Застосування поверхнево-активних речовин 2 страница

Дегазована і очищена від шламу промивна рідина повторно використовується при бурінні в замкнутій системі циркуляції.

В ГСЦ передбачаються контроль и реєстрація витрати і тиску промивної рідини 12 і 6 в нагнітальному маніфольді і на виході із свердловини. Скидання шламу із сепаратора 1 і надлишку промивної рідини в амбар 19 здійснюється через засувки 20, а скидання газу через ДЗУ 4 — на факельну лінію. Устя свердловини 14 по трубопро­водах 15 и 11 обв’язується с викидною лінією аварійним и робочими відводами і стандартним блоком дроселювання 18. Лінія 16 служить для доливання свердловини. Промивна рідина із ємкості 2 поступає через ДЗУ 22 на всмоктувальну лінію бу­рових насосів по трубопроводу 21. Передбачене також скидання рідини в ємкості 10 стандартної циркуляційної системи через ДЗУ 23. На усті свердловини разом з ПВО встановлюється обертовий превентор 13. Дозувальний насос 9 служить введення в всмоктувальну частину ГЦС необхідних хімічних реагентів.

10.7.4. Буріння з промиванням піною

Завдяки успіхам, яких досягнуто в області вивчення властивостей пін та методів регулювання їх параметрів, ці газорідинні суміші (ГРС) все більше знаходять застосування при бурінні нафтових і газових свердловин в умовах АНПТ.

Ефективність використання пінних систем полягає в наступному:

• густину піни легко можна регулювати в широкому діапазоні;

• при використовуванні піни можливе регулювання вибійного тиску в широкому діапазоні завдяки зміні ступеня аерації і тиску на усті свердловини;

• піна погано проникає в пористе середовище, через що можна здійснювати буріння і розкриття пластів при коефіцієнтах аномальності (0,7 — 0,1) і при цьому добре зберігається природна проникність продуктивного пласта;

• висока утримуюча здатність пін по відношенню до вибуреної породи дозволяє вести

буріння при незначних витратах піноутворюючої рідини і газу;

• використовування пін при бурінні скорочує час освоєння свердловини і вихід її на заданий режим роботи.

Позитивний досвід застосування піни для проводки свердловин в інтервалах катастрофічних поглинань і розкриття пластів з АНПТ накопичений в США, Канаді, Росії, Лівії та інших районах Земної кулі [4,7].

Останнім часом в якості промивної рідини використовуються дво- та трифазні піни.

Процес розкриття пласта з промиванням піною здійснюється за наступною технологією (рис. 10.4). Готується піноутворююча рідина (її об’єм повинен відповідати двом об’ємам свердловини) заданого складу в ємностях 10 циркуляційної системи. Ця рідина насосом 9 подається в блок приготування піни 8 з одночасним нагнітанням в нього компресором 6 інертного газу (азоту, вихлопних газів дизелів бурових установок). Для цієї мети заборонено використовувати повітря.

1 — хрестовина; 2 — плашкові превентори; 3 — обертовий превентор; 4 — первинні прилади контролю витрати і тиску робочого агента; 5 — станція геолого-технологічного контролю; 6 — компресор; 1 — зворотний клапан; 8 — блок приготування піни; 9 — буровий насос; 10 — мірні ємності;11 — засувка; 12 — блок очищення і руйнування піни (БОРП); 13 — вібросита;14 — компоновка низу бурильної колони (КНБК);15 — породоруйнівний інструмент Рисунок 10.4 – Принципова схема розміщення бурового обладнання при бурінні з промиванням піною

Утворена піна під тиском через бурильну колону та КНБК 14 закачується в свердловину. Після заповнення свердловини піною на усті створюється надлишковий тиск 0,5-0,7 МПа і здійснюється пробна циркуляція з метою випробування вузлів та елементів наземної частини замкнутої системи циркуляції. Буріння починають після досягнення оптимального співвідношення технологічних параметрів промивання в її наземній частині. Параметри промивання свердловини контролюються та регіструються станцією 5 з контрольно-вимірними приладами.

Піна, що використовується при бурінні свердловини, самовільно не руйнується протягом довшого часу. Тому, потік піни, що виходить з свердловини, через відвід обертового превентора 3 і буровий шланг високого тиску поступає в спеціальний блок очищення і руйнування піни (БОРП) 12.

