ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ [COMPLETING THE WELL]

Методы оценки пласта [formation evaluation techniques], такие как каротаж в скважинах [well logging], отбор кернов [coring] и опробование пластов [ drill-stem testing], позволяют определить, будет ли проводиться заканчивание данной скважины для промышленной добычи [commercial production].  Кроме того при этом выясняются некоторые характеристики потенциально продуктивных пластов, необходимые для выбора наиболее приемлемого метода заканчивания данной скважины. Возможны следующие варианты заканчивания скважины: обсаживанием [casing completions], без спуска обсадной колонны [open-hole completions] и многозабойное [drainhole completions].  В 90% случаев применяется заканчивание обсаживанием.

Этот метод подразделяется на:

• обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной колонной [conventional perforated casing completions];
• заканчивание скважины со стационарным оборудованием [permanent well completions];
• многопластовое заканчивание скважины [multiple-zone completions];
• заканчивание с отсеканием песка [sand-exclusion completions];
• заканчивание с отсеканием воды или газа [water- and gas-exclusion completions].

Далее мы рассмотрим различные варианты заканчивания скважин, методы их осуществления и достоинства.

Обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной колонной. 

Данный метод заключается в спуске обсадной колонны или трубы с поверхности до низа скважины или до подошвы фрагмента породы [bottom of the rock interval], который был определен как коммерчески продуктивный.  Затем обсадную колонну цементируют непосредственно на месте. Такую колонну труб часто называют эксплуатационной обсадной колонной [oil string], так как через нее осуществляется добыча нефти. Колонну закрепляют [to secure], закачивая вниз цемент внутри колонны, за цементом следует пробка [plug], которую вытесняют [to displace] водой (рис.7.1).

Цемент при этом опускается в нижнюю часть обсадной колонны. Затем он возвращается вверх и распространяется вокруг внешней части обсадной колонны — в пространстве, которое называется кольцевой зазор. За цементом следует скребковая пробка [wiper plug].  Она плотно укладывается [to fit snugly] в обсадной колонне, поэтому при вытеснении пробки водой цемент соскребается [to wipe] со стенок трубы.  Пробка задерживается в нижней части обсадной колонны башмаком [shoe] либо ограничителем [restriction]. Башмак удерживает цемент от распространения вверх во внешнем кольцевом пространстве [outer annulus]. Когда цемент затвердевает [to harden], труба оказывается зафиксированной. Одной из функций цемента является изоляция [to seal off] водоносных пород [water-bearing rocks], находящихся выше или ниже продуктивного пласта. Прочность цемента контролируют и после затвердевания до требуемого состояния проверяют герметизацию. Время затвердевания цемента до заданных показателей зависит от состава цементной смеси, а также от температуры и давления в нижней части скважины [bottom-hole temperature and pressure]. Для контроля цементирования записывают диаграмму качества связи цемента [a cement bond log (CBL)] по его слою [across the interval of cement].
Положение верха цементной колонны можно оценить на основании размера пробуренной скважины и внешнего диаметра обсадной колонны. Некоторые скважины, особенно неглубокие, могут быть зацементированы по всей высоте от низа обсадной колонны до поверхности. Принципиально важным аспектом при заканчивании скважины с перфорированной обсадной колонной является процесс перфорации. Перфорация — проделывание отверстий на трубе и в цементе — производится для обеспечения контакта (сообщения)  между стволом скважины и окружающим скважину пластом породы. Для выполнения данной операции чаще всего применяют два типа скважинных перфораторов [perforating guns].

Пулевой перфоратор [bullet perforating tool] — это многоствольное [multibarrel] «огнестрельное оружие», сконструированное для внесения в скважину. Перфоратор располагают [to position] на заданной глубине и приводят в действие электрическим выключателем [to fire electrically] с пульта управления на поверхности [surface controls]. Перфорация, т.е. проникновение сквозь трубу, цемент и пласт горной породы, осуществляется на большой скорости снарядами или пулями [high-velocity projectiles or bullets]. В зависимости от потребностей компании-разработчика [operator’s requirements] за один раз может выстреливаться либо только одна пуля, либо несколько.

Другой распространенный тип скважинного перфоратора представляет собой кумулятивный (беспулевой) перфоратор, который часто называют «реактивное ружье» [shaped-charge perforator or jet gun] (рис. 7.2).

