Спуск аппарата и опробование пласта

16.11.2020

Перед спуском пластоиспытателя поршень тормозной камеры регулируют так, чтобы главный клапан его открывался не ранее чем через 3—5 мин после создания сжимающей нагрузки; в соответствующие узлы компоновки устанавливают измерительные приборы, выбранные с учетом наибольших возможных давлений и температур, и заводят часовые механизмы. В приборы вставляют чистые бланки для регистрации температуры и давления, а в механизм включателя часов — калиброванные срезные шпильки, рассчитанные для включения часового механизма незадолго до пакеровки. Если предстоит опробовать объект с аномально высоким пластовым давлением или газоносный горизонт, в ствол вертлюжной головки целесообразно ввинтить регистрирующий манометр, рассчитанный на давление, превышающее на 15—20% максимально ожидаемое на устье.

При спуске пластоиспытателя в скважину возможны осложнения двух видов: преждевременное открытие главного впускного клапана аппарата и поглощение промывочной жидкости. Сжимающая сила, достаточная для открытия главного клапана, может возникнуть при посадке пакера на сужения или выступы в стволе скважины. Величина ее зависит от скорости и ускорения спуска колонны труб. Для того чтобы клапан не был открыт преждевременно, нужно следить за тем, чтобы уменьшение веса на буровом крюке при спуске пластоиспытателя было кратно меньше величины нагрузки, принятой для пакеровки, а длительность посадки на сужение короче срока открытия главного клапана. Во избежание преждевременного открытия клапана рекомендуют в случае, если при спуске имеют место посадки аппарата, перед каждым наращиванием очередной свечи и после него приподнимать колонну труб на 2—3 м.

Поглощение может возникнуть в том случае, если сумма статического и гидродинамического давлений при спуске окажется больше давления разрыва какого-либо пласта. Необходимо поэтому соблюдать условие

где Apп — минимальный градиент давления поглощения; zп — глубина залегания породы с таким градиентом.

Верхний предел гидродинамического давления можно приближенно оценить по показаниям современного индикатора веса. Если пренебречь трением между колонной труб и стенками скважины, то уменьшение нагрузки на буровой крюк при спуске можно рассматривать как выталкивающую силу от гидродинамического давления

где G1 — нагрузка на буровой крюк в момент, когда колонна перемещается вниз с очень малой скоростью; G2 — нагрузка на крюк в период спуска пластоиспытателя; Fc — площадь поперечного сечения скважины.

Решая совместно выражения (3.6) и (3.7), получаем формулу для определения величины разгрузки бурового крюка, при которой не возникнет поглощение

Коэффициент безопасности рекомендуем принимать kб больше 1,5—1,7.

При спуске в скважину колонну труб хотя бы частично заполняют жидкостью. Операцию заполнения можно существенно облегчить и ускорить, если в состав колонны несколько выше циркуляционого клапана включить специальный заполнительный клапан (рис. 20). При спуске пластоиспытателя через этот клапан в трубы поступает жидкость из надпакерного пространства скважины. Клапан закрывается и поступление жидкости прекращается автоматически, как только давление столба ее в трубах достигнет заранее заданной величины. Необходимую степень заполнения определяют в зависимости от заданной депрессии и нижнего предела измерения глубинных манометров. Глубинный манометр начинает регистрировать давление лишь в том случае, если давление окружающей среды не ниже некоторого минимума. Например, нижний предел измерения манометра МГП-3М, рассчитанного на 40 МПа, равен 4 МПа.
Спуск аппарата и опробование пласта

По окончании спуска пластоиспытателя с механическим пакером башмак ставят на забой и создают нагрузку, необходимую для надежной пакеровки. Величина этой нагрузки зависит от зазора между пакером и стенками скважины и упругих характеристик уплотнительного элемента пакера при сжатии. Поэтому в паспорте пакера должна быть приведена зависимость радиальной деформации уплотнительного элемента от осевой сжимающей нагрузки. В момент открытия главного впускного клапана пластоиспытателя нагрузка на пакер возрастает и тем резче, чем быстрее открывается клапан. Эта нагрузка состоит из двух компонентов: статической силы, равной произведению разности давлений в надпакерной и подпакерной зонах при открытии главного клапана на площадь кольцевого зазора между стенками скважины и пластоиспытателем, и динамической силы, тем большей, чем быстрее открывается главный клапан и чем больше величина депрессии.

