Обеспечить цементирование между разно истощенными пластами, с возможностью проводить многозонный

Задача
Разобщение интервалов
WAB - Welltec Annular Barrier - case story JUSGD203384
  • Тип скважины Скважина 1 добывающая / скважина 2 нагнетательная
  • True Vertical Depth (TVD) 29,000 ft / 8,839 m
  • Qualified to ISO14310 V3
  • Местонахождение Gulf of Mexico
  • Достижения Экономия затрат в размере 3,5 млн долларов США на

Практический пример

Разработка месторождения Уилкокс в Мексиканском заливе ведется с 2014 года, его разработчики сталкиваются с сильным падением пластового давления, в результате истощения, на величины до 544 атм., это обуславливает важность разделения пластов для правильного цементирования в контексте закачивания скважин.

Крупная иностранная нефтяная компания столкнулась с проблемой эффективного разделения пластов коллектора с разным уровнем истощения, что является обязательным условием для соблюдения нормативных требований и максимизации добычи за счет эффективного зонального гидроразрыва пласта (ГРП). Зона низкого давления внутри коллектора увеличивает риск разрушения цемента, что, в свою очередь, приведет к потере изоляции между пластами.

Сложные ремонтные работы по цементированию проводились на случай непредвиденных обстоятельств, связанных с высокими затратами и операционным риском. Welltec® предоставил три цельнометаллических расширяемых барьера 1214 Welltec Annular Barrier (WAB®) для двух скважин (один в первой скважине и два во второй), отдельные пласты были изолированы на ~ расстоянии 9150 м.

Это была первая работа Welltec по зональному разделению двух хвостовиков в сложной глубоководной зоне Мексиканского залива для этого конкретного клиента.

Выполненные работы

Скважина - 1:
В хвостовик 257 мм был установлен барьер 1214 WAB, предварительно смонтированный на обсадной колонне того же размера.

Как только подвеска хвостовика достигла заданной глубины, начали промывку циркуляцией. Сравнивая расход раствора на входе и выходе, при уменьшении объема на выходе предполагалось, что пакер (втулка) находился на подвеске хвостовика.

Когда скважина начала поглощать раствор, давление насоса было увеличено для разрушения пакера и его извлечения.

После установки подвески хвостовика, окончательное расширение барьера WAB произойдет из-за падения давления в затрубном пространстве или во время последующего гидроразрыва пласта под давлением.

Скважина - 2:
Два барьера WAB были установлены (предварительно смонтированы) на хвостовике диаметром 257 мм внутри ствола скважины на вертикальной глубине 8840 м.

После завершения операций первичного цементирования и установки цементной пробки, барьеры WAB были успешно расширены за счет поверхностного давления 428 атм. (перепад давления на хвостовике 367 атм.).

Барьеры WAB быстро расширились при незатвердевшем цементе, под полным контролем с поверхности.

Достижения

За счет использования в общей сложности четырех барьеров 1214 WAB было обеспечено надежное цементирование при заканчивании двух скважин, что позволило достичь разделения пластов во время ГРП.

Успешное размещение барьеров WAB в глубоководных скважинах с высоким давлением устранило необходимость в альтернативах с высоким риском и стоимостью, а также в непредвиденных обстоятельствах, что привело к расчетной экономии затрат в размере 3,5 млн долларов США на скважину.

Технология цельнометаллического расширяемого барьера WAB обеспечила выполнение всех поставленных задач по зональному разделению пластов на весь срок службы скважины и квалификацией по ISO14310 V3

Конструкция ствола скважины

Case story JUSGD203384