Заканчивание скважины: вскрытие пласта и лифтовая колонна

Қысқаша негізгісі

Концепцию заканчивания составляют четыре решения: конструкция забоя, канал для потока, набор функций лифтовой колонны и проверка ожидаемой продуктивности расчётом.
Открытый забой дёшев и не мешает притоку, но не позволяет управлять отдельными интервалами и годится только для устойчивых пород. Хвостовик-фильтр удерживает стенки и песок, но интервалы тоже не разделяет. Зацементированная и перфорированная колонна дороже, зато даёт выбор интервалов — поэтому она применяется чаще всего.
В широкой обсадной колонне смесь движется медленно, газ проскальзывает сквозь жидкость, и столб получается тяжёлым: при умеренных дебитах НКТ поднимают жидкость при меньшем забойном давлении, чем колонна.
НКТ с пакером защищают эксплуатационную колонну от давления и коррозии и дают устойчивый поток; сообщение с затрубным пространством для циркуляции возвращает циркуляционный клапан над пакером.
Лифтовая колонна должна удерживать давление, позволять перекрыть поток внутри скважины и заглушить НКТ пробкой, изолировать затрубное пространство и при необходимости сообщать его с трубами для циркуляции. Каждый дополнительный элемент — это и новая возможность, и новое место отказа.
Перед ремонтом скважину глушат: заполняют жидкостью, столб которой превышает пластовое давление. Циркуляция через НКТ и затрубное пространство позволяет сделать это, не задавливая содержимое скважины в пласт.

Негізгі қатынастар

\rho_{\text{гл}} = \dfrac{k_{\text{з}}\,\bar p_R}{0{,}00981\,h}

плотность жидкости глушения с запасом $k_{\text{з}}$ над пластовым давлением (г/см³, МПа, м по вертикали)

V = \dfrac{\pi}{4}\left(D^2 - d^2\right) L

объём кольцевого пространства между колонной с внутренним диаметром $D$ и трубами с наружным диаметром $d$

v_m = \dfrac{q_L + q_G}{A}

скорость смеси: при том же расходе она обратно пропорциональна площади сечения канала

Жиі қателіктер

Считать, что чем шире канал, тем легче скважине: при малых скоростях жидкость накапливается, и скважина может перестать фонтанировать.
Выбирать открытый забой там, где со временем понадобится отсечь воду или газ.
Оценивать вариант заканчивания только по первоначальной стоимости, без будущих ремонтов.
Добавлять в лифтовую колонну оборудование «на всякий случай»: каждое соединение и каждый клапан снижают надёжность.
Забывать, что после установки пакера промыть скважину можно только через циркуляционный клапан или отверстие в НКТ.

Сабақтан кейін сіз

назвать требования к заканчиванию и четыре группы решений, из которых складывается его концепция;
сравнить открытый забой, хвостовик-фильтр и зацементированную перфорированную колонну и выбрать подходящий вариант для заданных условий;
объяснить, чем различаются подъём продукции по обсадной колонне, по НКТ без пакера и по НКТ с пакером и почему последний вариант применяют чаще всего;
объяснить, как сечение канала влияет на устойчивость потока и потери давления, и связать выбор диаметра НКТ с узловым анализом;
перечислить основные функции лифтовой колонны и элементы, которые их выполняют: пакер, клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, посадочный ниппель;
оценить плотность и объём жидкости для глушения скважины циркуляцией перед ремонтом.

Чего требуют от заканчивания и из чего оно складывается

Пробуренный и закреплённый ствол — ещё не скважина. Нужно решить, как он будет сообщаться с пластом, по какому каналу пойдёт флюид и чем скважину можно будет закрыть, заглушить и отремонтировать. Требования к этим решениям одинаковы для добывающих и нагнетательных скважин.

Безопасность. Флюид и давление остаются под контролем при работе, остановке и ремонте.
Продуктивность. Скважина должна давать или принимать столько, сколько позволяет пласт, с наименьшими потерями давления.
Срок службы без ремонта. Оборудование рассчитано на годы работы: каждый подъём лифтовой колонны — это простой, затраты и риск повредить пласт.
Затраты за весь срок. Сравнивают стоимость на единицу добытой или закачанной продукции — с ремонтами и простоями, а не цену первого спуска. К этому добавляются особые условия пласта: песок, который нужно удержать, агрессивные компоненты в продукции.

Четыре группы решений

Решение: Конструкция забоя
Главный вопрос: как ствол сообщается с пластом и можно ли управлять отдельными интервалами

Решение: Канал для потока
Главный вопрос: по чему флюид идёт между пластом и устьем: по колонне, по НКТ, с пакером или без

Решение: Функции лифтовой колонны
Главный вопрос: что она должна уметь: изолировать, перекрывать, давать циркуляцию — и каким оборудованием

Решение: Продуктивность
Главный вопрос: какой дебит получится: проверка всей системы расчётом (узловой анализ)

Решение	Главный вопрос
Конструкция забоя	как ствол сообщается с пластом и можно ли управлять отдельными интервалами
Канал для потока	по чему флюид идёт между пластом и устьем: по колонне, по НКТ, с пакером или без
Функции лифтовой колонны	что она должна уметь: изолировать, перекрывать, давать циркуляцию — и каким оборудованием
Продуктивность	какой дебит получится: проверка всей системы расчётом (узловой анализ)

Первые два решения разобраны в этом уроке подробно, третье — в общих чертах; устройство оборудования — в уроке Оборудование лифтовой колонны.

