10.9.3. Технологія процесу випробування

Суть випробування з допомогою ВПТ полягає в тому, що пласт ізолюється від усіх інших проникних пластів і стовпа промивної рідини, після чого з’єднується з денною поверхнею через бурильну колону. При цьому в свердловині створюється депресія, величина якої регулюється висотою стовпа рідини в колоні і яка має бути достатньою для забезпечення припливу пластового флюїду. В разі одержання припливу пластового флюїду реєструється його об’ємна швидкість і зміна тиску в свердловині в інтервалі залягання об’єкта протягом всього періоду випробування, відбирається проба пластового флюїду і вимірюється кількість рідини, що поступила з пласта за час випробування.

Підготовчі роботи до випробування

Перед випробуванням необхідно:

• уточнити інтервал випробування;

• уточнити місце установки пакера;

• вибрати величину депресії на об'єкт;

• вибрати склад комплекту пластовипробовувача;

• провести роботи по забезпеченню СПО без ускладнень;

• обладнати гирло свердловини перед випробовуванням.

► Уточнення інтервалу випробування та місця установки пакера

Після розтину продуктивного горизонту бурінням за даними геофізичних досліджень уточнюється:

• число, потужність і глибини залягання проникних пластів, можлива їх проникність (стандартний каротаж -КС і бокове каротажне зондування -БКЗ);

• конфігурація стовбура свердловини (профілеметрія на 30–50 м безпосередньо над даним пластом) і т.д.

Ці дані служать для вирішення перших двох завдань.

► При виборі величини депресії повинні бути враховані наступні фактори:

- тип покладу. Якщо поклад газоконденсатний, величину депресії доцільно вибирати так, щоб запобігти небезпеці випадання конденсату в колекторі, що приведе до зниження колекторних властивостей пласта. Якщо поклад нафтовий, то необхідно враховувати тиск пружності розчиненого газу;

- стійкість порід. Під впливом значної величини депресії стінки свердловини можуть руйнуватися, і частинки зруйнованої породи можуть закупорювати фільтр. Слід врахувати також, що відносна густина бурового розчину повинна бути близькою до коефіцієнта аномальності, щоб не могло виникнути диференціального тиску, спричиняючого прихвачування бурильної колони.

Перед спуском в свердловину всі вузли пластовипробовувача перевіряють на герметичність шляхом опресовування гідравлічним тиском, що перевищує максимально можливу початкову депресію. Вузол визнають герметичним. якщо за 10 хв. випробування тиск не знизився.

Велика увага повинна бути приділена герметичності і міцності бурильних труб. Доцільно перед проведенням випробування провести дефектоскопію. Бурильні труби повинні бути розраховані також на розтягування і розрив.

► Вибір місця установки і розміру пакера

При виборі інтервалу для установки пакера визначається необхідна мінімальна довжина цього інтервалу, його діаметр і місце положення по стовбуру свердловини. Мінімальна довжина інтервалу залежить від глибини установки пакера, точності вимірів каротажного кабелю і бурильних труб.

Вибраний для установки пакера інтервал свердловини по всій довжині повинен бути представлений стійкими породами з мінімальною кавернозністю.

Можливі три варіанти вибору інтервалу для установки пакера:

1) У непроникній крівлі випробовуваного об'єкту - найбільш раціональний варіант;

2) У стійкій частині стовбура свердловини над кавернозною крівлею випробовуваного об'єкту. Така установка можлива тільки за умови., якщо в кавернозній частині під пакером немає "посторонніх' проникних інтервалів;

3) У верхній (проникній) частині випробовуваного інтервалу. Таку установку пакера здійснюють в тих випадках, коли вище випробуваного об’єкта свердловина на великій ділянці (протягом 50 - 100м) має підвищену кавернозність, або коли під даним об'єктом розташований інший високопроникний горизонт і пропластки між ними кавернозні або малі по потужності. Таку установку пакера можна застосовувати тільки за умови, якщо проникна потужність інтервалу випробовування в 2 рази і більш перевищує мінімально допустиму довжину для установки пакера.

У всіх випадках інтервал для установки пакера вибирають так, щоб довжина хвостовика не перевищувала 50 м. Збільшення інтервалу між пакером і вибоєм більш 50м допускається тільки як виняток.

Якщо наявна потужність інтервалу для установки пакера менш допустима, але не менше 4 м, установку пакера слід проводити методом точної прив'язки. Дня цього за даними кавернометрії або профілеметрії визначають інтервал установки пакера. Потім спускають бурильні труби з воронкою до такої глибини, щоб воронка знаходилася на 15-30 м вище вибраного інтервалу установки пакера. Спускають каротажний зонд через труби, проводять каротажний запис ділянки відкритого стовбура свердловини нижче труб, щоб визначити положення воронки щодо каротажного заміру розрізу свердловини з точним виміром спущених труб.

Бурильну колону допускають до вибою та визначають дійсну відстань від вибою до вибраної по прфілеметрії точки інтервалу установки пакера, тобто визначають необхідну довжину хвостовика. Погрішність установки пакера по цьому методу складає не більш ± 0,5 м і практично не залежить від глибини.

Прохідність пакера по стовбуру свердловини та надійність герметичності пакеровання при випробуванні характеризується коефіцієнтом пакеровання

, (10.12)

де: Dc – діаметр сверловини, мм; Dп - діаметр пакера, мм.

Залежно від конкретних умов випробування кожен пакеруючий елемент за величиною може бути віднесений до однієї з наступних груп:

1) пакери підвищеної стійкості 1,06 < К_п < 1,10.