Суммарная нагрузка через пакер передается на фильтр-хвостовик; уплотнительный же элемент пакера под ее воздействием стремится скользить вниз по стенкам скважины; при этом между ним и стенками возникает сила трения, направленная вверх. Если разность между суммарной нагрузкой и силой трения больше критической силы, при которой хвостовик утрачивает прямолинейную форму устойчивости, последний продольно изогнется, а проседание пакера окажется значительным. Такое проседание может быть причиной негерметичности пакеровки. Во избежание этого целесообразно применять возможно более короткие хвостовики из толстостенных труб; при навинчивании квадратной трубы (или вертлюжной головки) на бурильную колонну следить за тем, чтобы в момент постановки башмака на забой над ротором оставался участок трубы длиной 5—6 м; этого достаточно, чтобы компенсировать проседание.

В период спуска пластоиспытателя в скважину и при пакеровке следят за положением уровня жидкости в кольцевом пространстве. Снижение уровня жидкости при спуске свидетельствует о начавшемся поглощении ее, а при пакеровке — о негерметичности последней и перетекании жидкости внутрь колонны труб через открывшийся главный клапан. Если поглощение возникло при спуске пластоиспытателя, нужно сначала устранить поглощение, а затем лишь опробовать пласт. В случае снижения уровня при пакеровке, колонну натягивают, пакер приподнимают, и делают попытку новой пакеровки. Если падение уровня продолжается, пластоиспытатель поднимают из скважины и выясняют причины негерметичности пакеровки. При повторном спуске аппарата пакер устанавливают в новом месте.

С момента открытия главного клапана пластоиспытателя начинается собственно опробование объекта. Для получения более достоверной информации о пласте процесс собственно опробования делят на четыре этапа: два открытых этапа притока и два закрытых этапа восстановления давления.

Задача первого этапа состоит в том, чтобы освободить опробуемый объект от воздействия давления столба промывочной жидкости, снизить давление на забое ниже пластового в объекте и получить начальный приток из последнего с целью очистки приствольной зоны от загрязнения. Продолжительность этого этапа невелика, ее обычно ограничивают 3—5 мин. На диаграмме глубинного манометра, установленного в фильтре, моменту открытия главного клапана соответствует участок БВ резкого падения давления в подпакерной зоне, а первому открытому этапу — участок ВГ (рис. 21). Давление в течение открытого этапа растет медленно по мере того, как в результате притока из объекта повышается уровень жидкости в колонне труб.

Второй этап начинается с момента закрытия запорного клапана (точка Г). Так как давление на забое в этот момент намного меньше пластового, приток жидкости в подпакерную зону из объекта продолжается. Поскольку запорный клапан закрыт, жидкость из подпакерной зоны не может перетекать в полость колонны бурильных труб, поэтому давление в зоне быстро растет (кривая ГД). Продолжительность второго, закрытого этапа должна быть в 3—5 раз больше, чем первого этапа. Если продолжительность второго этапа выбрана правильно, к концу его давление в подпакерной зоне повысится примерно до пластового. Поэтому начальной кривой восстановления давления ГД пользуются для определения вероятного значения пластового давления в объекте.

Задача третьего этапа — распространить возмущение, вызванное резким снижением давления при открытии запорного поворотного клапана (участок ДЕ), на возможно большее расстояние от скважины по опробуемому объекту, получить приток жидкости из незагрязненной зоны его, отобрать пробу пластовой жидкости и оценить объемную скорость притока, характер изменения ее во времени. Для решения этих задач требуется значительно больше времени. Поэтому продолжительность третьего, открытого этапа (участок ЕЖ) колеблется от 15 мин до 1 ч и более. Ее выбирают в зависимости от фазовой проницаемости k, мощности h опробуемой части объекта и вязкости n пластовой жидкости, т. е. от гидропроводности kh/n. Чем выше гидропроводность объекта, тем более коротким может быть третий, открытый этап притока. По данным БашНИПИнефть, при низкой гидропроводности (kh/n < 25*10в-12 м3/Па*с) представительную пробу пластовой жидкости можно получить, если приток продолжается не менее 1 ч; при средней гидропроводности (25*10в-12 < kn/n < 250*10в-12 м3/Па с) продолжительность притока можно сократить до 30 мин, а при высокой — достаточно 15—20 мин.

