатели обеспечивают получение корректных сравнительных оценок качества вскрытия продуктивных отложений на основе сопоставимости геолого-технических условий заканчивания, освоения и эксплуатации скважин и учета влияния технологических факторов на коллекторские свойства призабойной и удаленной зон нефтегазовых пластов.

Контрольные вопросы к разделу 11.

1.Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта.

2. Методы вхождения в продуктивную толщу.

3. Методы обработки призабойной зоны пласта.

4.Способы исследования продуктивных пластов.

5.Испытатели пластов. Их назначение и конструктивные особенности.

6.Технология опробования и испытания объекта.

Источник