Геофизические исследования на кабеле

Геофизические исследования (каротаж) на кабеле являются самым распространенным способом изучения пласта. В скважину спускается специальный инструмент для измерения электрических, акустических и радиоактивных параметров пласта. Каротажный зонд соединяется с наземной каротажной станцией посредством электрического кабеля. Аппаратура наземной каротажной станции позволяет усиливать принимаемый сигнал зонда, записывать его или оцифровывать для последующего компьютерного анализа. Каротажные диаграммы служат для поиска и выделения вскрытых скважиной пластов, для геологической корреляции с соседними скважинами. Различные виды геофизических исследований позволяют определить литологический состав, пористость, проницаемость, тип флюида (нефть, газ, пресная вода, минерализованная вода), глубину контактов жидкостей и, до некоторой степени, выявить наиболее перспективную часть залежи. Каротаж служит для измерения давлений, температур и диаметра ствола скважины. При помощи геофизических методов можно определить техническое состояние обсадной колонны, проверить качество цементного камня.

 

НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

До недавнего времени большинство скважин бурились вертикально. Однако в соответствии с требованиями сегодняшнего дня надо бурить все больше и больше скважин с большими углами наклона и даже горизонтальных скважин (с углом отклонения 90° от вертикали). В дополнение к бурению скважин под большим углом, изменение направления (азимута) современных скважин может достигать 180°. Это необходимо по многим причинам, большинство из которых относятся к категории экономических, либо обусловлены экологическими требованиями и техническими условиями. Наклонные скважины дренируют большую площадь пласта-коллектора, чем вертикальные. Горизонтальные скважины показали отличные результаты, их количество постоянно растет. В одном случае ствол наклонно-направленной скважины пересекает несколько соседних отдельных вертикальных трещин (Меловые отложения Остин, шт. Техас, США). В другом случае, наклонно-направленная скважина может вскрывать продуктивный интервал большой длины маломощного линзовидного пласта.

 

Из-за огромной стоимости морского бурения, одна морская платформа обычно служит в качестве «стартовой площадки» для нескольких наклонно-направленных скважин с большим отходом, которые дренируют крупную залежь целиком или большую ее часть. Строительство скважин с большим отходом характерно для нефтепромыслов Северного моря, Мексиканского залива и т.д. В некоторых случаях наклонная скважина несколько раз меняет угол отклонения от вертикали и азимут, в результате чего ее траектория напоминает букву S или U.

 

ДОБЫЧА НЕФТИ

 

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

Следующим этапом после спуска обсадной колонны и хвостовиком является заканчивание скважины. Заканчивание означает подготовку скважины к добыче нефти или газа с определенным дебитом и давлением. На Рис. 7 показаны четыре самых распространенных метода заканчивания. Все четыре варианта предусматривают спуск обсадной колонны для защиты от обрушения пород. Если породы продуктивного пласта обладают достаточной прочностью, как в случае бурения в известняках, спуск и цементирование обсадной колонны может производится непосредственно над продуктивным интервалом, оставляя его необсаженным. Такой метод называется заканчиванием открытым стволом. Если требуется защита от обрушения пород, применяются другие методы:

 

Заканчивание перфорацией обсадной колонны или хвостовика. В этом случае обсадная колонна или хвостовик спускается и цементируется так, чтобы перекрывался весь продуктивный интервал. Затем при помощи взрывчатых веществ в обсадной колонне, цементе и в породе пласта создаются перфорационные отверстия. Перфорация производится при помощи специального устройства – перфоратора, спускаемого в скважину лебедкой. После спуска перфоратор срабатывает от электрического импульса, подрывая мощные кумулятивные заряды, пробивающие отверстия в трубах и породе пласта в заранее выбранном интервале. Сразу же после перфорирования в скважину начинает поступать нефть или газ (если перфорация производится на депрессии).

