Курс лекций по "Нефтедобыче"

Работы по отсеканию  песка могут проводиться и  в процессе заканчивания скважины, и после него при функционировании скважины. Во многих районах мира песок не является принципиальной проблемой. А во многих районах мира таких как Калифорния и побережье Мексиканского залива эти трудности возникают почти ежедневно и их решение является повседневной работой.

 

          Заканчивание с отсеканием воды или газа

В целом нефтепереработчики стремятся получить как можно  меньше других продуктов одновременно с нефтью.

Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти —  и чем больше объем воды, которую  придется отделять, тем меньше останется  нефти на продажу. Желательно также снизить объем добываемого газа либо совсем исключить его (кроме тех случаев, когда скважина ведет в газовый коллектор). В нефтяном коллекторе газ играет роль той силы, которая выталкивает флюиды в ствол скважины. Поэтому имеет смысл сохранять его как можно дольше — это увеличивает продолжительность эксплуатации месторождения.

Во многих коллекторах  поверх нефтеносной зоны располагается газоносная, либо снизу находится зона воды, либо вместе и то и другое. В этих случаях заканчивание скважины нужно провести таким образом, чтобы не допустить попадания в нее свободного газа или воды. Следовательно, важное значение приобретает правильный выбор горизонта в пределах интересующей зоны.

Сделаем небольшое отступление, чтобы разобраться, как ведут себя флюиды коллектора в процессе добычи. Для добычи из скважины необходимо создать депрессию — градиент давления между скважиной и зоной дренирования, т.е. областью вокруг скважины, содержащей углеводороды. Градиент давления направлен горизонтально и вертикально. Таким образом, депрессия, создаваемая скважиной, воздействует на все три пластовых флюида: нефть, газ и воду. В результате все они перемещаются к скважине. Вода имеет более высокую плотность, чем нефть, а нефть — более высокую, чем газ. Эти различия в плотности создают противоположный градиент, который не дает воде подниматься выше ее статического уровня. Если текущий отбор из скважины невелик, то граница раздела нефть—вода (граница между горизонтами нефти и воды) будет просто подниматься, пока не достигнет равновесного положения, в котором противоположно направленные градиенты равны по величине. В случае границы между нефтью и газом наблюдается обратная ситуация. Граница нефть—газ будет опускаться, пока не уравняются два противоположно направленных градиента.

Однако при высокой  скорости отбора и вода, и газ  могут быть затянуты в скважину. Это приводит к истечению воды из скважины и возникновению проблем, включая затраты на удаление и/или выделение свободного газа, непроизводительное расходование энергии коллектора и закономерное быстрое снижение давления. Дополнительный устрашающий фактор — санкции, применяемые органами государственного регулирования при добыче избыточного газа. Поэтому получение воды и газа из скважины стараются исключить, как только возможно.

Полезным устройством  для обнаружения поступления  воды в ствол скважины является прибор гамма-каротажа с инжектором изотопов. Его опускают на забой скважины в  процессе добычи нефти, когда высвобождается водорастворимый радиоактивный индикатор. При перемещении наверх индикатор растворяется в воде по мере попадания ее в скважину. Прибор фиксирует излучение радиоактивного индикатора и постоянно контролирует расположение источника излучения по высоте. Данные о расположении точек попадания воды передаются на поверхность и записываются в виде графика.

В коллекторах, состоящих  из чередующихся слоев продуктивных пластов и сланцевых или плотных участков, поступление воды можно значительно снизить или даже предотвратить за счет вторичного цементирования и перфорации. Однако в некоторых случаях насыщение коллектора водой столь велико, что исключить попадание воды в скважину невозможно, и она будет поступать из скважины вместе с нефтью.

Заканчивание скважины без обсаживания. Заканчивайте скважины без спуска обсадной колонны означает ситуацию, когда эксплуатационная колонна устанавливается непосредственно над продуктивным горизонтом, который остается свободным, т.е. необсаженным (рис. 7.5). Такой метод может применяться только в случае очень твердых пород, которые не склонны к обрушению.

Данный способ заканчивания часто используется в пластах  твердых пород с низким давлением, где вскрытие пласта проводилось ударно-канатным методом. При этом роторное бурение осуществляется вплоть до установления эксплутационной колонны. Затем инструмент для роторного бурения удаляют и на его место устанавливают станок канатного бурения. Буровой раствор также удаляют и далее проводят добуревание требуемого продуктивного участка.