В фільтрі грубого очищення БОРП проходить відділення крупних фракцій вибуреної породи з пінного потоку. Скидання накопиченого шламу в амбар прово­диться в період зупинки циркуляції. Піна, очищена від крупних частинок вибуреної породи, попадає в циклонні сепаратори БОРП, де проходить додаткове очищення її від шламу. Піна поступає в аератор БОРП, де проходить насичення її інертним газом, що нагнітається компресором низького тиску, та руйнується на складові фази в вертикальному сепараторі-каплевідбійнику БОРП 12. Піноутворююча рідина із вертикального і циклонного сепара­торів стікає в ємкість-відстійник і дальше на вібросита 13, а газ видаляється в атмосферу. Пройшовши вібросита и жолоб, піноутворююча рідина попадає в прийомну ємкість бурового насоса, і цикл повто­ряється.

На період нарощування бурильної колони зупиняють компресори, пізніше насос. Закачування піноутворюючої рідини припиняється після протискування її в бурильну колону через зворотний клапан, який встановлюється під час спуску інструмента на останній трубі. Закривається кульовий кран на ведучій трубі, і проводиться її відгвинчування і нарощування бурильної колони. Для запобігання можливих ускладнень при підйомі колони бурильних труб з герметизованим устям про­водять технологічну операцію по тимчасовому блокуванню продуктивного пласта, а підйом здійснюють з відкритим устям. При підйомі бурильного інструмента с герметичним устям тиск на усті повинен бути не більше 3,5 МПа.

Проте при використанні двофазних пін необхідно відзначити наступне:

• із-за відсутності глинистої кірки на стінках свердловини піноутворююча рідина взаємодіє з породами відкритого стовбура, що викликає їх ущільнення і подальше обвалювання цих стінок;

• в силу невисокої стійкості двофазна піна швидко руйнується не тільки на поверхні, але й в свердловині. Тому при припинені циркуляції під час нарощування або проведенні СПО двофазна піна руйнується в стовбурі свердловини, і в привибійній накопичується вода, оброблена ПАР;

• при відновленні циркуляції після проведення СПО в при вибійну зону свердловини проникає піноутворююча рідина, яка викликає набухання глинистого цементу породи — колектора.

З метою попередження таких недоліків слід використовувати трифазні піни, які є більш стійкими і не руйнуються як на поверхні, так і в свердловині, утворюючи глинисті кірки, що попереджує виникнення ускладнень при бурінні і розкритті продуктивного пласта.

Слід відзначити, що в порівнянні з свердловинами, що були пробурені в однакових гірничо-геологічних умовах з використанням глинистого розчину, використовування пін при розкритті (бурінні) продуктивних пластів з АНПТ дозволяє не тільки уникнути поглинань, а збільшити механічну швидкість буріння в 3,6 — 5 разів, проходку на долото в 2,7 — 4,3 рази, скоротити терміни освоєння свердловин, а саме головне - збільшити їх продуктивність в 3 — 3,5 рази.

10.7.5. Буріння з продуванням газами

Застосування газів при бурінні свердловин дозволяє:

• бурити в інтервалах катастрофічних поглинань промивної рідини;

• підвищити якість розкриття продуктивних пластів;

• збільшити механічну швидкість і проходку на долото.

Так, при бурінні інтервалів ряду свердловин з продуванням повітрям і промиванням глинистим розчином на деяких родовищах об'єднання «Укрнафта» проходка на долото зросла в 8,14 рази, а механічна швидкість — в 2 — 5 разів.

В даний час використання газу в процесі буріння має високу ефективність при буріння стійких інтервалів гірських порід, в яких відсутні інтенсивні водонафтогазопрояви. Але використання повітря при розкритті газоносних пластів стримується по ряду причин, основною з яких являється можливість появи ускладнень і аварій, які пов’язані з внутрішньосвердловинним загоранням горючих сумішей, які утворюються в умовах газопроявів.

Аналіз робіт вітчизняних і зарубіжних дослідників показав, що процес запалювань внутрішньосвердловинних пластових вуглеводневих флюїдів при бурінні стовбура з продуванням повітрям, а також проблема нейтралізації сильно токсичних газів, що зустрічаються в розрізі, недостатньо вивчені.

Проблема заміни повітря інертними газами при бурінні свердловин до останнього часу рішалося шляхом використання рідкого або газоподібного азоту.