Пакери цієї групи слід застосовувати в тих випадках, коли потрібно утримувати підвищені перепади тиску (25 МПа і більше), де стовбур свердловини знаходиться у доброму стані, немає звужень або уступів (пакери мають знижену прохідність по стовбуру свердловини).

Якщо стовбур свердловини має звуження і планується робота при підвищених перепадах тиску, для установки пакера слід забурювати зумпф долотом меншого діаметру за 10 - 15м до крівлі випробовуваного об'єкту.

2) пакери середньої стійкості та прохідності 1,1 < К_п < 1,14.

Такі пакери слід застосовувати для роботи з перепадом тиску від 15 до 25 МПа в свердловинах з незначними звуженнями:

3) пакери підвищеної прохідності 1,14 < К_п < 1,18.

Такі пакери слід застосовувати в свердловинах, ускладнених звуженнями стовбура над інтервалом установки пакера, і лише у випадках, коли утримуваний перепад тиску не перевищує 16 МПа.

Застосування пакера з діаметром, що виходить за межі вказаних вище значень Кп недоцільно, тому що пакер не проходитиме по стовбуру свердловини або не забезпечуватиме герметичність пакеровання.

Величина допустимого перепаду тиску на пакер за інших рівних умов тим більше, чим менше значення коефіцієнта пакеровання – Кп.

► Обгрунтування величини депресії і діаметру штуцера

Величина депресії (різниця між тиском пласта і тиском на вибої свердловини при випробуванні) встановлюється максимально можливою. Це основна умова надійності визначення характеру насичення випробовуваного горизонту.

Проте максимальна величина депресії на пласт встановлюється з врахуванням наступних обмежень:

• міцності бурильних труб на зім’яття від дії зовнішнього тиску промивальної рідини;

• міцності і стійкості пакера;

• стійкості гірських порід в інтервалі випробування і пакеровання.

При випробуванні колекторів, насичених нафтою з високим газовим фактором, необхідно, щоб при депресії вибійний тиск був більшим від тиску насичення. Це забезпечить лінійну фільтрацію рідини в пласті, що є одним з критеріїв одержання якісних результатів випробувань. Величина депресії на пласт не повинна перевищувати .

Якщо передбачається створення високої депресії близькою до стійкості пакера. то доцільно в компоновку включати два пакера. розташовуючи один над іншим.

При орієнтовному визначенні пластового тиску слід брати його мінімальне можливе значення.

За наявності в інтервалі випробування рихлих пісковиків або слабозцементованого піску, які при високих депресіях можуть дати ускладнення, депресію слід обмежувати до величини, що забезпечує випробування без обвалювань або винесення піску з підвищеною інтенсивністю. Величина такої депресії береться на основі досвіду проведення випробувань на сусідніх свердловинах. За відсутності цих даних випробування таких інтервалів слід виключити або при необхідності допустима депресія підбирається на основі досвіду, шляхом декількох випробувань з нарощуванням депресії від мінімальної до необхідної.

Аналогічне обмеження депресії потрібне при випробуванні колекторів газоконденсатного типу, якщо величина депресії, що планується, може привести до зниження проникності колектора унаслідок випадання конденсату.

Штуцер встановлюють також для зниження активності прояву висококонденсатних горизонтів. Діаметр штуцера може змінюватися від 6 до 20 мм. Чим більше початкова депресія на пласт і чим вище очікувана його активність. тим менший діаметр штуцера слід застосовувати.

Найбільш зручним для широкого діапазону при випробуванні горизонтів різної активності є штуцер діаметром 8 мм. Проведення випробувань без вибійного штуцера забороняється. Для попередження засмічення штуцера його діаметр завжди повинен бути більше діаметру отворів фільтру встановлюваного під пакером.

► Обладнання устя свердловини при випробуванні пласта

Обладнання устя свердловини повинне забезпечити можливість проведення таких операцій:

– відведення пластового флюїду, який поступає на поверхню через пластовипробувач і бурильну колону, на безпечну відстань від бурової в спеціальну ємність;

– обертання і осьове переміщення колони бурильних труб;

– випробування пласта в установленому режимі з вимірюванням тиску на усті, регулюванням його величини і швидкості потоку;

– проведення прямої і зворотної промивки, а також при необхідності провести герметизацію і глушіння свердловини на любому етапі випробування;

– безпеку робіт.

Д о спуску пластовипробовувача гирло повинне бути обладнане превенторами. Діаметр прохідного отвору плашок превентора повинен відповідати діаметру бурильних труб. Для забезпечення обертання колони превентор повинен бути таким, що обертається або універсальним. Якщо при випробуванні на гирлі тиск очікується незначним, на верхній кінець бурильної колони зазвичай нагвинчують ведучу трубу, яку за допомогою бурового рукава через стояк сполучають з нагнітаючою лінією бурових насосів, а до скидного патрубка цієї лінії приєднують відвідну трубу.

Якщо ж може виникнути високий тиск, то гирло свердловини обладнується спеціальним устаткуванням, до якого входять вертлюжна головка і устєвий маніфольд (рис.10.10).

Рисунок 10.10 – Схема обладнання гирла свердловини під час випробування:

1 – устєва (вертлюжна) головка; 2 - елеватор; 3 – бурильні труби; 4 – ротор; 5 – проміжна колона; 6 – шарнір – косинець; 7 – відвід для відбору проб; 8 – лінія для приєднання до цементувального

агрегата; 9 – відвідна лінія від превенторів