Конечная цель строительства нефтяных или газовых скважин, будь то разведочные и эксплуатационные работы, заключается в достижении нефтегазовой залежи, вскрытии ее и обеспечении притока пластового флюида. После завершения бурения перед вводом скважины в эксплуатацию необходимо выполнить комплекс работ, известных как заканчивание скважины:
Точное и качественное выполнение этих этапов напрямую влияет на дебит скважины, ее рентабельность, а также на длительность периода эксплуатации без необходимости проведения ремонта.
Услуги по заканчиванию нефтяных и газовых скважин
- Бурение в продуктивном горизонте
- Исследование продуктивного слоя
- Определение оптимальной конструкции призабойной зоны
- Оборудование устья скважины
- Перфорация эксплуатационной колонны для связи с пластом
- Вызов притока нефти или газа и ввод скважины в эксплуатацию
Точное и качественное выполнение этих этапов напрямую влияет на дебит скважины, ее рентабельность, а также на длительность периода эксплуатации без необходимости проведения ремонта.
Услуги по заканчиванию нефтяных и газовых скважин
ООО «ОРС» предоставляет комплексные услуги по заканчиванию скважин с использованием различных технологий. Мы имеем собственное оборудование для буровых работ, осуществляем текущий ремонт нефтяных и газовых скважин
Условия, влияющие на заканчивание газовых скважин
Проектирование заканчивания скважины напрямую зависит от условий залежи, которые необходимо тщательно изучить, чтобы обеспечить успех всего проекта.
Среди ключевых факторов, которые следует учитывать, можно выделить такие как толщина продуктивного пласта, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, наличие трещин и их ориентация, однородность, а также наличие непроницаемых барьеров на пути движения флюидов и относительная проницаемость пласта.
Описание залежи играет решающую роль в выборе соответствующего типа заканчивания скважины, определении оптимального положения участка скважины в продуктивном пласте и установке допустимых параметров для проходки скважины. Если геологические реперы в точке входа скважины в пласт отсутствуют, возможно потребуется проведение пилотного ствола, чтобы обеспечить точность проникновения в нужный горизонт и точное соблюдение заданной глубины горизонтального участка. Еще одним важным аспектом является оценка устойчивости ствола скважины, так как это может значительно повлиять на проектирование и дальнейшее бурение.
Тип заканчивания скважины определяется несколькими критериями.
Каждый из этих факторов учитывается при планировании заканчивания, чтобы обеспечить максимальную эффективность добычи и безопасность эксплуатации скважины.
Среди ключевых факторов, которые следует учитывать, можно выделить такие как толщина продуктивного пласта, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, наличие трещин и их ориентация, однородность, а также наличие непроницаемых барьеров на пути движения флюидов и относительная проницаемость пласта.
Описание залежи играет решающую роль в выборе соответствующего типа заканчивания скважины, определении оптимального положения участка скважины в продуктивном пласте и установке допустимых параметров для проходки скважины. Если геологические реперы в точке входа скважины в пласт отсутствуют, возможно потребуется проведение пилотного ствола, чтобы обеспечить точность проникновения в нужный горизонт и точное соблюдение заданной глубины горизонтального участка. Еще одним важным аспектом является оценка устойчивости ствола скважины, так как это может значительно повлиять на проектирование и дальнейшее бурение.
Тип заканчивания скважины определяется несколькими критериями.
- По геологическим условиям скважины могут быть вертикальными, наклонно-направленными или горизонтальными.
- В зависимости от назначения выделяют фонтанные, нагнетательные скважины, а также те, где используются искусственные лифты или механизированные методы добычи.
- По конструкции скважины различают варианты с открытым, обсаженным или перфорированным стволом.
Каждый из этих факторов учитывается при планировании заканчивания, чтобы обеспечить максимальную эффективность добычи и безопасность эксплуатации скважины.
