ЗАКАНЧИВАНИЕ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 23Следующая ⇒

При заканчивании в открытом стволе скважину пробуривают до точки чуть выше предполагаемого нефтесодержащего пласта, спускают обсадную колонну и цементируют. После этого продолжают бурение и пробуривают нефтесодержащий пласт, но спуск обсадной колонны не продолжают. Поскольку обсадную колонну не устанавливают, порода пласта должна быть достаточно твердой, чтобы не допустить обвал стенок скважины.

Участок открытого ствола может иметь длину от нескольких метров до нескольких сотен метров в зависимости от характеристик разбуриваемой породы. Заканчивание в открытом стволе обычно проводят в более твердых породах, таких как известняки.

Рисунок 16. Заканчивание в открытом стволе.

При благоприятных условиях Заканчивание в открытом стволе может быть вполне экономичным и успешным, особенно в скважинах с одним нефтесодержащим пластом с большими продуктивными интервалами.

ПРЕИМУЩЕСТВА ЗАКАНЧИВАНИЯ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ

1. Специальная бурильная технология может быть использована для недопущения повреждения пласта.

2. Геофизические работы не имеют такого большого значения, поскольку вся продуктивная зона открыта для добычи.

3. Не требуется перфорация.

4. В открытый ствол можно установить обсадную колонну в любое время.

НЕДОСТАТКИ ЗАКАНЧИВАНИЯ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ

1. Нельзя оценить нефтесодержащий пласт до принятия решения о спуске обсадной колонны.

2. Нельзя контролировать поступление газа или воды.

3. Нельзя селективно стимулировать продуктивную зону, поскольку нельзя контролировать направление жидкости-стимулятора. ^>

4. Участок открытого ствола требует частой очистки от грязи и восстановления добычи.

5. Может произойти обвал скважины.

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ С ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ

При заканчивании с обсадной колонной скважина пробуривается через нефтесодержащий пласт, устанавливается и цементируется обсадная колонна. Для обеспечения прохода нефти и газа из пласта в скважину в обсадной колонне и цементе делают отверстия (перфорации). ПЕРФОРАЦИЯ

Когда в скважину установлена обсадная колонна, необходимо осуществить доступ нефти из пласта в скважину через цемент и обсадную колонну. Эта процедура называется перфорацией. Есть два главных метода перфорации: пулевая перфорация и куммулятивная перфорация. Оба метода предполагают использование взрывающихся зарядов, спускаемых в скважину, которые устанавливают напротив продуктивного пласта и приводят в действие детонатором.

ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

При пулевой перфорации используют так называемый «пробойник». Это электрический перфоратор, который несет пулевые заряды, приводимые в действие электрическим импульсом с поверхности. При срабатывании пули пробивают отверстия в обсадной колонне и цементе за ней, тем самым обеспечивая доступ нефти и газа в ствол скважины. Как правило, спускают не один пробойник, а несколько, собранных в гирлянду. Такие перфораторы спускают в скважину на металлическом тросе, что ускоряет процесс спуска. Неудобство таких перфорационных снарядов состоит в том, что, поскольку они приводятся в действие электросигналом, они могут получить посторонний сигнал или сигнал рации и сработать преждевременно. Поэтому, при подготовке к спуску, перфораторами обращаются очень осторожно. На время, пока перфораторы не достигли 300 м от поверхности, выключаются все рации и радио в близлежащем районе.

Рисунок. Схема установки обсадной колонны в скважину

КУММУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Более широкое распространение получили куммулятивные перфораторы. В отличие от пробойника, такой перфоратор несет заряды находящегося под очень большим давлением газа, расположенные на теле перфоратора. При приведении этих зарядов в действие, направленная струя газа имеет достаточную силу, чтобы пробить обсадную колонну и цемент за ней, тем самым обеспечивая доступ нефти и газа из пласта в ствол скважины. Как правило, куммулятивные перфораторы спускают в скважину на НКТ, гирляндой по несколько штук, и устанавливают напротив нефтеносного пласта. Все заряды связаны между собой проводками, которые соединяются с детонатором, установленным сверху перфораторов. Заряды приводят в действие при помощи перфорационного ломика, который бросают с поверхности в НКТ. Ломик ударяет по детонатору, который в свою очередь передает сигнал зарядам и приводит их в действие. Срабатывание детонатора можно определить по толчку, передаваемому по стволу скважины.