Сначала составляют концепцию — обычно несколько вариантов, потому что первые данные о пласте получены по разведочным скважинам и неточны. Затем выбранный вариант прорабатывают в деталях: подбирают оборудование и материалы, рассчитывают лифтовую колонну и ожидаемую работу скважины. Решения связаны между собой: диаметр НКТ зависит от ожидаемого дебита, диаметр эксплуатационной колонны — от НКТ и оборудования, а от колонны зависит вся конструкция скважины (выбор диаметров колонн). Поэтому расчёт идёт по кругу, пока все части не сойдутся.

Конструкция забоя: три основных варианта

Продуктивный интервал можно оставить открытым, оборудовать фильтром без цементирования или обсадить, зацементировать и вскрыть перфорацией. Остальные конструкции — сочетания и развитие этих трёх.

СызбаТри конструкции забоя в пласте с подошвенной водой. При открытом забое и при хвостовике-фильтре в ствол поступает всё, что отдаёт вскрытый интервал, — и нефть, и вода. В зацементированной колонне перфорируют только нужную часть пласта; обводнённая часть остаётся за колонной и цементом. Схема не в масштабе.

Открытый забой (open hole, barefoot completion): эксплуатационную колонну спускают до кровли пласта и цементируют, а пласт разбуривают и оставляют необсаженным. Это самый простой и дешёвый вариант: нет ни труб, ни цемента, ни перфорации, и приток идёт через всю стенку ствола. Но вскрытый интервал работает целиком. Отсечь прорвавшуюся воду или газ почти невозможно — разве что цементным мостом, если они пришли снизу; нельзя и направить закачку или обработку в отдельный пропласток. Стенки должны быть устойчивыми: при депрессии слабая порода обрушится или понесёт песок.
Хвостовик-фильтр (slotted liner, screen): в открытый ствол спускают трубы со щелями, проволочной обмоткой или сеткой и не цементируют. Фильтр удерживает стенки от обрушения и задерживает песок. Щели подбирают под размер зёрен: слишком широкие пропустят песок, слишком узкие быстро забьются и снизят продуктивность. Интервалы по-прежнему не разделены. Вариант недорог; обычный щелевой фильтр хорошо работает с крупным однородным песком, сетчатые и расширяемые фильтры расширили область применения (Методы борьбы с пескопроявлением).
Зацементированная и перфорированная колонна (cased and perforated): через пласт спускают эксплуатационную колонну до устья или хвостовик, цементируют и простреливают перфоратором каналы сквозь трубу и цемент в породу (Кумулятивная перфорация). Вскрывают только те интервалы, которые нужны; позже можно дострелять новые и изолировать обводнившиеся. Всё держится на качестве цементного кольца: если цемента за колонной нет или он не герметичен, флюид пойдёт по затрубью в соседний интервал или к перфорации, от которой его хотели отделить, и изоляцию придётся восстанавливать ремонтным цементированием. Это самый дорогой и долгий вариант — трубы, цемент, перфорация, время буровой; хвостовик вместо колонны до устья экономит трубы.

Сравнение конструкций забоя

Показатель: Путь флюида
Открытый забой: вся стенка ствола
Хвостовик-фильтр: стенка ствола, затем щели или сетка
Колонна с перфорацией: перфорационные каналы

Показатель: Управление интервалами
Открытый забой: нет
Хвостовик-фильтр: нет
Колонна с перфорацией: есть

Показатель: Требования к породе
Открытый забой: устойчивая
Хвостовик-фильтр: может быть слабой
Колонна с перфорацией: любая

Показатель: Затраты и время
Открытый забой: наименьшие
Хвостовик-фильтр: невысокие
Колонна с перфорацией: наибольшие

Показатель	Открытый забой	Хвостовик-фильтр	Колонна с перфорацией
Путь флюида	вся стенка ствола	стенка ствола, затем щели или сетка	перфорационные каналы
Управление интервалами	нет	нет	есть
Требования к породе	устойчивая	может быть слабой	любая
Затраты и время	наименьшие	невысокие	наибольшие

Возможность выбирать интервалы для добычи, закачки и обработок нужна на большинстве месторождений, поэтому зацементированная перфорированная колонна или хвостовик — самая распространённая конструкция забоя.