Технологии заканчивания скважины
Классическое заканчивание: В традиционной методике используется колонна или труба, которая опускается с поверхности до нижнего пласта, определенного при геологическом исследовании. Колонна закрепляется цементированием на месте.
Заканчивание со стационарными устройствами: Оборудование устанавливается один раз, а дальнейшие работы проводятся с использованием мелкогабаритных инструментов внутри НКТ. Это включает перфорацию, повторное цементирование, укрепление колонны гравием и другие необходимые операции. Преимущество метода — низкая стоимость.
Многопластовое освоение: Когда в скважине обнаруживается несколько продуктивных пластов, используется этот метод для добычи нефти или газа из различных горизонтов. Метод популярен у государственных компаний для контроля функциональности коллектора.
Освоение скважин с отсечением песчаных пород: При разработке в рыхлых песчаных породах важно предотвратить попадание песка, которое может повредить оборудование и заблокировать пласты. Для защиты применяют колонны с перфорацией или заполнение скважины гравием. Эти меры предотвращают проникновение песка и обеспечивают стабильную добычу.
Заканчивание с отсечением воды и газа: В процессе добычи нефти необходимо минимизировать содержание воды и газа. Для этого выбирается оптимальная глубина опускания колонн, чтобы предотвратить проникновение нежелательных компонентов в продуктивный пласт.
Многозабойное заканчивание: Включает комплекс операций, таких как направленное бурение и создание дополнительных стволов от основного, что позволяет разрабатывать труднодоступные продуктивные горизонты. Этот метод используется для скважин с сильным уклоном или горизонтальных.
Определение схемы заканчивания скважин
Схема заканчивания должна соответствовать условиям залежи и быть адаптирована к последующим ремонтным работам. Например, может потребоваться отсечение определённых интервалов для интенсификации притока или прекращения работы обводнённых зон. Выбор схемы влияет на диаметр скважины и параметры искривления. После этого завершается проектирование всей конструкции скважины, которая должна предусматривать обсадку зон осложнений до бурения завершающего участка.
Глубина установки обсадных колонн определяется устойчивостью стенок скважины, поровым давлением и требованиями к градиентам давления. Проектирование профиля скважины должно учитывать совместимость с диаметрами обсадных колонн и глубинами установки башмака. В некоторых случаях проектные параметры могут быть изменены для соответствия профилю скважины.
Основные схемы заканчивания скважин
Заканчивание с открытым забоем: Скважина эксплуатируется без обсадной колонны в зоне нефтеносного пласта. Обсадка устанавливается до верхней границы продуктивного интервала, а нефть поступает на поверхность через НКТ.
Преимущества: низкие затраты, простота конструкции, 360° приток жидкости, хороший доступ к трещинам, высокая гидродинамическая эффективность.
Недостатки: влияние глинистой корки на продуктивность, прохождение жидкости через повреждённые интервалы, отсутствие защиты от обвала стенок и изоляции интервалов.
Заканчивание с забоем закрытого типа: Применяется в большинстве скважин мира, особенно для неоднородных коллекторов с различными пластовыми давлениями.
Преимущества: отсутствие необходимости очищать глинистую корку, возможность обхода повреждённых зон, хорошая изоляция и герметичность, защита от обвалов.
Недостатки: возможный скин-эффект из-за неполного открытия ствола, ухудшение проницаемости из-за обломков породы, высокая стоимость.
Заканчивание с забоем смешанного типа: Используется для изоляции напорных горизонтов в устойчивом или неустойчивом коллекторе и однородной залежи. Частично перекрытая колонной скважина может включать вставной фильтр для дополнительной защиты.
Заканчивание со стационарными устройствами: Оборудование устанавливается один раз, а дальнейшие работы проводятся с использованием мелкогабаритных инструментов внутри НКТ. Это включает перфорацию, повторное цементирование, укрепление колонны гравием и другие необходимые операции. Преимущество метода — низкая стоимость.