Преимущество куммулятивных перфораторов по сравнению с пробойником заключается в том, что они более безопасны, на них не оказывает влияния радиосигнал. После использования перфораторы можно извлечь из скважины для перезарядки и повторного применения.

Проведение перфорации требует привлечения геофизических работ. Перед началом перфорации в скважину

Рисунок 18. Процесс перфорации.

спускают геофизические приборы, при помощи которых определяют глубину залегания нефтеносного пласта с точностью до метра. При этом важно определить местонахождение муфт обсадной колонны, чтобы при проведении перфорации заряды не попали по муфте и не отстрелили колонну. Зная точную глубину, можно приступать к спуску перфораторов.

После того, как перфораторы установлены в необходимой точке, в скважину вновь спускают геофизический инструмент для проведения корреляции. Другими словами, определяют точную глубину спуска перфораторов и соотносят ее с запланированной глубиной спуска.

Ошибка при установке перфораторов вполне возможна из-за неточности замера труб, а также возможности растягивания колонны труб под собственным весом. Так, при спуске до 3500 м. колонна труб может растянуться на 1, 5 м. Корреляция дает

Рисунок 19. Схема скважины после перфорации.

возможность определить, на сколько метров нужно приподнять или опустить инструмент, то есть подогнать по глубине для того, чтобы он был в точно запланированном месте.

В сущности, после успешного проведения перфорации, скважина считается законченной или «технически живой», поскольку обеспечен доступ нефти и газа через перфорационные отверстия в ствол скважины.

В зависимости от давления в пласте, достаточной пористости и проницаемости, после перфорации можно ожидать притока нефти. Однако, не всегда эти характеристики могут обеспечить достаточный приток для выхода нефти на поверхность, чтобы скважина заработала фонтаном. Для повышения проницаемости пласта путем расширения пор применяется стимуляция пласта при помощи кислоты (кислотная обработка).

КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

Кислотная обработка - это способ воздействия на нефтеносный пласт посредством кислоты, чаще всего соляной (НСL), с целью расширить поры и тем самым облегчить выход нефти в скважину.

Кислота, закачиваемая в пласт, во-первых, прочищает перфорации, а, во-вторых, через них под давлением заходит в поры и разъедает их, делая проход для нефти шире.

В практике капитального ремонта скважин (КРС) применяется два типа кислотной обработки: обычная («закачкой в лоб») и селективная (СКО).

Кислотная обработка «закачкой в лоб», как более простая, заключается в том, что НКТ спускают в скважину к зоне перфораций, после чего в скважину закачивают кислоту под давлением. Кислота задавливается в перфорации и разъедает поры.

Однако, у этого метода гораздо больше недостатков, чем достоинств:

1. Невозможно контролировать направление закачиваемой кислоты.

Скважина часто пробуривается не через одну, а несколько продуктивных зон, каждая из которых впоследствии перфорируется. При этом известно, что зона может быть более или менее продуктивной. При проведении кислотной обработки необходимо закачивать кислоту в самые непроходимые перфорации, то есть в тот пласт, который работает хуже. В реальности же получается, что при невозможности контроля направления кислоты она под давлением начинает искать наиболее легкий выход, а значит попадает наоборот в самые открытые перфорации, то есть в тот пласт, который и так уже хорошо работает. При этом перфорации, для которых предназначалась кислота, могут оказаться необработанными.

2. Большой расход кислоты.

Сама по себе кислота стоит довольно дорого. При проведении обычной кислотной обработки и необходимости покрыть все зоны перфораций для достижения результата, требуется большой объем кислоты. Учитывая то, что кислота не всегда попадает по назначению, стоимость затрат на проведение работ может не оправдать результат.

3. После окончания обычной кислотной обработки необходимо проведение дополнительных работ по вымыванию кислоты из скважины технической водой, нейтрализации ее содой или другим реагентом и вывоза нейтрализованной кислоты в место захоронения. Объем такой работы тем более возрастает, чем больше объем закачанной в скважину кислоты.

В целом обычная кислотная обработка или " закачка в лоб" проводится в случаях невозможности закачать кислоту в перфорации вследствие их почти полной непроходимости или при отсутствии необходимого оборудования для проведения селективной кислотной обработки.

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