Завдання та способи випробування перспективних горизонтів

Одним з найважливіших завдань при бурінні на нових або мало вивчених площах є виявлення всіх горизонтів, в яких вміщується нафта чи газ, оцінка промислових запасів вуглеводнів у них. У значній мірі задача вивчення нафтогазоносних горизонтів вирішується проведенням геофізичних досліджень. Проте кінцевий висновок про можливість одержання припливу нафти чи газу з того або іншого горизонту і промислової цінності покладу можна зробити тільки на основі випробовування об’єкту.

До завдань випробування перспективних горизонтів належить:

- одержання припливу пластового флюїду з даного об’єкту;

- відбір проби флюїду для проведення лабораторного аналізу;

- вимірювання початкового пластового тиску;

- оцінювання колекторських властивостей пласта;

- оцінювання ступеня забрудненості приствольної зони пласта;

- оцінювання продуктивності об’єкту;

- оцінювання можливих запасів вуглеводнів.

Конкретний обсяг завдань, які ставляться при випробуванні того чи іншого горизонту, залежить від призначення свердловини, перспективності об’єкта, способу випробування, стійкості порід у незакріпленій частині ствола, складу і властивостей обладнання та апаратури, що є на озброєнні підприємства, кваліфікації інженерного персоналу та інших факторів.

Існує два способи випробування:

а) у процесі буріння, безпосередньо після розкриття перспективного горизонту - спосіб “зверху-вниз”;

б) після закінчення буріння і кріплення свердловини - спосіб “знизу-вверх”.

Випробування в процесі буріння є найефективнішим, оскільки дозволяє одержати найвірогіднішу початкову інформацію про даний пласт, поки приствольна зона об’єкта ще суттєво не забруднена, а також помітно зменшити вартість свердловини завдяки тому, що:

а) якщо випробувані об’єкти є непродуктивні, то відпадає необхідність спуску і цементування обсадної колони для їх розмежування;

б) якщо непродуктивною є частина об’єктів, то відпадає необхідність їх детального випробування після закріплення свердловини, перфорації обсадної колони проти таких об’єктів, а також встановлення ізоляційних мостів на період випробування.

До випробування пластів тільки після закінчення буріння свердловини і спуску обсадної колони варто вдаватися лише в крайніх випадках:

а) якщо породи надто нестійкі і ефективне випробування в процесі буріння неможливе через небезпеку прихоплювання випробувача або ненадійності розмежування даного об’єкта від інших проникних об’єктів і вливу тиску стовпа промивальної рідини в свердловині;

б) якщо апаратура непридатна для випробування даного об’єкта, наприклад, внаслідок надмірно високої пластової температури.

Для випробування об’єктів у процесі буріння використовують спеціальні апарати, які можна поділити на три групи:

а) апарати, які спускаються в свердловину на каротажному кабелі;

б) апарати, які спускаються в свердловину з допомогою бурильних труб – пластовипробувачі;

в) апарати, які спускають всередину колони бурильних труб безпосередньо перед початком випробування об’єкта.

Апарати першої і третьої груп доцільно використовувати як оперативні засоби для одержання первинної інформації про вміст флюїду в тому чи іншому об’єкті. Пластовипробувачі використовують перш за все на об’єктах, наявність нафти або газу в яких підтверджено даними оперативних методів і промислової геофізики. Їх також доцільно застосовувати в тих випадках, коли нема впевненості в достовірності даних промислової геофізики і оперативних способів випробування.

12.4 Принципова схема і основи технології випробування пласта пластовипробувачем

Для випробування об’єкта в свердловину через ротор (рисунок 12.2) з допомогою колони бурильних труб опускають компоновку, до складу якої входять: циркуляційний клапан,

1 - викидна лінія;

2 - вертлюжна головка;

3 - елеватор;

4 - ротор;

5 - превентор;

6 - колонна головка;

7 - бурильні труби;

8 - обсадна колона;

9 - циркуляційний клапан;

10 - перевідник

11 - запірний клапан;

12 - пластовипробувач;

13 - яс;

14 - безпечний замок;

15 - пакер;

16 - фільтр;

17 - продуктивний пласт;

18 - перевідник;

19 - опорний башмак

Рисунок 12.2 – Схема компоновки пластовипробувача

запірний клапан, пластовипробувач, яс, безпечний замок, пакер, фільтр, опорний башмак і спеціальні перевідники для розміщення глибинних манометрів і термометрів.

Фільтр призначений для пропуску рідини з пласта в пластовипробувач в період випробування і для затримки порівняно великих частинок гірської породи пласта, які можуть вміщуватися в пластовій рідині.

Пакер призначений для герметичного розмежування об’єкта, що підлягає випробуванню, від решти частини свердловини.

Яс – це гідравлічний інструмент, за допомогою якого створюють додаткову ударну силу для полегшення звільнення нижніх вузлів пластовипробувача у випадку їх прихоплювання.

