2.3. Технология заканчивания.
При проектировании скважины спуск хвостовика планировалось произвести до проектного забоя 2486 м. По окончанию бурения из-за риска возможного недохода, хвостовик спускался до места первой срезки, остальная часть ствола осталась не обсаженной.
Принципиальная схема заканчивания, которая была применена, на скважине № 218 показана на рис. 17.19.
Недостатком использованной на скважине № 218 схемы заканчивания является то, что существует вероятность обрушения стенок открытого ствола скважины. По этой причине выбор схемы заканчивания многозабойных скважины должен осуществляться учитывая геологические особенности разбуриваемых коллекторов.
П
Рис. 35. Боковой ствол с пятью горизонтальными участками
одбор вариантов схем заканчивания для предотвращения влияния геологических условий разбуриваемых коллекторов можно произвести исходя из опыта иностранных буровых кампаний. На скважинах подобного типа ими успешно используются несколько схем заканчивания. Некоторые из них уже сейчас могут быть применены на территории ОАО «Сургутнефтегаз». Существующие технологии показаны на рисунке 1.35.Вариант 1 – хвостовик спускается до места первой срезки, а остальная часть ствола остается открытой.
Вариант 2 – хвостовик спускается в основную часть горизонтального участка, боковые ответвления остаются открытыми.
В
Рис. 36. Варианты притока нефти к забоям скважин (а, б, в)
ариант 3 – после бурения первого бокового ответвления спускается хвостовик с последующим отсоединением: либо при помощи левой резьбы, либо гидравлически. После этого производится срезка над отсоединенным хвостовиком, на бурение второго бокового ответвления, применяется такая же схема заканчивания как и та которая была использована на обсаживании первого бокового ствола и т.д.
Вариант 4 – в основной ствол горизонтального участка спускается труба с прорезанными напротив, ответвлений окнами после этого в боковые ответвления спускается труб или фильтра меньшего диаметра.
Вариант 5 – что и вариант № 4 только с цементированием верхней части колоны боквых ответвлений.
Вариант 6 – на данной схеме используется пакер, для поочередной изоляции боковых ответвлений.
Рис. 38. Схемы кустования и требуемое количество скважин
Рис. 37. Фактическая схема кустования
Раздел 3. Восстановление бездействующих скважин.
3.1. Отложения минеральных солей в скважинах, способы их предупреждения и удаления.
Отложения минеральных солей (ОМС) на нефтепромысловом оборудовании в трубах, ПЗП и в пласте приводят к потере эксплуатационного времени скважин за счет остановок на ремонтные работы и уменьшают дебит скважин в период накопления отложений в эксплуатационных колоннах. ОМС хотя и разнообразны по своему составу, но в основном представляют собой карбонаты и сульфаты кальция, кварц и некоторые другие.
Несмотря на интенсивный поиск и внедрение различных способов предотвращения этих негативных явлений, проблема предупреждения и борьбы с ОМС и коррозией по-прежнему весьма актуальна в нефтяной и газовой промышленности, что обусловлено некомплексным подходом к ее решению и отсутствием детального анализа причинно-следственных связей между этими химическими взаимосвязанными процессами. Но проблема исключительно актуальна, так как солеотложение, кроме сокращения дебита и удорожания продукции, ведет к возникновению и развитию процессов коррозии.
Состав отложений в различных нефтедобывающих районах разнообразен: сульфаты кальция Са5О4, бария ВаSО4, стронция CtО4, а также карбонаты кальция СаСО3, магния МgСО3 и другие соли.
Тип отложений характеризуют по преобладающему содержанию (до 80%) одного из компонентов. Например, к гипсовым отложениям относят осадки с преобладающим содержанием Са5О4 • 2Н2О, к карбонатным - с преобладающим содержанием СаСО3 и т. д. Очень часто ОМС по составу являются более сложными и включают в себя нерастворимые примеси (глинистые частицы, кварц и др.) и органические компоненты пластовых нефтей (водорастворимые нефтяные кислоты и их соли). Иногда на одних и тех же месторождениях состав ОМС изменяется, что объясняют изменением состава попутно добываемой воды в процессе разработки месторождений.
В общем случае все способы борьбы с образованием ОМС на нефтяных месторождениях можно подразделить на методы, предотвращающие ОМС, и методы борьбы с уже выпавшим осадком
Отложения хлорида натрия относятся к водорастворимому типу солеотложений, поэтому основным методом предупреждения их образования и ликвидации в скважинах является обработка скважин водой или водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Разработаны технологические схемы воздействия на призабойную зону пласта, способствующие восстановлению сообщения ствола скважины с пластом и задержанию процесса солеотложений.
Применение покрытий для предотвращения солеотложений на трубах. Этот способ предотвращения ОМС решает комплексную задачу защиты труб от парафиноотложений и коррозии. С этой целью применяются бакелитоэпоксидные покрытия, остеклование, эмалирование, покрытия полиэтиленом.