Открытый забой применяют там, где его недостатки не играют роли: в трещиноватых коллекторах, где важно не перекрыть трещины цементом; в части горизонтальных и многоствольных скважин, где цементирование и перфорация длинного ствола слишком дороги; в глубоких прочных пластах, которые вырабатывают на истощение и где разделять интервалы не требуется; в проектах, где решает низкая стоимость скважины. Фильтр ставят в слабосцементированных песчаниках, а в сильно наклонных стволах — ещё и для того, чтобы ствол не обрушился и в него проходили приборы.

Другие конструкции

Между тремя основными вариантами есть промежуточные. Гравийная набивка — слой отсортированного гравия между фильтром и породой — надёжнее удерживает песок. Заколонные пакеры на хвостовике делят открытый ствол на секции без цемента; вместе с управляемыми муфтами они позволяют проводить многостадийный гидроразрыв в горизонтальных скважинах (Гидроразрыв пласта: назначение и выбор скважин). Устройства контроля притока выравнивают приток вдоль длинного горизонтального ствола (Горизонтальные скважины).

Что определяет выбор конструкции забоя

Выбор сводится к нескольким вопросам о пласте и о том, как скважина будет работать.

Устойчива ли порода? Прочный известняк или плотный песчаник выдержат открытый ствол. Слабосцементированный песчаник требует фильтра или гравийной набивки (Пескопроявление: виды, прогноз и цена проблемы).
Нужно ли разделять интервалы? Несколько пластов с разным давлением, близкая вода или газовая шапка, заводнение с неоднородными по проницаемости слоями — всё это доводы за зацементированную колонну. В открытом стволе между слоями с разным давлением возможен переток, а высокопроницаемый слой заберёт на себя и закачку, и добычу.
Какие обработки планируются? Избирательная кислотная обработка и обычный гидроразрыв требуют изолированных интервалов.
Насколько пласт повреждён при бурении? Перфорационные каналы могут пройти неглубокую зону повреждения насквозь; в открытом стволе поток идёт через всю повреждённую стенку (повреждение и заканчивание). Зато у открытого ствола нет дополнительного сопротивления перфорации и повреждения от цемента.
Какой ствол? В длинном горизонтальном стволе цементирование и перфорация дороги и рискованны, а площадь контакта с пластом и без того велика.
Что будет через десять лет? Рост обводнённости, падение пластового давления, переход на механизированную добычу: конструкция должна позволять то, что понадобится позже.

Канал для потока: по колонне или по НКТ

Флюид от пласта к устью (а в нагнетательной скважине — обратно) может идти по самой эксплуатационной колонне или по спущенным в неё насосно-компрессорным трубам. На выбор влияют устойчивость потока, защита колонны от коррозии и износа, возможность глушить скважину и управлять ею — и, конечно, стоимость. Для одного пласта вариантов четыре.

СызбаЧетыре варианта канала для потока. Слева направо: по обсадной колонне без НКТ; по НКТ и затрубному пространству одновременно; по НКТ при закрытом на устье затрубном пространстве без пакера — в нём скапливается газ; по НКТ с пакером, который изолирует затрубное пространство. Схема не в масштабе.

По колонне, без НКТ: самый простой и дешёвый вариант, но с серьёзными недостатками. В широкой колонне скорость мала, газ отделяется от жидкости и проскальзывает сквозь неё: столб тяжелеет, поток становится неустойчивым. Продукция соприкасается с колонной и разъедает её, если содержит сероводород или углекислый газ, а при выносе песка истирает. Колонна — единственная оболочка, и её ослабление грозит разрывом у устья. Наконец, заглушить такую скважину можно только задавкой её содержимого обратно в пласт или объёмным способом. Применяется редко.
По НКТ и затрубному пространству: для высокодебитных скважин, которым нужно большое сечение. НКТ здесь дают главное преимущество — путь для циркуляции: жидкость глушения можно закачать в затрубное пространство и вытеснить продукцию через НКТ, не задавливая её в пласт. Годится, только если в продукции нет коррозионных и абразивных компонентов.
По НКТ, затрубное пространство закрыто на устье: поток идёт по трубам, где скорость достаточна для устойчивого подъёма. Но пакера нет, и затрубное пространство сообщается с продукцией у башмака НКТ. Если забойное давление ниже давления насыщения, часть газа всплывает в затрубное пространство и копится там, оттесняя уровень жидкости вниз. Когда газ доходит до башмака НКТ, он прорывается в трубы большой порцией; затем всё повторяется. Такие периодические пульсации называют затрубным пульсированием (annulus heading). Колонна по-прежнему не защищена от продукции.
По НКТ с пакером: пакер перекрывает затрубное пространство над пластом: продукция идёт только по НКТ, а колонна выше пакера защищена от давления и коррозии. Пакер ставят как можно ближе к кровле пласта, чтобы объём под ним, где может скопиться газ, был наименьшим. Цена — потеря циркуляции; её возвращают циркуляционным клапаном в НКТ над пакером, а если его нет — отверстием, пробитым в трубах перед ремонтом. Это самый распространённый вариант: он даёт наибольшую защищённость и управляемость.