Пластовипробувач – це основний вузол комплекту випробуваних інструментів (КВІ). У його склад входить:

а) вирівнювальний (перепускний) клапан, який призначений для полегшення перетоку промивальної рідини, що витісняється пластовипробувачем при спуску з підпакерного простору в надпакерний (при підйомі – навпаки);

б) головний або впускний клапан, який запобігає надходженню промивальної рідини в порожнину колони бурильних труб в період спуску пластовипробувача в свердловину і підйомі з неї, а також пропускає в цю порожнину пластову рідину в період випробування;

в) гальмівна камера з поршнем (або гідравлічне реле часу), яка призначена для затримки відкриття впускного клапана на деякий наперед заданий інтервал часу після створення на пластовипробувач осьового стискуючого навантаження;

г) штуцер, який служить для обмеження швидкості припливу пластової рідини в період випробування та зменшення ударного навантаження на хвостовик у момент відкриття впускного клапана.

Безпечний замок дозволяє від’єднувати верхню частину компонування, якщо навіть з допомогою яса не вдається звільнити пакер і фільтр.

Запірний клапан призначений для припинення припливу пластової рідини в порожнину колони бурильних труб при закритому вирівнювальному клапані.

Циркуляційний клапан дозволяє здійснювати промивання свердловини після завершення випробування і звільнення пакера, а також встановлення рідинних ванн у випадку прихоплювання бурильних труб.

Глибинні манометри і термометри призначені для реєстрації тиску і температури в період випробування. Рекомендується встановлювати декілька глибинних манометрів: під фільтром, у фільтрі, між головним і запірним клапаном, над запірним клапаном.

На верхній кінець бурильної колони після спуску нагвинчують вертлюжну головку, до якої приєднують викидну лінію, обладнану кранами високого тиску, пристроєм для відбору проб пластового флюїду і витратоміром. Викидна лінія служить для відводу рідини, що витісняється з бурильних труб у спеціальну ємність, а газу – до факельного стояка для спалювання, а також для подачі промивальної рідини в бурильні труби насосом високого тиску.

Бурильну колону підвішують на талевій системі з допомогою елеватора. Довжину її розраховують так, щоб після установки башмака на вибій фільтр був розміщений навпроти досліджуваного об’єкта. Простір між бурильними трубами і обсадною колоною герметизують з допомогою превенторів, які змонтовані на колонній головці.

При спуску компоновки у свердловину впускний і циркуляційний клапани закриті, а запірний і вирівнювальний – відкриті. Пакер знаходиться в розтягнутому стані, тому діаметр гумового елемента мінімальний, і він вільно проходить у свердловині. Внутрішню порожнину бурильних труб при спуску заповнюють водою або промивальною рідиною з таким розрахунком, щоб до моменту відкриття впускного клапана тиск у пластовипробувачі був менший очікуваного пластового на величину заданої депресії.

Посадкою бурильної колони на вибій розкривають пакер: гумові елементи притискуються до стінки свердловини. Одночасно закриваються отвори вирівнювального клапана, і підпакерна зона повністю ізолюється від надпакерної. Після цього відкривається впускний клапан випробувача, і внаслідок великої депресії починається приплив пластової рідини в підпакерну зону.

Звідти вона через отвори у фільтрі і впускний клапан надходить у бурильні труби.

Для регулювання часу відкриття впускного клапана гальмівний пристрій заповнюють перед спуском спеціальною високов’язкою рідиною і регулюють так, щоб впускний клапан відкрився не раніше як через (3-5) хв після розкриття пакера.

Процес випробування складається з декількох відкритих і закритих періодів. Протягом відкритого періоду пластова рідина поступає з об’єкту в бурильні труби через відкритий впускний клапан. Мета першого відкритого періоду полягає в тому, щоб одержати початковий приплив рідини і очистити приствольну зону від забруднення (тривалість його не менше 10 хв.). Наступні відкриті періоди проводять з метою поширення області пониженого тиску в глибину об’єкта, одержання припливу пластової рідини з віддаленої зони і реєстрації його інтенсивності. Обмежуються двома-трьома відкритими періодами тривалістю від 15 хв. до 1 год. і більше (другий період), а третій період повинен бути довшим за другий.

Про інтенсивність припливу пластової рідини судять по об’ємній швидкості витіснення повітря (води) з бурильних труб, яку реєструють з допомогою витратоміра, встановленого на викидній лінії.

Відкритий період переривається закриттям запірного клапана. Протягом закритого періоду приплив рідини з об’єкта продовжується, але оскільки запірний клапан закритий і рідина не може поступати в бурильні труби, то тиск в пластовипробувачі і підпакерній зоні швидко зростає і, якщо тривалість закритого періоду достатня, може вирівнятися до пластового.

Завдання закритих періодів – зареєструвати криві відновлення тиску (КВТ) в підпакерній зоні з тим, щоб використати їх разом з даними про інтенсивність припливу протягом відкритих періодів і результатів лабораторних аналізів пластової рідини для визначення колекторських властивостей об’єкта, прогнозних запасів вуглеводнів і промислової цінності. Тривалість першого закритого періоду в 3-5 разів більша тривалості першого відкритого періоду. Тривалість кожного наступного закритого періоду повинна бути в 1-3 рази більшою тривалості попереднього відкритого періоду.