По этому методу проникновение сквозь обсадную колонну происходит с помощью газового заряда [high-velocity charge of gas], возникающего в результате сгорания химического топлива в сопле [combustion of chemical fuel inside a nozzle] и выстреливающего с большой скоростью (почти 10 000 м/с). Такой заряд создает давление на мишень около 280 000 кг/кв. см [pounds per square inch (psi)]. Инструменты данного типа подразделяются, кроме того, на перфораторы одноразового и многоразового использования [expendable and retrievable guns].

Многоразовый перфоратор состоит из цилиндрического стального корпуса [cylindrical steel carrier], который напоминает фрагмент трубы, при этом заряды располагают по периметру корпуса [to face the perimeter].
Одноразовые перфораторы изготавливают из материалов, которые распадаются [to disintegrate] после выстрела на мелкие фрагменты.
Корпус перфоратора [carrier] обычно стальной, но оболочка заряда может быть алюминиевой, пластмассовой или керамической. Корпус перфоратора одноразового использования извлекают из скважины после выстреливания газового заряда. При пробивании пластов плотных пород [dense rock formations] и при наличии нескольких обсадных колонн предпочтительны кумулятивные перфораторы по сравнению с пулевыми. Для более мягких пород пулевые перфораторы не уступают беспулевым или даже превосходят их. Для операции перфорирования в скважине важное значение имеет правильное измерение глубины [depth measurements]. Точное размещение перфораторов достигается использованием муфтового локатора [collar or joint locator] совместно с радиоактивным каротажем [radioactivity logs]. Интервал для перфорирования выбирается на основании диаграммы радиоактивного каротажа, при этом измерения проводят по отношению к муфтам обсадной колонны, которые обнаруживают с помощью прикрепленного к перфоратору детектора. Более благоприятной для перфорирования является ситуация, когда давление в стволе скважины ниже чем в пласте горной породы. В таком случае буровой мастер [driller] имеет возможность сразу удалить обломки породы [debris], которые образуются при перфорировании и, оставаясь на месте, могут ограничить проницаемость [permeability].

Свабирование [swabbing]

После перфорирования обсадной колонны продуктивный пласт открыт в ствол скважины, и флюид может поступать внутрь колонны и подниматься на поверхность. Однако обсадная колонна может оказаться заполненной буровым раствором [drilling mud]. Если дело обстоит именно так, то скважину очищают свабированием. При этом в скважину погружают систему насосно-компрессорных труб [tubing], достигающих продуктивного пласта. При свабировании в эту систему труб опускают на проволочном канате [wire line] резиновый поршень, снабженный запорным клапаном [rubber plug with a check valve]. По мере опускания данной конструкции в скважину жидкость поднимается в пространство над поршнем. Однако при подъеме поршня жидкость не может пройти обратно из-за клапана. Таким образом, резиновый поршень выносит на поверхность всю собравшуюся над ним жидкость.

Заканчивание скважины со стационарным оборудованием [permanent well completions]

При заканчивании скважины со стационарным оборудованием монтаж системы труб и оборудования устья скважины [wellhead] проводится для данной скважины только единожды. Все операции по заканчиванию и ремонту осуществляются [remedial operations] с помощью специальных инструментов малого размера внутри насосно-компрессорных труб. Перфорирование, свабирование, вторичное цементирование [squeeze cementing] (герметизация протечек в обсадной колонне), заполнение гравием [gravel packing] (ствол скважины заполняется гравием для предотвращения обрушения стенок и поступления песка [encroaching sand]) и другие операции по заканчиванию и ремонту должны проводиться через насосно-компрессорные трубы. Преимуществом данного метода является его экономическая выгода. Рассмотрим это на примере вторичного цементирования. В этом случае секцию трубы помещают в скважину с помощью проволочного каната и опускают внутри насосно-компрессорной колонны до ее нижней части [bottom of the tubing]. После проведения вторичного цементирования обедненных участков [depleted zone] избыток цемента выводится из [to circulate out] скважины за счет циркуляции. Секция трубы [tubing extension] удаляется, после чего можно проводить такие операции, как, например, перфорирование на новом участке выше по стволу [uphole] скважины, используя специальный скважинный перфоратор для работ в колонне насосно-компрессорных труб [through-tubing perforating tool]. При обычном повторном заканчивании [conventional recompletion] в скважину подают буровой раствор до тех пор, пока давление не понизится, затем насосно-компрессорные трубы вынимают и снова опускают в скважину с цементировочным пакером [cement retainer tool], далее их снова нужно удалить и внести перфоратор, после чего провести перфорацию обсадной колонны и, наконец, следует в последний раз смонтировать насосно-компрессорную колонну для добычи нефти. При заканчивании скважины со стационарным оборудованием все эти дорогостоящие операции не нужны. Однако при стационарном заканчивании применяются менее эффективные инструменты малого размера, которые чаще выходят из строя [to failure], чем инструменты нормального размера, используемые при обычном заканчивании.