Преимуществом данного  метода является возможность опробования пласта в процессе бурения. Нет необходимости удалять инструменты из скважины, цементировать и перфорировать обсадную колонну. Кроме того, исключается вероятность повреждения пласта буровым раствором и цементом, а также появляется возможность пошагового увеличения глубины, что позволяет избежать бурения в воду. Последнее особенно важно в коллекторах малой толщины с водонапорным режимом, в которых продуктивный горизонт составляет всего несколько футов.

Во многих случаях  для повышения скорости потока из продуктивного интервала можно использовать методы интенсификации притока. Наиболее распространенными из них являются обстреливание нитроглицерином (в настоящее время метод устарел), гидравлический разрыв и кислотный разрыв. (Эти методы более подробно описаны в главе IX.)

Из приведенного выше следует, что заканчивание без обсаживания — более эффективный метод, чем стандартное заканчивание с перфорированной обсадной колонной, при котором флюиды должны попадать в ствол скважины через маленькие отверстия в трубе. Преимущество особенно велико в случае тонких слоистых пород или когда проницаемость в вертикальном направлении является либо низкой, либо прерывистой.

Заканчивание без обсаживания  требует меньших финансовых затрат, так как при этом не нужна часть  обсадной колонны. Кроме того, отсутствуют расходы на перфорирование. Исключается также загрязнение цементом либо повреждение буровым раствором. Однако заканчивание с перфорированной обсадной колонной предоставляет гораздо больше возможностей регулирования продуктивного горизонта, так как его можно перфорировать и испытывать как угодно. Имеется возможность выделять отдельные секции и проводить их испытания; интенсификацию притока легче осуществлять при наличии перфорированных отверстий, чем на открытой скважине. Гидравлический разрыв также происходит более успешно при наличии перфорированной обсадной колонны.

Продуктивность в среднем  оказывается на 50% выше, чем в случае необсаженной скважины. Повышенная эффективность  регулирования продуктивных зон также имеет большое значение, если проводятся ремонтные работы, например по отсеканию воды или газа

 

Многозабойное заканчивание скважины.

 

Многозабойное заканчивание — широкое понятие, относящееся к целому ряду технологий заканчивания скважин. В целом оно применимо к скважинам, пробуренным и законченным в некоторой горизонтальной или близкой к горизонтальной конфигурации. Данная технология предполагает использование какого-либо вида направленного бурения, т.е. бурения в направлении, отклоняющемся на некоторый угол от направления вертикально вниз (рис. 7.6).

Основным принципом, лежащим  в основе технологий многозабойного заканчивания скважины, является отклонение скважины от вертикали (искривление), которое увеличивается, пока на входе в продуктивный пласт скважина не становится почти горизонтальной.

Другие варианты многозабойного заканчивания предусматривают бурение одного или нескольких поперечных ответвлений от основного ствола скважины. Скважины с такими ответвлениями, или боковыми стволами, называются разветвленными скважинами. В таком случае основная скважина может иметь диаметр до 2,5 м. Бурение дополнительных стволов проводится рабочими со дна основного ствола, что аналогично работе шахтеров.

Следует анализировать  соотношение дополнительных затрат на бурение и заканчивание боковых стволов и ожидаемой дополнительной продуктивности. С постоянным развитием техники и снижением себестоимости работ применение таких методов получит более широкое распространение. При этом метод многозабойного заканчивания должен выдерживать конкуренцию с обычными методами интенсификации притока, которые широко используются и также позволяют достигать увеличения продуктивности.

Чуть раньше мы обсуждали различия между заканчиванием с обсаживанием и заканчиванием без обсаживания скважины. Далее мы более подробно рассмотрим процессы установки обсадной колонны в скважине и цементирование, а затем различные методы добычи нефти.

 

ОБСАЖИВАНИЕ   И  ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ

                          СКВАЖИНЫ

 

При заканчивании скважины очень часто приходится устанавливать обсадную колонну для предотвращения проникновения флюидов внутрь. Чтобы прочно прикрепить обсадную трубу к стенкам скважины и обеспечить ее устойчивость, в скважину закачивают цемент. Мы кратко уже касались этого вопроса. Теперь рассмотрим эти важные процедуры более подробно.