 

 

Заканчивание перфорированным хвостовиком или хвостовиком с щелевыми отверстиями. Второй метод заключается в установке на конце колонны обсадных труб заранее перфорированного хвостовика или хвостовика с щелевыми отверстиями (отверстия или щели хвостовиков должны находится на глубине продуктивного интервала). Если порода пласта-коллектора слабосцементирована и стремится к обрушению, вместе с потоком нефти или газа в скважину будет поступать песок и иные твердые частицы. Для борьбы с выносом песка в перфорированном или щелевом хвостовике может быть установлен сетчатый или гравийнонабивной фильтр, задерживающий песок.

 

Заканчивание гравийнонабивным фильтром. Другим подходом к эксплуатации слабосцементированного пласта-коллектора (например, рыхлого песчаника) является заканчивание скважины традиционным фильтром с гравийной набивкой. Намыв гравийного фильтра производится путем циркуляции и закачки тщательно подобранного по размеру зерен гравия в кольцевое пространство между хвостовиком и стенками скважины. Гравийная набивка проницаема для пластового флюида, но задерживает твердые частицы, выносимые из пласта вместе с потоком.

 

НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ (НКТ)

Трубы, по которым движется в скважине добываемые нефть или газ, называются насосно-компрессорными трубами (НКТ). Колонна НКТ устанавливается внутри обсадной колонны или хвостовика. Диаметр НКТ – от ¾ до 4-1/2 дюйма, наиболее распространенный диаметр НКТ – 2-3/8, 2-7/8 и 3-1/2 дюйма. Вследствие относительно высокого отношения толщины стенок к диаметру, НКТ выдерживает большие давления по сравнению с обсадными трубами, тем самым обеспечивая безопасную эксплуатацию пластов высокого давления. При эксплуатации пластов высокого давления межколонное пространство между НКТ и обсадной колонной изолируется при помощи трубного пакера, устанавливаемого вблизи забоя. (Пакер – устройство для изоляции кольцевого пространства между двумя концентрическими колоннами труб, имеющее раздвижной герметизирующий элемент). После спуска и установки пакера, приток нефти и газа поступает в обсаженную часть ствола под пакером, затем – в НКТ и далее на поверхность. Давление и дебит регулируются расположенными на поверхности задвижками и штуцерами. Если скважина эксплуатирует два и более горизонта через одну колонну НКТ, для совместно-раздельной эксплуатации применяют специальный многоколонный пакер. Еще один вариант совместно-раздельной эксплуатации – заканчивание скважины несколькими колоннами НКТ с многоколонным пакером, при этом поток добываемой нефти или газа из каждого пласта направляется в отдельную колонну НКТ. В затрубном пространстве над пакером находится стабильная, некоррозионная пакерная жидкость, покрывающая колонну НКТ снаружи. Пакерная жидкость находится в скважине годами. Она необходима для выравнивания давления и механических сил, воздействующих на обсадную колонну, НКТ и пакер.

 

ОБОРУДОВАНИЕ ДОБЫЧИ

После заканчивания скважина готова к вводу в эксплуатацию и добыче нефти. Добыча осуществляется при помощи специального оборудования, расположенного на поверхности. Тип оборудования зависит от конкретных условий эксплуатации скважины, требования к оборудованию меняются по мере истощения скважины. Важнейший критерий выбора системы добычи состоит в том, достаточно ли пластового давления для эксплуатации скважины фонтаном или требуется перевод скважины на систему механизированной добычи. Если скважина эксплуатируется фонтаном, для нее достаточно простого устьевого оборудования. Устьевое оборудование (фонтанная арматура) состоит из нескольких регулировочных задвижек, штуцеров и манометров, смонтированных на крестовинах. Из фонтанной арматуры нефть и газ поступают на сепаратор или подогреватель-деэмульгатор для разрушения водонефтяной эмульсии и подготовки нефти к перекачке в нефтехранилище или по трубопроводу. Перед транспортировкой по трубопроводу газ подвергается компримированию.