Файл: Функции и назначение буровых растворов.pdf

Часто над и под пакером устанавливается вспомогательное оборудование. Ближе к верхней части колонны НКТ, но ниже границы дна обычно устанавливается клапан-отсекатель;
Он представляет собой устройство аварийного регулирования потока скважинных флюидов для защиты персонала, пласта и окружающей среды в случае аварии на устьевой арматуре или оборудовании.
8

Для создания необходимого гидростатического давления над пакером и предупреждения коррозии требуется поддерживать поток флюида в межколонном пространстве.
Посадочные ниппеля служат профилированными приемными гнездами, куда могут быть установлены пробки или штуцеры для регулирования потока, а также устройства для измерения дебита. Пазы или каналы в колонне НКТ обеспечивают поступление углеводородов в колонну.
Плавный возврат спущенного на кабеле инструмента внутрь колонны
НКТ становится возможным с использованием направляющей воронки.
9

МНОГОПЛАСТОВОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ
Многопластовое заканчивание применяется там, где необходимо вести добычу более чем из одного интервала.
На данной схеме приведен пример многопластового заканчивания скважин с применением двух пакеров, разделяющих продуктивные интервалы, где в процессе добычи флюиды, поступающие из обоих интервалов, смешиваются.
Одноколонный пакер изолирует нижний интервал и обеспечивает подачу добываемого флюида на поверхность по длинной колонне НКТ.
Пример многопластового заканчивания скважины на схеме иллюстрирует применение специального двухколонного пакера, который не позволяет добываемым флюидам смешиваться.
10

Двухколонный пакер изолирует верхний интервал от затрубного пространства и обеспечивает подачу добываемого флюида на поверхность по короткой колонне НКТ.
Существует множество возможных конфигураций, позволяющих вести одновременную эксплуатацию всех зон или выборочную эксплуатацию отдельных продуктивных интервалов.
Разделение множественных интервалов происходит по трем основным причинам: контролирующие органы требуют учитывать добычу по каждому интервалу; в целях предупреждения межколонных перетоков изолированы зоны высокого и низкого давления; потоки сырой нефти, поступающие из разных интервалов, могут быть химически несовместимыми и при смешивании образовывать шламы или допускать выпадение осадка.
11

Во многих случаях скважины поначалу эксплуатируются фонтанным способом, а методы механизированной добычи внедряются на более поздних этапах по мере истощения запасов пласта.
Фонтанная арматура препятствует выбросу нефти и газа из скважины на поверхность и в атмосферу, а также направляет и регулирует поток флюидов на выходе из скважины.
Особо важную роль на устье скважины во время проведения работ по заканчиванию играет противовыбросовый превентор — задвижка, которая может быть закрыта для предотвращения неуправляемого роста дебита скважины.
12

Многие противовыбросовые превенторы управляются дистанционно, что особенно важно для обеспечения безопасности бригады и сохранности установки и скважины.
Способ размещения и конструкция фонтанной арматуры на морской скважине определяются глубиной воды и наличием платформы. Если морская платформа – стационарного типа, то фонтанную арматуру можно установить на морскую платформу.
Но если платформа иного типа, то существующие на сегодняшний день технологии не позволяют монтировать фонтанную арматуру на платформах, и ее приходится размещать на дне моря.
13

Вертикальный ствол скважины может быть легко обсажен, зацементирован или закончен, более того, призабойная зона легко поддается очистке.
В отличие от этого, бурение горизонтальных скважин и их последующее исследование показало существенное увеличение темпов добычи по сравнению с вертикальными скважинами.
В результате, в настоящее время это дает большой стимул для исследования технологий, необходимых для бурения, заканчивания, проверки, интенсификации и правильной разработки горизонтальных скважин, которые, с ростом производства, могут значительно улучшить нефтяную экономику.
Многопластовые скважины являются первым выбором для горизонтальных скважин, так как пласты с естественными трещинами обычно предполагают значительное увеличение добычи.
14

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ С ОТКРЫТЫМ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ УЧАСТКОМ.
Это наиболее экономичный тип заканчивания, где удаление шлама с горизонтального участка является основным видом интенсификации.
Если требуется дополнительная интенсификация,то спускают
НКТ или гибкие трубы на конечную глубину.
В горизонтальную зону вводится жидкость для интенсификации, а затем она закачивается в сам пласт.
15

ХВОСТОВИК С ЩЕЛЕВИДНЫМИ ПРОДОЛЬНЫМИ
ОТВЕРСТИЯМИ.
Этот тип заканчивания используется при опасности обрушения стенок скважины. Он применяется в пластах, в которые естественным путем поступает флюид , а так же не требуется никакое стимулирование потока.
Рассмотрим технологию бурения многоствольных скважин типа fishbone, получившую в русскоязычной среде в качестве названия дословный перевод – технология «рыбья кость» .
Такое странное на первый взгляд наименование для нефтедобывающих технологических инструментов оказывается вполне оправданно, и обосновано оно ассоциативно – достаточно лишь поближе познакомиться с принципами рассматриваемого метода.
16

Итак, метод забуривания многоствольных скважин по технологии fishbone направлен в первую очередь на интенсификацию притока пластового флюида.
За счет использования технологии «рыбья кость» повышается производительность скважин, а также их приемистость в случае, если речь идет о нагнетательных объектах.
Суть технологии состоит в создании одного горизонтального ствола и множества отходящих от него ответвлений, которые за счет своего расположения обеспечивают лучшее подсоединение резервуара к стволу скважины. При этом визуально схематичное изображение полученного объекта, действительно, напоминает скелет рыбы.
17

В российской технологии fishbone:

Конструкции из труб не собирается на поверхности, а формируется во время строительства горизонтального ствола, когда с определенной точки производится бурение отростков на вышележащий нефтеносный пропласток, после чего осуществляется подъем компоновки до точки срезки.