 

                   Обсадная колонна (труба)

 

Обсадную колонну устанавливают  в скважине, если имеются признаки наличия коммерческих количеств  углеводородов. Обсадную колонну обычно пропускают сквозь самый нижний продуктивный участок, затем ее цементируют по стволу.

Обсадная  колонна выполняет следующие  функции:

- сдерживает давление пласта и предотвращает растрескивание верхней, менее прочной зоны;

- предохраняет скважину от обрушения;

- удерживает добываемые жидкости в стволе скважины;

- служит якорем наземному оборудованию;

- служит якорем газлифтному оборудованию;

- разделяет пласты и обеспечивает приток только из тех зон, которые определены инженером-нефтяником.

Поскольку обсадная колонна выполняет несколько различных функций, обычно устанавливают более одной колонны обсадных труб (рис.8.1).

  Колонны делятся на пять категорий:

- направляющая труба;

- кондуктор;

- техническая (промежуточная) обсадная колонна;

- обсадная колонна-хвостовик;

- эксплуатационная обсадная колонна

.

 

                  Направляющая труба

На некоторых участках из-за состояния почвы на поверхности  может потребоваться установка  короткой направляющей трубы длиной обычно не более 6—15 м во избежание  избыточного обрушения краев скважины. Направляющая труба служит также трубопроводом для подъема бурового раствора на достаточную высоту над уровнем земли, чтобы вернуть его в амбар. Кроме того, она предотвращает подмыв основания вышки.

Направляющая труба  устанавливается после того, как буровая площадка спрофилирована и подготовлена под вышку. Если будут делаться амбары для бурового раствора, они должны быть вырыты. Отверстие под направляющую трубу бурится буром, установленным на грузовом автомобиле. Затем труба вводится в скважину, а пространство вокруг нее заливается цементом.

На болотах и при  морской добыче трубу устанавливают  с помощью сваебойной машины. При бурении с морских платформ диаметр направляющей трубы может составлять 750—1080 мм, а на суше диаметр обычно меньше — 400—500 мм.

 

                               Кондуктор

Следующая устанавливаемая  обсадная колонна называется кондуктором. Она защищает пресноводные пласты от загрязнения нефтью, газом или  соленой водой из более глубоких продуктивных слоев. Поскольку водоносные слои, как правило, встречаются на небольших глубинах, обычно необходимая высота кондукторной колонны не превышает 600 м.

Важная вспомогательная  функция кондуктора заключается  в подготовке места для размещения противовыбросового устройства (ПВУ), которое монтируется в процессе бурения, чтобы противостоять ударам или скачкам давления в стволе скважины. После заканчивания скважины ПВУ заменяет добывающий коллектор или фонтанную арматуру (рис. 8.2).

Кондуктор следует устанавливать  довольно глубоко, чтобы достать до скальных пород, которые не будут растрескиваться или разламываться под максимальным ожидаемым весом бурового раствора на той глубине, где предполагается установить следующую колонну. Наружный диаметр кондуктора немного меньше диаметра направляющей трубы. (Кондуктор спускается внутри направляющей трубы.) Минимальная глубина обычно составляет 10% от ожидаемой суммарной глубины скважины или 150 м (выбирается большая из этих величин). Когда достигается требуемая глубина, эту колонну цементируют в окружающей направляющей трубе и таким образом фиксируют ее на месте.

 

      Техническая (промежуточная) обсадная колонна

Промежуточная обсадная колонна, хотя она и не всегда устанавливается, предохраняет скважину от потерь бурового раствора в пластах неглубокого залегания. При бурении в зонах с пластовым давлением, превышающим норму, или содержащих отложения, склонные к осыпям и обвалам, а также в зонах поглощения бурового раствора может потребоваться установка обсадной колонны для минимизации риска перед более глубоким бурением. Для этого служит промежуточная обсадная колонна. Строго говоря, она не нужна для правильного функционирования скважины, так что это скорее часть операции бурения, чем заканчивания скважины.

 

                 Обсадная колонна-хвостовик

В отличие от обсадной трубы, проходящей с поверхности до заданной глубины и перекрывающейся с предыдущей обсадной трубой, труба-хвостовик проходит только от конца предыдущей колонны до дна открытой скважины. Колонны-хвостовики подвешиваются с предыдущей колонны на подвеске. Они часто цементируются по всему стволу, но могут быть и подвешены в скважине без цементирования.