Щоб перервати закритий період і знову відкрити приплив з об’єкта в бурильні труби, необхідно відкрити запірний клапан. Закривають і відкривають запірний клапан прокручуванням колони бурильних труб на декілька обертів за годинниковою стрілкою з допомогою ротора.

Після закінчення випробування бурильні труби розтягують і знімають стискуюче навантаження з компоновки пластовипробувача. При цьому закривається впускний клапан випробувача і відкривається вирівнювальний клапан. Промивальна рідина із надпакерного простору свердловини перетікає в підпакерне, і тиск на гумовий елемент пакера знизу і зверху вирівнюється. Після цього додатковим натягом колони труб звільнюють пакер і пластовипробувач піднімають із свердловини. Як тільки в усті появиться труба, заповнена рідиною, підйом зупиняється, реєструють порядковий номер цієї труби (для розрахунку глибини рівня рідини в колоні в кінці випробувача), відкривають циркуляційний клапан і способом зворотної циркуляції витісняють рідину з труб у спеціальну ємність.

У процесі випробування відбирають деякий об’єм пластової рідини з допомогою спеціального пробовідбірника, який встановлюється в компонуванні між впускним і запірним клапанами. Рідина в пробовідбірнику зберігається під тим тиском, який був у кінці закритого періоду випробування (близьким до пластового).

При випробуванні глибинні манометри реєструють тиск в оточуючій їх рідині. На рисунку 12.3 показана діаграма, яку записує глибинний манометр, встановлений в зоні фільтра.

В період спуску пластовипробувача у свердловину (відрізок 0-1) тиск росте пропорціонально глибині (ділянка ОА); горизонтальні площадки на цій ділянці кривої відповідають зупинці спуску для доливу рідини в колону труб.

В період пакерування і закриття вирівнювального клапана (ділянка АВ) покази манометра дорівнюють тиску стовпа рідини в кільцевому просторі свердловини. У момент відкриття впускного клапана тиск в підпакерній зоні різко падає (ділянка БВ), приблизно до тиску стовпа рідини в трубах (точка В); в результаті створеної депресії починається приплив рідини з випробуваного об’єкта (відрізок 2-3), тобто перший відкритий період випробування. Рідина з об’єкта через відкритий впускний клапан надходить в колону труб, тому рівень рідини в трубах і тиск стовпа поступово зростають (ділянка ВГ).

ОА - спуск КВІ в свердловину; АБ - посадка паркера; БВ - відкриття впускного клапана; ВГ - перший відкритий період випробування; т.Г - закриття запірного клапана; ГД - перший закритий період випробування або початкова крива відновлення тиску; ДЕ - відкриття запірного клапана; ЕЖ - другий відкритий період випробування; т.Ж - закриття запірного клапана; ЖІ - другий закритий період випробування або кінцева крива відновлення тиску; ІК - відкриття перепускного клапана; КЛ - звільнення пакера; ЛМ - підйом КВІ із свердловини   Рисунок 12.3 – Діаграма зміни тиску при випробуванні пласта  

Ділянку ГД, записану протягом першого закритого періоду (відрізок 3-4) випробування, називають початковою кривою відновлення тиску.

Тиск стовпа рідини в трубах в кінці першого відкритого періоду набагато менший пластового. Тому після відкриття запірного клапана тиск у підпакерній зоні різко падає (ділянка ДЕ) і починається другий відкритий період (відрізок 4-5), протягом якого рівень рідини в трубах і тиск поступово зростають (ділянка ЕЖ) внаслідок припливу з об’єкта випробування. Після повторного закриття запірного клапана (точка Ж) темп зростання тиску різко підвищується, і протягом другого закритого періоду (відрізок 5-6) манометр записує нову криву відновлення тиску (ділянка ЖІ).

Якщо обмежитися лише двома відкритими і двома закритими періодами, то криву ЖІ називають кінцевою кривою відновлення тиску. Темп відновлення тиску протягом другого закритого періоду менший, ніж в першому, оскільки під час другого відкритого періоду область пониженого тиску поширюється по об’єкту набагато дальше від свердловини, ніж під час короткого першого відкритого періоду. На кінець другого закритого періоду в підпакерній зоні тиск нижчий (точка 1), ніж в кінці першого закритого періоду (точка Д).

Після відкриття вирівнювального клапана промивальна рідина із надпакерного кільцевого простору перетікає в підпакерний, і головний манометр реєструє різкий ріст тиску (ділянка ІК). Якщо рівень рідини в кільцевому просторі в період випробування знаходився на усті, то тиск в точці К практично дорівнює тиску в точці А перед початком пакерування. В період робіт для звільнення пакера тиск не змінюється (відрізок КЛ), а при підйомі пластовипробувача із свердловини (відрізок Л-М) поступово зменшується до атмосферного.

Дата добавления: 2014-01-07