Многопластовое освоение: Когда в скважине обнаруживается несколько продуктивных пластов, используется этот метод для добычи нефти или газа из различных горизонтов. Метод популярен у государственных компаний для контроля функциональности коллектора.
Освоение скважин с отсечением песчаных пород: При разработке в рыхлых песчаных породах важно предотвратить попадание песка, которое может повредить оборудование и заблокировать пласты. Для защиты применяют колонны с перфорацией или заполнение скважины гравием. Эти меры предотвращают проникновение песка и обеспечивают стабильную добычу.
Заканчивание с отсечением воды и газа: В процессе добычи нефти необходимо минимизировать содержание воды и газа. Для этого выбирается оптимальная глубина опускания колонн, чтобы предотвратить проникновение нежелательных компонентов в продуктивный пласт.
Многозабойное заканчивание: Включает комплекс операций, таких как направленное бурение и создание дополнительных стволов от основного, что позволяет разрабатывать труднодоступные продуктивные горизонты. Этот метод используется для скважин с сильным уклоном или горизонтальных.
Определение схемы заканчивания скважин
Схема заканчивания должна соответствовать условиям залежи и быть адаптирована к последующим ремонтным работам. Например, может потребоваться отсечение определённых интервалов для интенсификации притока или прекращения работы обводнённых зон. Выбор схемы влияет на диаметр скважины и параметры искривления. После этого завершается проектирование всей конструкции скважины, которая должна предусматривать обсадку зон осложнений до бурения завершающего участка.
Глубина установки обсадных колонн определяется устойчивостью стенок скважины, поровым давлением и требованиями к градиентам давления. Проектирование профиля скважины должно учитывать совместимость с диаметрами обсадных колонн и глубинами установки башмака. В некоторых случаях проектные параметры могут быть изменены для соответствия профилю скважины.
Основные схемы заканчивания скважин
Заканчивание с открытым забоем: Скважина эксплуатируется без обсадной колонны в зоне нефтеносного пласта. Обсадка устанавливается до верхней границы продуктивного интервала, а нефть поступает на поверхность через НКТ.
Преимущества: низкие затраты, простота конструкции, 360° приток жидкости, хороший доступ к трещинам, высокая гидродинамическая эффективность.
Недостатки: влияние глинистой корки на продуктивность, прохождение жидкости через повреждённые интервалы, отсутствие защиты от обвала стенок и изоляции интервалов.
Заканчивание с забоем закрытого типа: Применяется в большинстве скважин мира, особенно для неоднородных коллекторов с различными пластовыми давлениями.
Преимущества: отсутствие необходимости очищать глинистую корку, возможность обхода повреждённых зон, хорошая изоляция и герметичность, защита от обвалов.
Недостатки: возможный скин-эффект из-за неполного открытия ствола, ухудшение проницаемости из-за обломков породы, высокая стоимость.
Заканчивание с забоем смешанного типа: Используется для изоляции напорных горизонтов в устойчивом или неустойчивом коллекторе и однородной залежи. Частично перекрытая колонной скважина может включать вставной фильтр для дополнительной защиты.
Общие этапы заканчивания скважины
Вскрытие продуктивного пласта
Вскрытие продуктивного пласта — это процесс заглубления ствола скважины в нефтегазоносный пласт на всю его мощность или частично. Особенностью этого этапа бурения является значительное влияние физико-химических процессов, происходящих вокруг ствола скважины. Эти процессы приводят к образованию призабойной зоны, то есть области, где первоначальное состояние коллектора и его содержимого (жидкой или газообразной фазы) изменяется.
Основной задачей при вскрытии пласта является минимизация нарушения естественных свойств коллектора и точное определение глубины заглубления. Качество вскрытия оценивается по нескольким критериям, включая степень сохранности первоначального состояния породы, эффективность использования вскрытой мощности пласта, надежность изоляции интервалов и достоверность получаемых данных.
