CC BY
32УДК 622.24
Черных Наталья Викторовна Chernykh Natalia Viktorovna
старший преподаватель кафедры ГГиК Senior Lecturer at the Department of Geology, Geodesy and Cadastre
Даньшина Анастасия Павловна Danshina Anastasia Pavlovna студентка группы 18ПГ(с)-ГНГ 3-year student Швырев Александр Павлович Shvyrev Alexander Pavlovich студент группы 16ПГ(с)-ГНГ 5-year student
Оренбургский государственный университет Orenburg State University
ОБ ОПРОБЫВАНИИ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ КИИ ON TESTING OF WELLS IN OPEN HOLE OF STT
Аннотация. Статья посвящена одному из важнейших процессов разработки нефтяных и газовых месторождений - опробыванию в открытом стволе КИИ. Описаны основные технологические этапы и риски при проведении таких работ. Дана характеристика испытательного инструмента на трубах КИИ в скважине. Благодаря этому процессу оцениваются фильтрационные свойства и характер насыщения пластов с неоднозначными характеристиками, подтверждается или опровергается характер насыщения пластов на месторождениях с известным положением ВНК и ГНК, кроме того, оцениваются гидродинамические параметры этих пластов, определяется герметичность колонн и цементных мостов.
Abstract: The article is devoted to one of the most important processes of oil and gas fields development - testing in the open shaft of the Research Institute. The main technological stages and risks during such works are described. The characteristics of the test tool on the KII pipes in the well are given. Due to this process filtration properties and nature of saturation of strata with ambiguous characteristics are evaluated, the nature of saturation of strata at deposits with known position of HSC and HSC is confirmed or refuted, besides, hydrodynamic parameters of these strata are evaluated, tightness of columns and cement bridges is deter
Ключевые слова. опробывание, открытый ствол КИИ, скважина, пакер, затрубное пространство, пласт, давление.
Key words: testing, open shaft of research and development system, well, packer, annular space, formation, pressure.
Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.
В необсаженых скважинах, в процессе бурения, испытания пластов выполняются с целью оценки фильтрационных свойств и характера насыщения пластов с неоднозначными характеристиками, исключения пропуска продуктивных объектов, оценки подтверждения характера насыщения пластов на месторождениях с известным положением ВНК и ГНК и оценки гидродинамических параметров этих пластов, которые необходимы для проектов по разработке залежей.
В скважинах, обсаженных колонной, основными объектами испытания являются перфорированные интервалы. Работы проводят с целью освоения объектов эксплуатации, интенсификации добычи нефти и получения гидродинамических параметров пласта. Испытания пластов также проводятся с целью определения герметичности колонн и цементных мостов при наличии обоснованных подозрений на их отсутствие [0].
Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождения обычно содержит несколько продуктивных пластов, некоторые из этих пластов перекрываются промежуточными обсадными колоннами. В следствие чего возникает необходимость испытания этих пластов сразу после вскрытия, так как при последующих операциях их испытание становится невозможным. Испытатели пластов применяются также и в разведочном бурении в тех случаях, когда решается вопрос о целесообразности спуска эксплуатационной обсадной колонны при вскрытии проектного горизонта [0].
В комплект испытательных инструментов входят (рис. 1):
- Испытатель пласта (ИПГ - испытатель пластов гидравлический). Основные его узлы - гидравлическое реле времени, клапанный узел, камера для отбора проб;
- Запорно-поворотный клапан (ЗПК), устанавливаемый над ИП;
- Ясс гидравлический для обеспечения снятия пакера после испытания пласта;
- Клапан циркуляционный;
Пакер;
- Металлическая опора пакера, включающая фильтр и переводник для установки глубинных приборов. Глубинный приборы в специальных переводниках размещаются и выше пакера.
В комплект испытательных инструментов может входить и безопасный замок, который применяется в случае возникновения необходимости отсоединения бурильного инструмента от пакера.
Рис. 1. Схема компоновки испытательных инструментов на трубах КИИ в скважине:
1, 3 - регистрирующие манометры; 2 - испытуемый пласт: 4, 9 - бурильные трубы; 5 - переводник для установки приборов; 6 - клапан циркуляционный; 7 - клапан запорный поворотный; 8, 11 - испытатели пластов с гидравлическим реле времени; 10 - переходник для установки приборов: 12 - ясс; 13 - пакер; 14 - фильтр; 15 - бурильные трубы; 16 -
заглушка
Клапанный узел испытателя пластов включает устройство, содержащее уравнительный и приемный клапаны. Узел сложен таким образом, что открытому положению уравнительного клапана соответствует закрытое положение приемного клапана [0].
Уравнительный клапан служит для перетока жидкости из-под пакерного пространства в надпакерное при спуске КИИ и в обратном направлении при подъёме.
Без уравнительного клапана в первом случае может происходить нагнетание бурового раствора в пласты, а во втором - поршневание пластовой жидкости, что может привести к нефтегазопроявлению.
Приемный клапан открывается благодаря реле времени через 1-5 минут после передачи сжимающей нагрузки на ИП от посадки пакера на металлический упор и служит для пропуска пробы из пласта в ИП. Замедленное срабатывание выпускного клапана предохраняет его от случайного открытия при спуске ИП в скважинах, осложненных уступами.
Запорно-поворотный клапан предназначен для закрытия скважины после проведения притока для записи кривой восстановления давления (рис. 2).
Посадка пакера
Снятие пакера
Время, ч
Рис. 2. Карта давлений
Для закрытия клапана необходимо сделать 15 оборотов бурильного инструмента (вправо). При разработке ИГП необходимо учитывать, что проба нефти или газа в испытателе пласта после закрытия ПЗК находится под давлением.
Циркуляционный клапан предназначен для осуществления прямой или обратной циркуляции сообщением внутренней полости бурильных труб с затрубным пространством. Его открывают, когда возникает необходимость выдавливания из бурильных труб набранной пробы из пласта после закрытия запорно-поворотного клапана, перед подъемом бурильного инструмента или в случае аварийной ситуации. Открытие клапана осуществляется за счет создания определенного избыточного внутреннего давления в зоне гидравлического клапана или с помощью сбрасывания с устья скважины трубки весом 6-10 кг (механический клапан) (рис. 2). Существуют и другие конструкции открытия циркуляционного клапана [0].
В случаях, когда возникает опасение прихвата КИИ в месте пакера или в месте его металлического упора над пакером, бурильный инструмент отсоединяется от пакера в месте безопасного замка.
Штуцера в испытательном оборудовании устанавливаются для снижения мгновенной депрессии в подпакерной зоне в момент открытия выпускного клапана. Если породы под пакером не устойчивы, то в момент мгновенной депрессии может возникнуть обвал.
Испытание пластов в открытом стволе обычно проводится после их вскрытия. Оно должно проводиться на хорошо химически обработанном буровом растворе с минимальной водоотдачей. После вскрытия пласта проводится промывка скважины, а также тщательная проработка мест посадок и уступов. Отметим, что сборка комплекта испытательных инструментов проводится под геофизическим контролем.
Спуск испытательных инструментов проводится плавно без резких остановок, посадок и без поворота бурильного инструмента. Все замковые соединения бурильных труб необходимо крепить таким образом, чтобы
обеспечить их герметичность (перед спуском бурильные трубы должны опресовываться). Если бурильные трубы заполняются водой, то для устранения возможности засорения каналов ИК, первые две нижние свечи должны быть заполнены неутяжеленным химически обработанным глинистым раствором [0].
Частичной разгрузкой колонны создают сжимающую нагрузку на испытательное оборудование и пакер. Под действием этой нагрузки резиновый элемент пакера сокращается по длине, увеличивается в диаметре и изолирует надпакерную часть скважины от подпакерной. Через интервал времени в 30-120 секунд закрывается уранительный клапан и открывается впускной (рис. 3б). Момент нормальной распакеровки фиксируется на устье по показаниям индикаторов веса. Если в затрубном пространстве резко начинает снижаться уровень бурового раствора - распакеровку повторяют.
После завершения испытания инструмент медленно поднимают, совершая при этом остановки в 1,5-2 минуты. В первую очередь уменьшают нагрузку на пакер натяжкой инструмента, при этом испытатель пластов растягивается, приемный клапан закрывается, а уравнительный открывается (рис. 3а). После открытия уравнительного клапана гидравлическая нагрузка на пакер снижается за счет того, что гидростатическое давление столба жидкости в скважине становится равным подпакерному давлению. Затем осуществляется попытка срывания пакера натяжкой бурового инструмента в пределах допустимых нагрузок [0].
Рис. 3. Схема компоновки трубного испытателя с опорой на забой:
а - спуск испытателя, открыты каналы с уравнительного клапана; б - приток из пласта в трубы, открыты каналы d впускного клапана; в - восстановление забойного давления, закрыты каналы f запорного клапана; 1 - опоры резинового элемента пакера; 2 - резиновый элемент; 3 - ствол; 4 - нажимная втулка; 5 - головка впускного клапана; 6, 11, 17 - втулки; 7,
12 - штоки; 8 - гидроцилиндр; 9 - секционный поршень; 10 - запирающая пробка; 13 -корпус ЗПК; 14 - корпус КЦ; 15 - пробка; 16 - срезаемая шпилька; 18 - пружина; 19 - штифт
При несоблюдении технологического процесса проведения испытания скважины в открытом стволе в процессе бурения испытателями пласта (КИИ) нередко случаются аварии, последствия которых могут привести к необходимости ликвидации скважины. Наиболее часто такие аварии связаны с
прихватом бурильного инструмента, особенно в интервале пакера и его упора, где на пласт создается депрессия. Может произойти и потеря контроля за притоком нефти или газа из пласта, а затем и открытый приток.
Технология опробования скважин в открытом стволе КИИ является важным этапом при строительстве скважины и ввода ее в эксплуатацию. Совершенствуясь и развиваясь, она близится к минимизации возможности возникновения аварий, что позволит сократить продолжительность этой операции и в то же время ускорит ввод в эксплуатацию новых месторождений.
Библиографический список:
1. Войтенко, В.С. Управление горным давлением при бурении скважин. // В.С. Войтенко - М: Недра, 1985. С. 12-38.
2. Демихов, В.И, Контрольно-измерительные приборы при бурении скважин. / В.И. Демихов, Леонов А.И. - М. Недра, 1980. С. 113-150.
3. Дмитриев, В.И., Станция оперативного геолого-технического контроля и оптимизации бурения скважин на нефть и газ: Обзор. инфор. / В.И. Дмитриев Л.Г. Шраго // Сер. Техника и технология геологоразведочных работ, организация производства. - М., 1989.
4. Исаев, Л.К. Метрологические аспекты испытаний и контроля/Л.К. Исаев., АА. Черноярский, М.А. Земельман, М.А. Головашкин, И.А. Бикбулатов//Измерительная техника. - 1981. - №3. С. 51-63.
5. Погарский, А.А. Оптимизация процессов глубокого бурения / А.А. Погарский, К.А. Чефранов, О.П. Шишкин - М.: Недра, 1981. С. 98-123
© Н.В. Черных, А.П. Даньшина, А.П. Швырев, 2020