Результатом розробки з'явилися деякі модифікації установок для освоєння свердловин з використанням вихлопних газів ДВЗ.

10.7.6. Буріння свердловин на депресії

Буріння свердловин при наявності вільного припливу пла­стового флюїду в свердловину (при депресії на пласт) ефек­тивно як в умовах АВПТ, так и при розкритті продуктив­них пластів з пониженими тисками. В умовах АНПТ можна бурити на депресії з промиванням піною і аерованою рідиною, а також продуванням ­газом або туманом.

Аналізуючи зарубіжний досвід проводки свердловин на депресії, можна відзначити, що основний об’єм виконання таких робіт проходить на нафтових родовищах.

В даний час розроблені технології та спеціальне технологічне обладнання, що дозволяє проводити буріння свердловин в умовах, коли в процесі промивання свердловини можна досягти максимальної депресії на продуктивний пласт до 7,0 МПа. Надлишковий тиск на усті не повинен перевищувати 14,0 МПа.

Застосування технології буріння на депресії і рівновазі тисків в системі свердловина — пласт починається після монтажу та випробування на герметичність противикидного і іншого спеціального обладнання. Схема обв’язки устя свердловини при бурінні на депресії приведена на рис. 10.5.

1 — превентор з глухими плашками; 2 — превентор з трубними плашками; 3 — превентор універсальний; 4 — обертаючий превентор; 5 — блок ре­гулювання тиску на усті свердловин; 6 — пульт управління блоком дроселювання; 7 — блок глушіння і дроселювання; 8 — сепаратор; 9 — блок очищення; 10 — маніфольд діаметром 100 мм Рисунок 10.5 – Схема розміщення і обв’язки обладнання при бурінні свердловини на рівновазі тисків і депресії в системі свердловина-пласт

При виконанні першого рейсу долота після виходу з-під башмака обсадної колони визначаються:

• пластовий тиск за даними буріння;

• максимальне допустиме значення тиску у відкритому стовбурі (гідроопресування стовбура свердловини на тиск початку поглинання);

• сила опору гумовометалевого ущільнювача обертового превентора;

• залишковий тиск в маніфольді після зупинки циркуляції;

• гідравлічні опори в затрубному просторі.

На основі уточнених даних здійснюються:

• оперативний прогноз градієнтів пластового тиску і тиску початку поглинання;

• корекція значення густини бурового розчину;

• корекція показів ГІВ.

Для надійного раннього виявлення припливу флюїду з пласта при бурінні в умовах депресії необхідний постійний контроль за наступними технологічними параметрами:

• тиск бурового розчину на вході в свердловину;

• температура бурового розчину на вході в свердловину;

• витрата бурового розчину на вході в свердловину;

• тиск бурового розчину на виході з свердловини;

• температура бурового розчину на виході з свердловини;

• витрата бурового розчину на виході з свердловини;

• вага інструменту на гаку;

• обертовий момент на роторі;

• подача долота на вибій.

Основними ознаками входу в інтервал з АВПТ є:

• збільшення механічної швидкості буріння і розміру шламу, що виноситься на денну поверхню;

• поява затягувань і посадок бурильного інструменту;

• підвищення крутного моменту при обертанні бурильного інструменту;

• збільшення тиску на стояку.

При появі таких ознак слід уточнити значення порового тиску, відкоректувати густину бурового розчину, пропрацювати привибійну частину стовбура до усунення затягувань і продовжити поглиблення свердловини.

При значній розбіжності проектних і фактичних умов буріння необхідно виконати комплекс ГДС для уточнення гірничо-геологічних умов.

Під час механічного буріння густина бурового розчину знижується. Перед підйомом бурильного інструменту густина бурового розчину підвищується до нормативної. Перехід на розчин іншої густини здійснюється двома способами:

• за допомогою закачування розчину більшої густини;

• за допомогою схеми циркуляційної системи, яка забезпечує регенерацію бурового розчину і використання продуктів регенерації для його обважнення. Зниження густини забезпечується гідро циклонною установкою. При цьому буровий розчин необхідної густини поступає в прийом­ний мірник бурового насоса, а важчий — в спеціальну ємкість. Перед підйомом бурильної колони циркулюючий буровий розчин дообважнюється до початкової густини за рахунок добавляння важчого розчину із спеціальної єм­кості. Введення важчого розчину здійснюється після віб­росит. Якщо під час нарощування залишковий тиск в маніфольді Р_зал вище початкового Р_поч, то уточнюється градієнт пластового тиску і коригується густина бурового розчину.