Насколько сильно сечение канала влияет на подъём жидкости, показывает расчёт по модели двухфазного потока из урока Многофазный поток в лифтовых трубах. Возьмём одну и ту же скважину и сравним подъём по НКТ и по колонне.

Есептеу мысалыБудет ли скважина фонтанировать по колонне

Бастапқы деректер (шартты)

Скважина: глубина 2000 м по вертикали, давление на устье 1,5 МПа, жидкость 850 кг/м³, газожидкостное отношение 100 м³/м³
Пласт: давление 16 МПа, коэффициент продуктивности 60 м³/(сут·МПа), приток по прямой
Вариант 1: НКТ 73 мм с внутренним диаметром 62 мм
Вариант 2: эксплуатационная колонна 177,8 × 10,36 мм без НКТ, внутренний диаметр 157,1 мм

Шешім

Площадь сечения: НКТ — 3019 мм², колонна — 19 379 мм², в 6,4 раза больше. При дебите 200 м³/сут скорость смеси у устья: 5,9 м/с в НКТ и 0,92 м/с в колонне.
Медленная смесь расслаивается. Доля сечения, занятая жидкостью, у устья: 30 % в НКТ и 48 % в колонне при одинаковой расходной доле 13 %. Плотность смеси: 265 и 413 кг/м³.
Забойное давление, нужное для подъёма 200 м³/сут: 10,9 МПа по НКТ и 14,2 МПа по колонне. Пласт при таком дебите даёт $16 - 200/60 = 12{,}67$ МПа: НКТ этого хватает с запасом, колонне не хватает 1,5 МПа.
Рабочая точка. По НКТ кривые притока и оттока пересекаются при 273 м³/сут (забойное давление 11,4 МПа). По колонне кривая оттока при всех дебитах лежит выше прямой притока: ближе всего они сходятся при 120 м³/сут, но и там не хватает 1,3 МПа.

Жауап: По НКТ скважина фонтанирует с дебитом около 273 м³/сут; по колонне без НКТ она не фонтанирует вовсе.

Бұл нені білдіреді. Трение в широкой колонне ничтожно, но выигрыш от этого с лихвой съедает проскальзывание газа: смесь в колонне у устья в полтора раза плотнее, чем в НКТ. Правда, вывод зависит от дебита: расчётная кривая оттока колонны опускается ниже кривой НКТ только при дебитах больше 390 м³/сут, которых этот пласт дать не может. Для высокопродуктивной скважины картина была бы обратной — поэтому сечение канала выбирают под конкретный пласт. Модель упрощённая: в широком канале структура потока иная, чем в НКТ, и расчёт показывает направление и порядок эффекта, а не точные значения. Данные примера условные; давления абсолютные, приток — по прямой без учёта выделения газа в пласте.

ЕсептеуРасчётные кривые оттока для примера: забойное давление, нужное для подъёма жидкости по НКТ с внутренним диаметром 62 мм и по колонне с внутренним диаметром 157 мм, и прямая притока (штриховая). С кривой НКТ прямая пересекается на устойчивой ветви — это рабочая точка; кривая колонны проходит выше прямой притока при всех дебитах.

Диаметр лифтовых труб

Пример показал предельный случай — выбор между трубами и колонной. Та же логика определяет диаметр самих НКТ. В слишком широких трубах при малом дебите жидкость накапливается и поток неустойчив; в слишком узких при большом дебите давление теряется на трение. Между этими крайностями у кривой оттока есть минимум, и рабочая точка должна лежать правее него (кривая оттока и её минимум).

Диаметр подбирают узловым анализом: строят кривые оттока для нескольких размеров и сравнивают дебиты (пример сравнения).
Расчёт повторяют для будущих условий — меньшего пластового давления, большей обводнённости. Трубы, удачные в начале, через несколько лет могут оказаться слишком широкими; менять их — это ремонт скважины.
В газовых и газоконденсатных скважинах диаметр должен обеспечивать вынос жидкости, иначе она скапливается на забое.
Сверху диаметр ограничен эксплуатационной колонной: в ней должны пройти муфты НКТ, клапан-отсекатель, а при механизированной добыче — насос или газлифтные мандрели (Механизированная добыча: когда нужна и как выбрать способ).
Через НКТ должны проходить приборы и инструмент, которыми скважину будут исследовать и обслуживать.
Трубы рассчитывают на растяжение, внутреннее и наружное давление так же, как обсадные (Расчёт обсадных колонн), а материал выбирают по составу продукции.

Что должна уметь лифтовая колонна

Лифтовая колонна — не просто труба от пласта до устья. Вместе с эксплуатационной колонной и устьевым оборудованием она образует систему, которая не выпускает флюид и давление никуда, кроме выкидной линии, и позволяет остановить скважину в любой ситуации. Для большинства скважин обязательны пять функций.