Многопластовое заканчивание скважины [multiple-zone completions]

В некоторых случаях внутри одной скважины обнаруживается несколько продуктивных горизонтов.
Многопластовое заканчивание скважины позволяет одновременно проводить добычу [simultaneous production] из двух или более горизонтов [productive intervals]. Часто это является результатом деятельности органов государственного регулирования [regulatory agencies], которые раздельно проводят классификацию нефти. Кроме того, это может быть необходимо для регулирования работы коллектора [reservoir control] — пласт с высоким давлением и пласт с низким давлением [high-pressure formation and a low-pressure formation]. Наиболее распространенным является заканчивание в двух горизонтах [two-zone or dual completions] (рис. 7.3).

Заканчивание в трех и более горизонтах [triple- and quadruple-zone completions] проводится значительно реже. Легко обнаружить один недостаток этого метода: чем больше операций по заканчиванию, тем более сложным (и дорогостоящим) оказываются скважинное оборудование и инструменты [downhole equipment and tools], необходимые для достижения и поддерживания отдельных пластов [maintain zonal segregation]. Проблемы усугубляются, если один или более горизонтов требуют механизированной добычи [artificial lift] (насосы и т.д.). Многопластовое заканчивание скважин в нефтяной промышленности было вынужденной мерой. Экономия за счет отсутствия необходимости бурить отдельную скважину для каждого продуктивного горизонта, как правило, сводится к нулю в результате возникающих дополнительных проблем, связанных с добычей нефти иремонтными работами. Экономия на начальном этапе не всегда приносит прибыль. В целом выбор метода определяется общей экономической эффективностью данного варианта по сравнению с вариантом отдельной скважины для каждого пласта.
Многопластовое заканчивание может оказаться более выгодным по сравнению с бурением отдельных скважин в результате принятых арендных обязательств [lease obligations]. Применение данного метода может, кроме того, ускорить разработку месторождения. Иногда в период нехватки материалов стоимость стальных труб резко возрастает. В результате дальнейшего технического прогресса этот метод заканчивания станет, по-видимому, более распространенным.

Заканчивание с отсеканием песка [sand-exclusion completions]

Если скважина расположена в неуплотненном (рыхлом) песчанике [unconsolidated (loose-grained) sand], заканчивание значительно усложняется по сравнению с описанными выше вариантами. Вынос песка [sand production] может разрушать [to erode] оборудование и ствол скважины и засорять выкидные линии [to plug the flowlines] до такой степени, что эксплуатация скважины становится невыгодной. При низкой скорости отбора нефти вынос песка может быть незначительным или вообще отсутствовать, однако при высокой производительности скважины поток нефти [production stream] часто выносит большие количества песка. На ранних этапах развития нефтяной промышленности вынос песка допускался для фонтанирующих скважин [flowing wells]. Принимались меры только для предотвращения его накопления. Когда потребовалась насосная добыча нефти из скважин, возникла необходимость разработки методов, позволяющих предотвратить перекачивание песка насосами. Без этих методов в настоящее время многие продуктивные скважины оказались бы неэффективными. Известны две технологии заканчивания с предотвращением попадания песка: использование обсадных колонн-хвостовиков с щелевидными отверстиями или с перфорацией [slotted or screen liners], а также заполнение скважины материалом типа гравия [to pack the hole with aggregate such as gravel] (рис.7.4).