Исследование продуктивного пласта
После вскрытия продуктивного пласта и изоляции его от смежных интервалов начинается его исследование. Исследования необходимы для выявления перспективных пластов и определения их характеристик. Эти исследования делятся на испытание и опробование.
Испытание включает комплекс работ для определения газонефтенасыщенности пласта, взятия проб флюида, измерения давления и оценки гидродинамических параметров. Опробование направлено на взятие проб флюида и предварительное определение дебита.
Если скважина, оборудованная в зоне продуктивного пласта, показывает положительные результаты испытаний, она переходит к стадии освоения. Освоение включает работы по вызову стабильного притока флюида и подготовке скважины к эксплуатации или консервации. Для повышения продуктивности на этом этапе могут применяться физические, механические и химические методы воздействия на пласт.
Разработка схемы вскрытия и технологии должна быть направлена на устранение факторов, ухудшающих проницаемость коллектора, чтобы максимально сохранить его естественные свойства.
Причины снижения продуктивности пласта
Снижение продуктивности пласта может быть вызвано несколькими причинами, многие из которых остаются недостаточно изученными. Основная из них — это проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы, часто происходящее из-за промывочного раствора. Причины снижения проницаемости призабойной зоны включают:
Меры по снижению отрицательного влияния на пласт
Уменьшить отрицательное воздействие на пласт можно следующими методами:
Анализ продуктивного горизонта
Определение коллекторских характеристик, условий залегания и эксплуатационных качеств продуктивных горизонтов требует комплексного подхода, который отличается для эксплуатационных и разведочных скважин. В эксплуатационных скважинах исследования часто ограничиваются анализом шлама и результатами геофизических тестов, направленных на оценку углов наклона и азимута ствола, а также на определение мощности, интервала и характеристик продуктивного пласта, таких как пористость и проницаемость.
В разведочных скважинах продуктивные горизонты изучаются более подробно, что требует расширенного набора исследований. После бурения продуктивного горизонта проводится полный спектр геофизических исследований. Для проверки коллекторских свойств применяются различные типы испытателей, которые вызывают приток нефти за счет значительного перепада давления между пластом и бурильной колонной.
Если пласт состоит из рыхлых пород, для предотвращения попадания песка в эксплуатационную колонну устанавливается специальный фильтр.
Оборудование устья скважины
После определения высоты цементного раствора над эксплуатационной колонной осуществляется подвеска обсадных колонн и их обвязка колонной головкой, которая обеспечивает герметичность затрубного пространства.
Связь между эксплуатационной колонной и пластом устанавливается после прострела отверстий в колонне, цементном кольце и породе пласта с помощью перфораторов. После успешного освоения скважины нефть и газ поступают из пласта в эксплуатационную колонну через эти отверстия. Плотность перфорации, включая диаметр и количество отверстий на метр, рассчитывается для обеспечения оптимального притока нефти или газа из пласта.
Вскрытие продуктивного пласта — это процесс заглубления ствола скважины в нефтегазоносный пласт на всю его мощность или частично. Особенностью этого этапа бурения является значительное влияние физико-химических процессов, происходящих вокруг ствола скважины. Эти процессы приводят к образованию призабойной зоны, то есть области, где первоначальное состояние коллектора и его содержимого (жидкой или газообразной фазы) изменяется.
Основной задачей при вскрытии пласта является минимизация нарушения естественных свойств коллектора и точное определение глубины заглубления. Качество вскрытия оценивается по нескольким критериям, включая степень сохранности первоначального состояния породы, эффективность использования вскрытой мощности пласта, надежность изоляции интервалов и достоверность получаемых данных.
Исследование продуктивного пласта
После вскрытия продуктивного пласта и изоляции его от смежных интервалов начинается его исследование. Исследования необходимы для выявления перспективных пластов и определения их характеристик. Эти исследования делятся на испытание и опробование.