Основные функции лифтовой колонны

Функция: Удерживать давление и вести поток
Чем обеспечивается: НКТ, подвешенные в трубной головке; задвижки и штуцер фонтанной арматуры

Функция: Перекрыть поток внутри скважины
Чем обеспечивается: скважинный клапан-отсекатель

Функция: Изолировать затрубное пространство
Чем обеспечивается: пакер у нижнего конца НКТ

Функция: Заглушить НКТ
Чем обеспечивается: посадочный ниппель, в который на проволоке спускают пробку

Функция: Сообщить НКТ с затрубным пространством
Чем обеспечивается: циркуляционный клапан (скользящая муфта) или мандрель с клапаном над пакером

Функция	Чем обеспечивается
Удерживать давление и вести поток	НКТ, подвешенные в трубной головке; задвижки и штуцер фонтанной арматуры
Перекрыть поток внутри скважины	скважинный клапан-отсекатель
Изолировать затрубное пространство	пакер у нижнего конца НКТ
Заглушить НКТ	посадочный ниппель, в который на проволоке спускают пробку
Сообщить НКТ с затрубным пространством	циркуляционный клапан (скользящая муфта) или мандрель с клапаном над пакером

Устройство и разновидности этого оборудования разобраны в уроке Оборудование лифтовой колонны.

СызбаЛифтовая колонна фонтанной скважины с пакером и её основные элементы. Продукция от перфорации поднимается по НКТ к фонтанной арматуре; затрубное пространство над пакером заполнено надпакерной жидкостью. Схема не в масштабе.

Фонтанная арматура: устьевое оборудование добывающей скважины: трубная головка, в которой подвешены НКТ, и блок задвижек над ней — фонтанная ёлка (Christmas tree). Стволовые задвижки перекрывают НКТ, боковые отводы ведут в выкидную линию через штуцер и позволяют подключить линию глушения.
Клапан-отсекатель (subsurface safety valve): клапан в НКТ на глубине десятков или сотен метров, который перекрывает поток, если устьевое оборудование повреждено или недоступно. Управляемый с поверхности клапан удерживается открытым давлением в тонкой гидравлической линии и закрывается, когда это давление пропадает. На море, в скважинах с сероводородом и вблизи населённых пунктов такой резервный способ закрытия, как правило, обязателен.
Пакер (packer): устройство с резиновым уплотнителем, которое при посадке распирается между НКТ и колонной и перекрывает затрубное пространство. Нужен в большинстве фонтанных скважин — для устойчивого потока и защиты колонны от коррозии, — а в нагнетательных скважинах и при обработках пласта ещё и для того, чтобы высокое давление закачки не легло на колонну и устье.
Посадочный ниппель (landing nipple): короткий патрубок с внутренним профилем, в котором фиксируются пробка, глубинный манометр или другое устройство, спущенное на проволоке (Канатные работы в скважине). Пробка в ниппеле отсекает пласт, например для опрессовки НКТ.
Циркуляционный клапан (sliding sleeve): муфта с окнами, которые открывают и закрывают инструментом на проволоке. Через открытые окна скважину промывают и глушат; в работе клапан закрыт.

Сверх этого лифтовой колонне могут понадобиться другие возможности: узел, компенсирующий удлинение и укорочение труб при изменении температуры и давления; разъединитель, чтобы поднять верхнюю часть колонны, не срывая пакер; ввод химических реагентов на глубине; газлифтные мандрели или насос; место для глубинных приборов. Но каждая возможность — это дополнительные детали, соединения и уплотнения, а значит, и новые места отказа. Поэтому сначала определяют минимально необходимый набор функций, а каждое добавление оценивают отдельно: что оно даёт и чем рискует.

Глушение перед ремонтом: зачем нужна циркуляция

Рано или поздно лифтовую колонну приходится поднимать — для ремонта, смены оборудования, работ в пласте. Перед этим скважину глушат: заполняют жидкостью, столб которой создаёт на забое давление выше пластового, так что фонтанировать скважина не может. От выбранного канала для потока зависит, как это можно сделать.

Циркуляцией. Если НКТ сообщаются с затрубным пространством у нижнего конца, жидкость глушения закачивают в одно колено, а продукцию вытесняют через другое к устью — как в U-образной трубке. Пласт при этом почти ничего не принимает.
Задавкой в пласт. Если циркуляции нет, содержимое скважины продавливают обратно в пласт (задавка). Вместе с ним в перфорационные каналы и поры уходят окалина, ржавчина, осадки со стенок труб — продуктивность после ремонта может упасть (Повреждение пласта и скин повреждения). Давление закачки по мере задавки растёт и ограничено прочностью колонны. В широкой колонне без НКТ тяжёлая жидкость к тому же проваливается сквозь лёгкую продукцию, не вытесняя её.

Плотность жидкости глушения

\rho_{\text{гл}} = \frac{k_{\text{з}}\,\bar p_R}{g\,h}

мұндағы:

$\rho_{\text{гл}}$ плотность жидкости глушения, кг/м³
$\bar p_R$ текущее пластовое давление на глубине $h$ (избыточное), Па
$h$ глубина пласта по вертикали, м
$k_{\text{з}}$ коэффициент запаса над пластовым давлением, например 1,05; его задают правила и план работ, —
$g$ ускорение свободного падения, м/с²

Бірліктер: СИ

Мына жағдайда орындалады

скважина заполнена однородной жидкостью от забоя до устья, устье открыто;
пластовое давление — текущее, по последним замерам;
слишком большой запас вреден: чем выше репрессия, тем больше жидкости уйдёт в пласт.