Затем производится срезка в основной ствол и так – до следующей заданной точки. То есть, бурим основной ствол и ответвления от него.
Ответвления могут отходить в любом направлении от горизонтального ствола и их стоимость значительно ниже, чем затраты на бурение отдельных скважин, однако сам процесс бурения таких скважин существенно сложнее
18

На морской платформе
«Приразломная» пробурили и ввели в эксплуатацию первую многозабойную скважину с множественными горизонтальными ответвлениями «рыбья кость»
Выбранная траектория стволов позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта. Новая скважина стала четвертой нагнетательной на морской платформе «Приразломная»
19

Согласно квалификации TAML (Technology Advancement
for Multi-Laterals) новая скважина на российском арктическом шельфе относится к первому уровню сложности строительства многоствольных скважин, поскольку срезка и бурение боковых ответвлений производились из открытого ствола.
Уровень TAML 1: основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами или в каждом стволе подвешенный хвостовик.
Прочность сочленения и его гидравлическая изолированность целиком зависит от свойств породы, в котором находится место сочленения
Уровень TAML 2: основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол имеет открытый забой или оснащен хвостовиком (фильтром). Сочленение гидравлически не изолировано.
20

Уровень TAML 3: основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен без цементирования
(возможно крепление у точки разветвления без цементирования)
Уровень TAML 4: основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (боковой ствол имеет хвостовик (фильтр))
Уровень TAML 5: основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (технологическое оборудование для добычи крепится с использованием пакеров). Сочленение герметично.
(Может быть, а может не быть зацементировано)
Уровень TAML 6: основной ствол имеет забойное разветвление и крепление оборудования для раздельной добычи.
Сочленение герметично. (Использование только цемента для герметизации недостаточно)
21

ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО
ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН.
Основа данной технологии – это управляемые с поверхности скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон или боковых стволов, и постоянные скважинные датчики температуры и давления.
Однако по мере увеличения числа подводных скважин и скважин с большим отходом от вертикали в 1990-х гг., использование традиционных методов спуска оборудования на кабеле стало сопряжено с экономическими и техническими проблемами: вариант с динамически позиционируемыми судами, используемыми в качестве платформ для поддержки подводных работ и осуществления стандартных внутрискважинных работ, оказывается дорогостоящим, а ввод кабеля или
ГНКТ в ствол через устье, расположенное на морском дне, иногда на глубине нескольких тысяч футов, намного более сложен и связан с намного большим риском, чем вход в скважину через фонтанную арматуру на поверхности.
22

Очевидным решением этих проблем является переход от механических операций
(внутрискважинных работ) к гидравлическому или электрическому управлению с поверхности.
Однако, чтобы такая схема обеспечила то, для чего она предназначена – избежание внутрискважинных работ, – клапаны должны иметь очень большой срок службы и высочайшую надежность, чтобы перерывы между работами по их техобслуживанию составляли годы
Клапаны регулирования притока, извлекаемые на кабеле и ГНКТ. В отличие от своих предшественников эти элементы компоновки интеллектуального заканчивания не требуют спуска кабеля или ГНКТ для их закрытия, открытия или плавной регулировки площади сечения потока.
23

Они управляются дистанционно через гидравлическую линию, или, в случае электрических систем, по электросигналу, подаваемому на электромеханические приводы.
Эти инновации дают возможность инженерам разрабатывать клапаны с дистанционной регулировкой и разной площадью сечения потока, соответствующей профилю притока для продуктивной зоны.
24

1
ОСВОЕНИЕ МОРСКИХ СКВАЖИН
Под освоением понимают комплекс работ для вызова промышленного притока пластовой жидкости или газа в скважину. Когда естественная проницаемость пород призабойной зоны скважины ухудшена вследствие бурения, работы по освоению скважины, прежде всего, предназначены для очистки приствольной зоны продуктивного пласта от загрязнения.
Вскрытие продуктивных пластов проводят дважды: первичное — в процессе бурения, вторичное
— перфорацией после крепления скважины эксплуатационной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах — одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания, получения притока пластового флюида.
В общем случае при вторичном вскрытии пластов перфорацией необходимо преодолеть слой скважинной жидкости 5-10 мм, стенку стальной трубы 6-12мм, толщину цементного камня (в зависимости от фактического диаметра скважины 25-50мм) , а также толщину зоны призабойной закупорки коллектора. Таким образом, главное предназначение процесса перфорации – преодолеть указанные препятствия и установить гидродинамическую связь со скважиной. Рассмотрим методы вторичного вскрытия пласта.