Испытание включает комплекс работ для определения газонефтенасыщенности пласта, взятия проб флюида, измерения давления и оценки гидродинамических параметров. Опробование направлено на взятие проб флюида и предварительное определение дебита.
Если скважина, оборудованная в зоне продуктивного пласта, показывает положительные результаты испытаний, она переходит к стадии освоения. Освоение включает работы по вызову стабильного притока флюида и подготовке скважины к эксплуатации или консервации. Для повышения продуктивности на этом этапе могут применяться физические, механические и химические методы воздействия на пласт.
Разработка схемы вскрытия и технологии должна быть направлена на устранение факторов, ухудшающих проницаемость коллектора, чтобы максимально сохранить его естественные свойства.
Причины снижения продуктивности пласта
Снижение продуктивности пласта может быть вызвано несколькими причинами, многие из которых остаются недостаточно изученными. Основная из них — это проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы, часто происходящее из-за промывочного раствора. Причины снижения проницаемости призабойной зоны включают:
- Вредное воздействие воды из промывочного раствора. При бурении скважин используется промывочная жидкость с гидростатическим давлением, превышающим пластовое. Вода из такого раствора может проникать в пласт, создавая капиллярное давление, которое негативно влияет на проницаемость призабойной зоны. Это происходит из-за того, что капли воды, попадая в поровые каналы, уменьшают их сечение, что затрудняет движение нефти через эти каналы.
- Набухание глинистых частиц. В присутствии воды глинистые частицы в продуктивном пласте могут набухать, частично закупоривая поры, что приводит к уменьшению проницаемости пласта.
- Образование осадков. Взаимодействие растворимых солей из пластовых вод с солями, содержащимися в отфильтрованной воде, может приводить к образованию осадков в призабойной зоне. Эти твердые частицы могут закупоривать поры, снижая коллекторские свойства пласта.
Меры по снижению отрицательного влияния на пласт
Уменьшить отрицательное воздействие на пласт можно следующими методами:
- Снижение противодавления. При разбуривании продуктивного пласта следует снижать противодавление на пласт до минимально безопасного значения, чтобы избежать открытого фонтанирования.
- Сокращение времени контакта с промывочной жидкостью. Бурение, исследование пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны проводиться быстро и по заранее составленному плану, чтобы минимизировать время контакта промывочной жидкости со стенками скважины.
- Использование качественных растворов. Для вскрытия продуктивного пласта рекомендуется использовать высококачественный глинистый раствор с минимальной водоотдачей или промывочные жидкости на углеводородной основе.
- Продувка скважины воздухом или газом. В месторождениях с благоприятными геологическими условиями можно применять продувку скважины воздухом или газом при разбуривании продуктивного пласта.
Анализ продуктивного горизонта
Определение коллекторских характеристик, условий залегания и эксплуатационных качеств продуктивных горизонтов требует комплексного подхода, который отличается для эксплуатационных и разведочных скважин. В эксплуатационных скважинах исследования часто ограничиваются анализом шлама и результатами геофизических тестов, направленных на оценку углов наклона и азимута ствола, а также на определение мощности, интервала и характеристик продуктивного пласта, таких как пористость и проницаемость.
В разведочных скважинах продуктивные горизонты изучаются более подробно, что требует расширенного набора исследований. После бурения продуктивного горизонта проводится полный спектр геофизических исследований. Для проверки коллекторских свойств применяются различные типы испытателей, которые вызывают приток нефти за счет значительного перепада давления между пластом и бурильной колонной.
Если пласт состоит из рыхлых пород, для предотвращения попадания песка в эксплуатационную колонну устанавливается специальный фильтр.
Оборудование устья скважины
После определения высоты цементного раствора над эксплуатационной колонной осуществляется подвеска обсадных колонн и их обвязка колонной головкой, которая обеспечивает герметичность затрубного пространства.
Связь между эксплуатационной колонной и пластом устанавливается после прострела отверстий в колонне, цементном кольце и породе пласта с помощью перфораторов. После успешного освоения скважины нефть и газ поступают из пласта в эксплуатационную колонну через эти отверстия. Плотность перфорации, включая диаметр и количество отверстий на метр, рассчитывается для обеспечения оптимального притока нефти или газа из пласта.
Основной задачей при вскрытии пласта является минимизация нарушения естественных свойств коллектора и точное определение глубины заглубления. Качество вскрытия оценивается по нескольким критериям, включая степень сохранности первоначального состояния породы, эффективность использования вскрытой мощности пласта, надежность изоляции интервалов и достоверность получаемых данных.
Вызов притока нефти или газа из пласта
После того как работы по установлению связи между эксплуатационной колонной и пластом завершены, начинается процесс вызова притока нефти из пласта. Существует несколько методов, направленных на снижение противодавления на пласт, что достигается путём проведения мероприятий, уменьшающих гидростатическое давление в скважине до уровня, ниже пластового давления.
Один из способов снижения давления в колонне — это уменьшение плотности жидкости в скважине. Для этого в эксплуатационную колонну спускаются фонтанные трубы, оставляемые в скважине на весь период её эксплуатации. В пространство между фонтанными трубами и стенками колонны нагнетается вода, вытесняющая тяжелый глинистый раствор. Если давление пластового газа достаточно велико, скважина может начать фонтанировать даже при частичной замене раствора на воду.
Если замена глинистого раствора водой не приводит к желаемому эффекту, воду заменяют нефтью. В случае дальнейшего отсутствия результата, одновременно с нефтью или водой в затрубное пространство подаётся газ или воздух. Поступательное увеличение подачи газа позволяет плавно снижать давление на забое, что способствует постепенному увеличению притока нефти.
Когда продуктивные пласты состоят из устойчивых пород, применяется компрессорный метод, при котором газ или воздух нагнетаются в затрубное пространство для вытеснения промывочной жидкости в фонтанные трубы. Этот метод вызывает резкое падение давления в скважине, что безопасно для устойчивых пород продуктивного горизонта.
Для скважин с низким пластовым давлением, вызов притока может осуществляться за счет снижения уровня промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. После успешного вызова притока нефти или газа скважина подлежит исследованию для определения её продуктивности и, при установлении необходимых параметров добычи, вводится в эксплуатацию.
Один из способов снижения давления в колонне — это уменьшение плотности жидкости в скважине. Для этого в эксплуатационную колонну спускаются фонтанные трубы, оставляемые в скважине на весь период её эксплуатации. В пространство между фонтанными трубами и стенками колонны нагнетается вода, вытесняющая тяжелый глинистый раствор. Если давление пластового газа достаточно велико, скважина может начать фонтанировать даже при частичной замене раствора на воду.
Если замена глинистого раствора водой не приводит к желаемому эффекту, воду заменяют нефтью. В случае дальнейшего отсутствия результата, одновременно с нефтью или водой в затрубное пространство подаётся газ или воздух. Поступательное увеличение подачи газа позволяет плавно снижать давление на забое, что способствует постепенному увеличению притока нефти.
Когда продуктивные пласты состоят из устойчивых пород, применяется компрессорный метод, при котором газ или воздух нагнетаются в затрубное пространство для вытеснения промывочной жидкости в фонтанные трубы. Этот метод вызывает резкое падение давления в скважине, что безопасно для устойчивых пород продуктивного горизонта.
Для скважин с низким пластовым давлением, вызов притока может осуществляться за счет снижения уровня промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. После успешного вызова притока нефти или газа скважина подлежит исследованию для определения её продуктивности и, при установлении необходимых параметров добычи, вводится в эксплуатацию.
Компания ООО «ОРС» предоставляет услуги по заканчиванию скважин, обеспечивая высококвалифицированную работу по всей России. Свяжитесь с нами по телефону или напишите, чтобы получить профессиональный сервис в области нефтепромыслового оборудования.