Оценить объемную скорость притока в этот период можно по расходу воздуха, вытесняемого из бурильной колонны поступающей из опробуемого объекта жидкостью, с помощью расходомера, установленного на устьевом манифольде. Если скорость притока велика, колонна труб может быстро заполниться жидкостью, и скважина начнет фонтанировать через устьевой манифольд. В этом случае расходомером можно измерить дебит непосредственно пластовой жидкости, а пробу ее отобрать устьевым пробоотборником.

По истечении заданного времени (или при прекращении вытеснения воздуха из колонны) запорный клапан закрывают вторично (точка Ж на рис. 21), и начинается четвертый, закрытый этап. Задача его — зарегистрировать конечную кривую ЖИ восстановления давления, необходимую для приближенной оценки коллекторских свойств объекта. Поскольку в течение третьего этапа, гораздо более продолжительного, чем первый, область пониженного давления распространилась на значительное расстояние по объекту от скважины, для восстановления давления в этой области и на забое требуется больше времени, чем на втором этапе.

Продолжительность второго закрытого этапа выбирают также в зависимости от гидропроводности объекта. Чем больше kh/n и интенсивнее приток на третьем этапе, тем меньше времени требуется для четвертого этапа. При малом значении kh/n продолжительность четвертого этапа должна быть в 2—3 раза больше, чем третьего; при средней величине kh/ц это соотношение можно сократить до 1—1,5, а при высоком значении kh/n— до 0,8—1. Для определения необходимой продолжительности четвертого этапа можно воспользоваться также графиком БашНИПИнефть (рис. 22). Кривая 1 показывает зависимость оптимального соотношения продолжительностей четвертого и третьего этапов от гидропроводности объекта, а кривые 2—5 — от продолжительности третьего этапа для объектов с разными значениями гидропроводности. Если предварительно можно приближенно оценить гидропроводность с точностью хотя бы 30%, величину ее откладывают на оси абсцисс, восстанавливают перпендикуляр до кривой 1 и из точки пересечения опускают перпендикуляр на ось ординат. Затем через точку пересечения с осью ординат проводят кривую, параллельную ближайшей на кривых 2—5, задаются длительностью третьего этапа и, отложив последнюю на оси абсцисс, восстанавливают перпендикуляр до построенной кривой. Точка пересечения даст искомое соотношение длительностей двух последних этапов. Если же гидропроводность оценить предварительно нельзя, задаются длительностью третьего этапа, откладывают ее на оси абсцисс и восстанавливают перпендикуляр до кривой 2 малой гидропроводности (kh/n = 25*10в-12 м3/Па*с). Ордината точки пересечения даст ориентировочное значение искомого соотношения продолжительностей четвертого и третьего этапов.

При опробовании горизонтов с аномально высоким пластовым давлением часто бурильную колонну приходится при спуске полностью заполнять жидкостью. В этом случае регулировать величину депрессии в периоды притока можно с помощью устьевых штуцеров, а записывать кривые восстановления давления — регистрирующими устьевыми манометрами.

Для снятия пакера с места по окончании опробования к колонне труб плавно прикладывают растягивающую нагрузку и увеличивают ее сверх веса колонны ступенями по 10—20 кН с выдержкой в 1,5—2 мин. После освобождения пакера пластоиспытатель поднимают из скважины. Подъем прерывают, как только уровень жидкости в колонне окажется у устья. Регистрируют длину извлеченных к этому моменту из скважины труб и, следовательно, глубину, до которой поднялся уровень жидкости в колонне в период притока из пласта, промывают скважину и колонну через циркуляционный клапан и вытесняют пластовую жидкость в специальную емкость на поверхности. При необходимости предварительно отбирают пробы жидкости и контролируют соотношение между количеством фильтрата промывочной жидкости и количеством пластовой жидкости в них с помощью портативной центрифуги. В период опробования и подъема колонны следят за уровнем промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины и в случае снижения его доливают жидкость с целью предотвращения газо-, нефте-, водопроявлений.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна