Технологія випробування пластів

Перед початком спуску КВІ у свердловину у підготовленні глибинні манометри та термометри вставляють годинникові механізми і перевіряють наявність чистих бланків для запису діаграм тисків і температур. Під час підготовки окремих вузлів КВІ до опускання вимірюють їх довжину, після чого визначають необхідну довжину колони труб. Комплект інструментів збирають у такому порядку, як показано на рисунку 2.5. Різьбові з’єднання вузлів КВІ та бурильних труб додатково ущільнюють консистентними мастилами або гумовими кільцями і докріплюють машинними ключами. Під час опускання КВІ у свердловину слідкують за рівнем рідини у кільцевому просторі, пониження якого буде свідченням негерметичності одного з вузлів або з’єднання колони труб. При незначних посадках інструмента під час опускання не дозволяється витримувати його у розвантаженому стані більше 15-20 с, щоб не допустити передчасного відкриття впускного клапана гідравлічного випробувача пластів. Для виключення передчасного закриття запірно-поворотного клапана не допускається обертання бурильного інструмента у свердловині у момент його посадки.

Довжину колони труб вибирають з такого розрахунку, щоб при досягненні КВІ вибою, остання свічка була на 3-4 м вище стола ротора, або у випадку випробування через квадрат, його верхній кінець був на 5-7 м вище стола ротора, для забезпечення ходу при створенні заданого навантаження на пакер під час пакерування. В процесі опускання КВІ у свердловину в колону труб доливають розрахункову кількість рідини, для забезпечення заданої величини депресії у системі ”пласт-колона труб”.

Для виключення засмічення прохідних каналів випробувача пластів, запірно-поворотного клапана і циркуляційного клапана твердими частинками (частинки гірських порід, обважнювач) першу свічку над циркуляційним клапаном заповнюють якісною промивальною рідиною або водою. Після досягнення необхідної глибини спуск інструменту припиняють і виконують обв’язку устя свердловини в порядку вказаному в пункті 2.5.

Технологічна схема роботи КВІ під час випробування пластів показана на рисунку 2.18. На позиції І зображено процес спуску КВІ у свердловину. Для зменшення гідравлічного опору під час опускання промивальна рідина циркулює по кільцевому простору пакер-стінки свердловини, а також через отвори фільтра – внутрішню порожнину пакера – зрівноважувальний клапан, який знаходиться у відкритому положенні. Впускний клапан гідравлічного випробувача пластів і циркуляційний клапан закриті, а запірно-поворотний відкритий.

Після опирання направляючого башмака на вибій вагою колони труб створюють стискуюче навантаження на комплект випробувального інструменту. Під дією цього навантаження гумовий елемент пакера, скорочуючись по довжині, збільшується в діаметрі, притискується до стінок свердловини і ізолює випробуваний інтервал, який знаходиться нижче пакера від решти частини свердловини. В подальшому навантаження (стискуюче) ще збільшують і воно передається на решту вузлів КВІ. Розпочинає спрацьовувати гідравлічне реле часу гідравлічного випробувача пластів і почергово спочатку закривається зрівноважувальний клапан, після чого відкривається впускний клапан. З цього моменту розпочинається перший відкритий період випробування (позиція ІІ). Після відкриття впускного клапана тиск під пакером стає рівний гідростатичному тиску стовпа рідини, яка залита в колону труб. При цьому манометри, які встановлені у фільтрі, зафіксовують пониження тиску. З цього моменту необхідно спостерігати за рівнем рідини у кільцевому просторі, швидке пониження якого свідчить про негерметичність пакерування і поступання промивальної рідини із затрубного простору через фільтр і впускний клапан в порожнину колони труб.

Потрібно мати на увазі, що після відкриття впускного клапана осьове навантаження на пакер різко зростає оскільки сила від тиску стовпа промивальної рідини в кільцевому просторі над пакером значно перевищує силу протитиску зі сторони підпакерного простору, яка обумовлена тиском стовпа рідини в колоні труб. Тому під впливом додаткової осьової гідравлічної сили можливе проковзування пакера по стінках ствола свердловини і, як наслідок, закриття впускного клапана. Таке просідання пакера можливе також, коли жорсткість хвостовика недостатня, або башмак на вибої опертий не на тверду породу, а на осад, що накопичився з промивальної рідини. Про просідання пакера свідчить збільшення навантаження на гаку після відкриття впускного клапана. Якщо таке просідання пакера розпочалось, то колону труб додатково навантажують з таким розрахунком, щоб навантаження на гаку залишалось на тому ж рівні, який був перед відкриттям впускного клапана.

Якщо пакерування герметичне, то колону труб і КВІ залишають в стані спокою на час першого відкритого періоду, тривалість якого залежить від поставлених завдань дослідження, стану ствола свердловини і інтенсивності припливу пластового флюїду. В будь-якому випадку тривалість цього періоду повинна бути більшою за такий проміжок часу, який необхідний для повного витіснення залишків промивальної рідини з підпакерного простору і можливої декольматації присвердловинної частини пласта. Його тривалість вибирають в межах 20-60 хв; зі зменшенням інтенсивності припливу флюїду цей час збільшують; зі зменшенням стійкості стінок свердловини – зменшують.

Інтенсивність припливу пластового флюїду оцінюють декількома способами:

- швидкістю виходу повітря з колони труб, яке витісняється пластовим флюїдом і вимірюється лічильником або витратоміром;

- візуально, коли лінію від устьового обладнання опускають у ємність з водою і бульбашки повітря проходять через неї;

- шляхом вимірювання тиску на усті при закритій засувці.

Якщо пакерування негерметичне, потрібно спробувати провести повторне пакерування, шляхом зняття пакера і повторної посадки. Однак, як свідчить практика проведення робіт, така операція рідко буває успішною. В такому випадку інструмент підіймають зі свердловини і роблять повторний рейс, зі зміною місця пакерування та використання двох пакерів замість одного.

По закінченні першого закритого періоду зменшують навантаження на КВІ на 50-70 кН і ротором обертають колону труб вправо на 10 обертів, закриваючи таким чином запірно-поворотний клапан. Після закриття клапана припиняється приплив пластового флюїду в колону труб і розпочинається перший закритий період (позиція ІІІ). В такому положенні пластовий флюїд під запірно-поворотним клапаном стискується до тиску, який приблизно дорівнює пластовому. Це підвищення тиску повинні зафіксувати манометри, які встановлені у фільтрі, а ця лінія на діаграмі називається кривою відновлення тиску першого закритого періоду (КВТ-1). Для отримання якісного запису КВТ-1, яка б годилась для визначення гідродинамічних параметрів пласта, тривалість закритого періоду випробування повинна бути в 3-5 разів більша тривалості відкритого періоду випробування, але не менше 25-35 хв.

Після закінчення першого закритого періоду колону труб обертають на 10 обертів вправо, відкриваючи запірно-поворотний клапан. При цьому колона труб знову з’єднується з підпакерною зоною і розпочинається другий відкритий період випробування (позиція IV). Тиск у підпакерній зоні різко понизиться до величини, що відповідає тиску стовпа рідини в колоні труб, а потім в міру припливу пластового флюїду в труби, розпочинає зростати. Тривалість цього періоду, який часто називають “стоянням на припливі”, може бути від 0,5 до декількох годин у залежності від інтенсивності припливу флюїду та стану ствола свердловини.

По закінченні часу другого відкритого періоду колону труб обертають вправо на 10 обертів, запірно-поворотний клапан закривається і з цього моменту розпочинається останній період випробування, який називається другим закритим. Положення вузлів та клапанів аналогічне, як і при першому закритому періоді (позиція ІІІ), а тривалість другого закритого періоду не повинна бути меншою за тривалість першого. Під час другого закритого періоду флюїд під запірно-поворотним клапаном знову стискується до тиску, який відповідає пластовому, що фіксують манометри, встановлені у фільтрі. Лінія, що записана на діаграмі під час цього періоду випробування, називається кривою відновлення тиску другого закритого періоду (КВТ-2).

По закінченні цього періоду випробування вважається завершеним і приступають до підіймання КВІ зі свердловини. Для цього поступово натягують колону труб з таким розрахунком, щоб сила ваги колони та КВІ була передана на буровий гак і очікують 2-3 хв. За цей час спрацьовує гідравлічне реле часу і закривається зрівноважувальний клапан, вирівнюючи гідростатичний тиск під пакером та над пакером (позиція V). Після цього приступають до зняття пакера з місця пакеровки. Пакер необхідно знімати поступовою натяжкою колони труб, яка на 10-15% більша ваги інструмента перед встановленням пакера. Якщо після цього пакер не звільняється, натяжку повторюють із зупинками на 2-3 хв. до допустимих меж. Якщо результату не досягнуто, то інструмент залишають під натяжкою на 10-15 хв. Зупинки і витримки часу необхідні для того, щоб не зруйнувати гумовий елемент пакера, оскільки після затікання гуми в зазори він не відразу повертається у вихідне положення. Якщо натяжка інструменту досягає значної величини і він не звільняється, то його розходжують. При розходжуванні інструмента не допускається тривалої дії стискуючого навантаження на КВІ (більше 30 с) щоб виключити можливість відкриття впускного клапана. Якщо при простому розходжуванні інструмент не звільнюється, застосовують розходжування у комбінації з обертанням колони труб ротором. Гідравлічний яс створює серію ударів у осьовому напрямку, сприяючи звільненню інструмента. Звільнивши пакер, КВІ підіймають з свердловини. У разі необхідності вимивання флюїду (нафти), що поступив у колону труб, підвищенням тиску відкривають циркуляційний клапан і вимивають флюїд на поверхню прямою чи зворотною циркуляцією (позиція VI), після чого підіймають інструмент з свердловини. Під час підіймання у кільцевий простір постійно доливають промивальну рідину.

Якщо інструмент підіймають без відкриття циркуляційного клапана, то реєструють довжину труб, які виявились порожніми, заповненими промивальною рідиною, фільтратом, нафтою, і визначають об’єми піднятих пластових рідин і газів. У процесі підіймання відбирають проби пластових флюїдів, а також визначають зміну їх густин в залежності від номера піднятої свічки, тобто від об’єму видобутої рідини. Після підіймання інструмента з глибинних манометрів виймають бланки і на їх зворотному боці записують такі дані:

- назву площі і номер свердловини;

- дату проведення робіт і номер спуску КВІ;

- тип глибинного манометра і номер годинникового механізму;

- глибину встановлення манометра;

- інтервал випробовуваного об’єкта.

На проведену роботу складають акт встановленої форми, а відібрані проби пластового флюїду направляють у лабораторію для аналізу. Акти і бланки діаграм направляють у групу інтерпретації для визначення геологічних та фізичних параметрів випробовуваного об’єкта, а також роблять висновок про якість проведення робіт та необхідність їх повторення.

Експрес-оцінка результатів для з’ясування необхідності продовження випробування об’єкта є необхідним технологічним процесом і полягає в наступному:

- виясняють за бланками діаграм хід процесу відкриття впускного клапана, а також відкриття-закриття запірно-поворотного клапана під час випробування;

- оцінюють за діаграмами якість запису кривих припливу флюїду та кривих відновлення тиску;

- якщо аналіз результатів свідчить про неполадки при відкритті-закритті клапанів або про негерметичність пакерування, або про негерметичність колони труб, або про відсутність відбору проби пластового флюїду, випробування необхідно повторити, усунувши попередньо виявлені неполадки;

- якщо отримані результати характеризують пласт як ”сухий”, але він складений карбонатними породами і за геофізичними дослідженнями може бути колектором нафти чи газу, то такий пласт піддають кислотній обробці і повторюють випробування;

- якщо за результатами випробування встановлено, що тиск на вибої нижче тиску насичення нафти газом або дебіти та депресії вищі за критичні значення, то з метою точнішого визначення параметрів пласта випробування повторюють при лінійному законі фільтрації і тиску, вищому за тиск насичення. Для цього змінюють протитиск на пласт зміною діаметра штуцера гідравлічного випробувача пластів та зміною висоти стовпа рідини в колоні труб.

У разі потреби та при наявності відповідних можливостей випробування одного і того ж пласта доцільно проводити два, три рази при різних значеннях депресії. Таким шляхом можна якісніше очистити приствольну зону пласта від забруднення компонентами промивальної рідини і отримати точніші дані для розрахунку колекторських та фільтраційних властивостей пласта.