Столб такой жидкости превышает пластовое давление на заданный запас. Плотность округляют вверх до шага, с которым её можно приготовить.

Басқа бірліктер жүйелерінде (2)

Метрические единицы

\rho_{\text{гл}}\,[\text{г/см}^3] = \frac{k_{\text{з}}\,\bar p_R\,[\text{МПа}]}{0{,}00981\; h\,[\text{м}]}

плотность — г/см³, давление — МПа, глубина — м.

0,00981 МПа — давление столба жидкости плотностью 1 г/см³ высотой 1 м.

Промысловые единицы (oilfield)

\rho_{\text{гл}}\,[\text{ppg}] = \frac{k_{\text{з}}\,\bar p_R\,[\text{psi}]}{0{,}052\; h\,[\text{ft}]}

плотность — ppg, давление — psi, глубина — футы.

0,052 psi/ft на ppg — из промысловой формулы гидростатического давления.

Есептеу мысалыГлушение скважины циркуляцией через клапан над пакером

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: 2000 м по вертикали, пластовое давление 21,6 МПа
НКТ: 73 мм, внутренний диаметр 62 мм; циркуляционный клапан на 1940 м, пакер на 1950 м
Эксплуатационная колонна: 177,8 × 10,36 мм, внутренний диаметр 157,08 мм
Запас над пластовым давлением; подача насоса: 5 %; 6 л/с

Шешім

Плотность жидкости глушения: $\rho_{\text{гл}} = \dfrac{1{,}05\cdot 21{,}6}{0{,}00981\cdot 2000} = 1{,}156$ г/см³, с округлением вверх — 1,16 г/см³. Репрессия на пласт: $0{,}00981\cdot 1{,}16\cdot 2000 - 21{,}6 = 1{,}16$ МПа.
Вместимость: НКТ $\frac{\pi}{4}\cdot 62^2\cdot 10^{-3} = 3{,}02$ л/м; затрубное пространство $\frac{\pi}{4}(157{,}08^2 - 73^2)\cdot 10^{-3} = 15{,}19$ л/м.
Объёмы до клапана на 1940 м: НКТ — 5,9 м³, затрубное пространство — 29,5 м³, всего 35,3 м³. При подаче 6 л/с на один полный объём уйдёт 98 мин.
Ниже клапана циркуляции нет: в 10 м НКТ и в 50 м колонны под пакером остаётся 1,0 м³ пластового флюида.
Для сравнения: в той же скважине без НКТ пришлось бы задавить в пласт весь объём колонны до перфорации — 38,8 м³.

Жауап: Нужна жидкость плотностью 1,16 г/см³; на замещение до клапана требуется около 35,3 м³ и 98 мин при 6 л/с.

Бұл нені білдіреді. Циркуляция заменяет почти всё содержимое скважины, и в пласт попадает лишь то, что вызовет репрессия 1,16 МПа. Остаток под клапаном и пакером — около 1,0 м³ — приходится задавливать или выпускать постепенно; поэтому клапан ставят как можно ниже, а пакер — как можно ближе к пласту. На практике закачивают больше одного объёма, пока плотность на выходе не сравняется с плотностью на входе. Данные примера условные.

Заканчивание как система барьеров

Между пластом и поверхностью в работающей скважине, как и при бурении (барьеры при бурении), должны стоять два независимых барьера. Упрощённо: первый образуют НКТ с пакером, клапан-отсекатель и задвижки фонтанной арматуры на пути потока по трубам; второй — эксплуатационная колонна с цементом, колонная и трубная головки, затрубные задвижки. Точный состав каждого барьера для конкретной скважины задают стандарты и схема барьеров, принятая на предприятии. Пока первый барьер цел, второй не нагружен; когда первый отказывает, давление принимает на себя второй — именно на этот случай рассчитывают эксплуатационную колонну (негерметичность НКТ).

Отказы оборудования заканчивания и их последствия

Отказ: Течь в НКТ или муфте
Что происходит: НКТ сообщаются с затрубным пространством
Чем грозит: колонна под давлением продукции: остался один барьер

Отказ: Негерметичность пакера
Что происходит: затрубное пространство сообщается с пластом
Чем грозит: то же; коррозия колонны

Отказ: Отказ клапана-отсекателя
Что происходит: скважину нельзя перекрыть ниже устья
Чем грозит: нет резервного закрытия при повреждении арматуры

Отказ: Утечка в арматуре или головке
Что происходит: флюид выходит наружу или между колоннами
Чем грозит: прямая угроза людям и окружающей среде

Отказ: Отказ насоса или газлифтного клапана
Что происходит: скважина не поднимает жидкость
Чем грозит: потеря добычи, ремонт

Отказ	Что происходит	Чем грозит
Течь в НКТ или муфте	НКТ сообщаются с затрубным пространством	колонна под давлением продукции: остался один барьер
Негерметичность пакера	затрубное пространство сообщается с пластом	то же; коррозия колонны
Отказ клапана-отсекателя	скважину нельзя перекрыть ниже устья	нет резервного закрытия при повреждении арматуры
Утечка в арматуре или головке	флюид выходит наружу или между колоннами	прямая угроза людям и окружающей среде
Отказ насоса или газлифтного клапана	скважина не поднимает жидкость	потеря добычи, ремонт

Первые четыре отказа — потеря барьера: скважину останавливают или ограничивают до восстановления. Последний — потеря добычи без угрозы безопасности.

Целостность скважины обеспечивают не только при строительстве. За давлением в затрубном и межколонных пространствах следят всю жизнь скважины: рост давления там, где его быть не должно, — первый признак течи. Клапан-отсекатель и задвижки арматуры периодически испытывают. Отложения солей, парафина и асфальтенов и коррозию труб предупреждают подбором материалов и подачей реагентов — иначе они и сужают канал, и разрушают барьеры.

Терминдер мен белгілер

Заканчивание скважины: конструкция забоя, канал для потока и оборудование, которые делают пробуренный ствол работающей скважиной.
Конструкция забоя: способ сообщения ствола с пластом: открытый забой, хвостовик-фильтр, зацементированная перфорированная колонна.
Лифтовая колонна: колонна НКТ с установленным на ней оборудованием, по которой продукция поднимается к устью.
Затрубное пространство: кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной.
Пакер: устройство, перекрывающее затрубное пространство между НКТ и колонной.
Клапан-отсекатель: клапан в НКТ ниже устья, перекрывающий поток при аварии на поверхности.
Циркуляционный клапан: муфта с окнами в НКТ, которая сообщает трубы с затрубным пространством для промывки и глушения.
Надпакерная жидкость: жидкость, которой заполнено затрубное пространство над пакером; защищает колонну и НКТ от коррозии и уравновешивает часть давления.
Глушение скважины: заполнение скважины жидкостью, столб которой превышает пластовое давление, перед ремонтом.

Жиі қателіктер

Қате

«Чем шире канал, тем меньше потери и тем больше дебит».

Шын мәнінде

Это верно только для трения. В широком канале смесь движется медленно, газ проскальзывает сквозь жидкость, столб тяжелеет — и скважина с умеренным дебитом может перестать фонтанировать.

Қате

«Открытый забой всегда продуктивнее: приток идёт через всю стенку».

Шын мәнінде

Через всю стенку идёт и вода, и газ, и поток проходит через всю зону повреждения. Перфорация позволяет выбрать интервалы и пройти неглубокое повреждение насквозь.

Қате

«Пакер нужен только в скважинах с высоким давлением».

Шын мәнінде

Пакер защищает колонну от коррозии, делает поток по НКТ устойчивым и отделяет затрубное пространство от пласта — это нужно в большинстве фонтанных и нагнетательных скважин.

Қате

«Чем больше оборудования в лифтовой колонне, тем лучше управляется скважина».

Шын мәнінде

Каждый элемент — это ещё и уплотнения, соединения и подвижные части, которые могут отказать. Набор ограничивают необходимым, а каждое добавление оценивают по пользе и риску.

Қате

«Заглушить скважину можно всегда — достаточно закачать тяжёлую жидкость».

Шын мәнінде

Без пути для циркуляции жидкость приходится задавливать в пласт вместе с содержимым скважины: это повреждает пласт и ограничено прочностью колонны. Возможность циркуляции закладывают в конструкцию заранее.

Толық: тереңдетілген

Особенности разных скважин

Общая схема — забой, канал, лифтовая колонна — одна и та же, но требования к ней зависят от назначения скважины и способа добычи.

Нагнетательные скважины. Давление на устье при закачке высокое, поэтому пакер обязателен: он не даёт этому давлению нагрузить эксплуатационную колонну. Закачку по слоям регулируют только в обсаженном стволе или в стволе, разделённом пакерами.
Газовые скважины. Газ проходит через малейшие неплотности, поэтому НКТ и колонну собирают на газоплотных соединениях (резьбовые соединения). Диаметр НКТ выбирают так, чтобы скорость газа выносила конденсат и воду.
Скважины с насосами. При добыче штанговыми и электроцентробежными насосами пакер часто не ставят: свободный газ отделяется у приёма насоса и уходит по затрубному пространству, а по уровню жидкости в нём судят о забойном давлении (давление по динамическому уровню).
Газлифтные скважины. Газ подают в затрубное пространство и вводят в НКТ через клапаны в мандрелях; пакер не даёт газу уйти в пласт и защищает пласт от давления закачки (Газлифт: принцип и подбор режима).
Горизонтальные скважины. Длинный ствол в пласте заканчивают открытым, с фильтром или с хвостовиком; выбор определяют устойчивость породы, близость воды и газа и планы по обработкам (Горизонтальные скважины).
Несколько пластов. Пласты эксплуатируют совместно, раздельно по двум колоннам НКТ или поочерёдно; для этого нужны дополнительные пакеры и клапаны (Одновременно-раздельная эксплуатация пластов).

Басқа тақырыптармен байланыс

Обсадные колонны: назначение, типы, свойства и стандарты — эксплуатационная колонна и хвостовик, в которых размещается оборудование заканчивания.
Расчёт обсадных колонн — на какие нагрузки рассчитывают эксплуатационную колонну: негерметичность НКТ, опорожнение.
Многофазный поток в лифтовых трубах — почему в широком канале столб тяжелее: проскальзывание и кривая оттока.
Узловой анализ добывающей системы — выбор диаметра НКТ по рабочей точке скважины.
Повреждение пласта и скин повреждения — повреждение пласта при вскрытии и глушении и выбор между открытым стволом и перфорацией.
Механизированная добыча: когда нужна и как выбрать способ — как способ механизированной добычи меняет требования к заканчиванию.
Оборудование лифтовой колонны — устройство пакеров, клапанов-отсекателей, ниппелей и циркуляционных клапанов.
Кумулятивная перфорация — как вскрывают пласт в обсаженной скважине.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Прочный трещиноватый известняк, один продуктивный интервал, вода далеко, проект с ограниченным бюджетом. Какая конструкция забоя подходит лучше всего?
1. А.Хвостовик-фильтр
2. Б.Открытый забой
3. В.Гравийная набивка
4. Г.Зацементированная и перфорированная колонна
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Открытый забой
Порода устойчива, разделять интервалы не нужно, а цемент мог бы перекрыть трещины, по которым идёт приток. Открытый забой здесь и дешевле, и продуктивнее. Фильтр и гравийная набивка нужны для слабых пород, перфорированная колонна — там, где требуется управлять интервалами.
2
Почему пакер ставят как можно ближе к кровле пласта?
1. А.Чтобы объём под пакером, где скапливается газ, и участок колонны, соприкасающийся с продукцией, были наименьшими
2. Б.Чтобы он не мешал спуску приборов
3. В.Потому что глубже пакер не держит давление
4. Г.Чтобы увеличить дебит
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Чтобы объём под пакером, где скапливается газ, и участок колонны, соприкасающийся с продукцией, были наименьшими
Всё, что ниже пакера, не защищено и не промывается циркуляцией: там колонна соприкасается с продукцией, а под пакером может собираться газ, который осложняет ремонт. Чем ниже пакер и циркуляционный клапан над ним, тем меньше этот объём.
3
Скважина с дебитом 150 м³/сут устойчиво фонтанирует по НКТ 73 мм. Что вероятнее всего произойдёт, если поднять трубы и пустить поток по колонне 178 мм?
Жауабын көрсету
Площадь сечения вырастет примерно в шесть раз, и скорость смеси во столько же раз упадёт. Газ начнёт проскальзывать сквозь жидкость, жидкость будет накапливаться, столб станет тяжелее — нужное забойное давление вырастет на несколько мегапаскалей. Дебит упадёт, поток станет пульсирующим, а при небольшом запасе пластового давления скважина перестанет фонтанировать. Кроме того, колонна окажется под действием продукции.
4
Пластовое давление 30 МПа на глубине 2800 м по вертикали. Найдите плотность жидкости глушения с запасом 5 % и репрессию на пласт.
Жауабын көрсету
$\rho_{\text{гл}} = 1{,}05\cdot 30/(0{,}00981\cdot 2800) \approx 1{,}147$ г/см³; округляем вверх до 1,15 г/см³. Давление столба: $0{,}00981\cdot 1{,}15\cdot 2800 \approx 31{,}6$ МПа, репрессия около 1,6 МПа.
5
В середине продуктивного интервала через несколько лет обводнился один пропласток. В какой скважине его проще изолировать?
1. А.С зацементированной и перфорированной колонной
2. Б.С открытым забоем
3. В.С хвостовиком-фильтром без цемента
4. Г.Конструкция забоя не имеет значения
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. С зацементированной и перфорированной колонной
За зацементированной колонной пропластки разделены цементом, и отверстия против обводнившегося можно закрыть — цементом под давлением, пробкой или накладкой. В открытом стволе и за нецементированным фильтром вода обойдёт любую преграду внутри ствола по кольцевому пространству или по самой породе.
6
НКТ с внутренним диаметром 62 мм спущены на 2500 м. Каков их внутренний объём и за сколько минут насос с подачей 5 л/с заполнит их жидкостью глушения?
Жауабын көрсету
Вместимость: $\frac{\pi}{4}\cdot 62^2\cdot 10^{-3} \approx 3{,}02$ л/м; объём $2500\cdot 3{,}02 \approx 7550$ л, то есть около 7,5 м³. Время: $7550/5 \approx 1510$ с — около 25 минут.

Жаңартылған: 28 октября 2026 г.