Принцип, лежащий в основе обоих методов, — отверстия, через которые будут проходить флюиды, должны иметь соответствующий размер.В этом случае песок образует пробку [bridge] и не попадает в скважину.
Первой стадией является получение образца песчаного пласта и определение размера его частиц [grain size]. Это помогает правильно выбрать размер щелей или перфорации [slots or screens] и размер гранул инертного материала-заполнителя [size of the aggregate or sand grains]. На основании этих данных после монтажа хвостовик с щелевидными отверстиями или с перфорацией помещают в скважину посредством системы трубок и с помощью пакера закрепляют подвески на уровне продуктивного горизонта.
Это можно проделать как в обсаженной [cased hole], так и в открытой (необсаженной) скважине [open hole]. Известны разные способы заполнения гравием, они также используются как при наличии перфорированной обсадной колонны, так и без нее. В этом случае щели и отверстия обсадной колонны-хвостовика служат только для предотвращения попадания [to exclude] гравия. Таким образом, размер щелей может быть больше, чем в предыдущем варианте, и обычно он лишь немного меньше, чем размер частиц заполнителя. Толщина слоя заполнителя, как правило, составляет 4—5 диаметров частиц. Как отмечалось выше, песок из пласта образует пробку в порах [pores] гравийного фильтра, а гравий не может пройти в скважину из-за наличия хвостовика. 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. Однаков Калифорнии и на побережье Мексиканского залива эти трудности возникают почти ежедневно и их решение является повседневной работой.

Заканчивание с отсеканием воды или газа [water and gas-exclusion completions]

В целом нефтепереработчики стремятся получить как можно меньше других продуктов одновременно с нефтью.Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти [crude] — 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 [enhance the life of the field].
Во многих коллекторах поверх нефтеносной зоны [oil zone] располагается газоносная [gas zone], либо снизу находится зона воды [water zone], либо вместе и то и другое. В этих случаях заканчивание скважины нужно провести таким образом, чтобы не допустить попадания в нее свободного [free] 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 [pressure sink]— градиент давления между скважиной и зоной дренирования [drainage radius], т.е. областью вокруг скважины, содержащей углеводороды. Градиент давления направлен [to extend] 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 [opposing gradient], 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 [equilibrium position], в котором противоположно направленные градиенты равны по величине. В случае границы между нефтью и газом наблюдается обратная ситуация. Граница нефть—газ [gas-oil interface] 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 [waste of reservoir energy] и закономерное быстрое снижение давления [decline in reservoir pressure]. 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 [radioactive tracer survey tool]. Его опускают на забой скважины в процессе добычи нефти, когда высвобождается водорастворимый радиоактивный индикатор [water-soluble radioactive tracer]. 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 [alternating layers] продуктивных пластов и сланцевых [shale] или плотных участков, поступление воды можно значительно снизить или даже предотвратить за счет вторичного цементирования и перфорации. Однако в некоторых случаях насыщение коллектора водой [water saturations in the reservoir rock] столь велико, что исключить попадание воды в скважину невозможно, и она будет поступать из скважины вместе с нефтью.

Заканчивание скважины без обсаживания [open-hole completions]

Заканчивание скважины без спуска обсадной колонны [barefoot] 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 [highly competent rock formations], которые не склонны к обрушению [to collapse].
Данный способ заканчивания часто используется в пластах твердых пород с низким давлением, где вскрытие пласта проводилось ударно-канатным методом [cable tools are used for the drilling-in operation].
При этом роторное бурение [rotary drilling] осуществляется вплоть до установления эксплуатационной колонны. Затем инструмент для роторного бурения удаляют и на его место устанавливают станок канатного бурения [cable tool rig]. Буровой раствор также удаляют и далее проводят добуривание требуемого продуктивного участка. Преимуществом данного метода является возможность опробования [to test] пласта в процессе бурения.
Нет необходимости удалять инструменты из скважины [to pull], 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 [thin water-drive reservoirs], в которых продуктивный горизонт составляет всего несколько футов. Во многих случаях для повышения скорости потока из продуктивного интервала можно использовать методы интенсификации притока [downhole stimulation method]. Наиболее распространенными из них являются обстреливание нитроглицерином [shooting with nitroglycerine] (в настоящее время метод устарел), гидравлический разрыв и кислотный разрыв [hydraulic fracturing, and acid tracing.]. 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 [laminated rock] или когда проницаемость в вертикальном направлении [vertical permeability] 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 [improved zonal control] также имеет большое значение, если проводятся ремонтные работы, например по отсеканию воды или газа [water or gas exclusion].

Многозабойное заканчивание скважины [drainhole completions]

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 [near-horizontal situation].
Данная технология предполагает использование какого-либо вида направленного бурения [directional drilling], 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 [to deviate] 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 [lateral offshoots] от основного ствола скважины. Скважины с такими ответвлениями, или боковыми стволами [auxiliary wellbores], называются разветвленными скважинами [drainholes]. 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 [normal stimulation techniques], которые широко используются и также позволяют достигать увеличения продуктивности.