При бурінні і капітальному ремонті свердловин в умовах депресії на пласт одними з найвідповідальніших операцій є спуск і підйом інструменту.

При проведенні СПО або інших робіт без промивання свердловини виникає необхідність заповнювати свердловину більш важкою промивною рідиною, для чого на буровій має бути необхідний запас промивної рідини в ємкостях, зв’язаних з прийомом бурових насосів.

У другій половині ХХ сторіччя, завдяки використовуванню серійного гідрообладнання і накопиченому досвіду проектування гідроприводів різних механізмів нафтопромислів, вдалося розробити зразки установок, що відповідають сучасним вимогам технології буріння і ремонту свердловин під тиском.

Використовування установок з безперервними трубами (УБТ) повністю не вирішує проблему СПО під тиском. Разом з тим, такі труби можна використовувати тільки для буріння свердловин середнього і малого діаметрів, оскільки максимальний зовнішній діаметр гнучкої труби не перевищує 60,3 мм. Крім того, для кріплення свердловин в даний час застосовуються тільки труби,які згвинчують або зварюють під час комплектування обсадних колон. Тому проблема СПО при бурінні, кріпленні і ремонті свердловин великого діаметру при надмірному тиску на усті залишається актуальною і вимагає швидкого рішення.

При підйомі інструменту через герметичне устя, тиск на усті і є єдиним чинником, контролюючим вибійний тиск. Проте при розкритті газового пласта може відбутися підйом газової пачки і підвищення тиску на усті до значення, близького до подвоєного пластовому тиску.

З метою стабілізації процесу СПО, заздалегідь в розкритий інтервал закачують пачку стійкої трифазної піни, потім в’язкопружну розділову (буферну) пачку і вище промивну рідину [15]. Надмірний тиск піднімають до значення, яке в сумі з вагою стовпів промивної, буферної рідин і піни забезпечуватиме рівновагу тиску на крівлі розкритого газового пласта.

У міру підйому труб надмірний тиск на усті падатиме, і на крівлі пласта створюватиметься депресія. Для попередження накопичення газової пачки в свердловині періодично або безперервно в затрубний простір необхідно підкачувати промивну рідину з метою підтримки устєвого тиску на заданому рівні.

При спуску бурильної колони тиск на усті в закритій свердловині ростиме. Тому необхідно періодично випускати рідину із затрубного простору.

10.8. Вибір конструкції привибійної зони свердловини

Більшість родовищ нафти і газу відрізняються одне від одного за своїми характеристиками і можуть складатися з одного або декількох продуктивних горизонтів, мати як аномально високі, так і аномально низькі пластові тиски.

Пристовбурна зона може бути складена стійкими або нестійкими породами, мати різну тенденцію до забруднення при контактуванні з промивними рідинами або цементними розчинами тощо. Тому при розкритті і кріпленні продуктивних пластів мають бути враховані всі можливі фактори, щоб забезпечити максимальні робочі дебіти свердловин, не погіршуючи властивостей колектора. Промислова практика показує, що вибір конструкції привибійної зони свердловини відіграє важливу роль у досягненні цієї мети.

10.8.1. Типові конструкції привибійної зони свердловини

Усі відомі типи конструкцій привибійної зони свердловини можна класифікувати за двома ознаками:

• за способом входження в продуктивну зону;

• за способом кріплення цієї зони.

За способом входження в продуктивну зону розрізняють два основних методи:

1) розкриття продуктивного пласта проводиться безпосередньо після буріння верхнього інтервалу на тій же промивній рідині без кріплення останнього. Після розкриття продуктивного пласта у свердловину спускають експлуатаційну колону, цементують і проводять вторинне розкриття – перфорацію (рис. 10.4,а,б,в). Якщо продуктивна зона обладнується фільтром, то цементування свердловини здійснюється вище продуктивної зони (рис. 10.4,г);

2) до первинного розкриття продуктивної зони приступають після того, як свердловина пробурена, закріплена і зацементована до покрівлі продуктивного пласта (рис.10.4,д,е,є,ж,з,и). Перед розкриттям продуктивної зони промивна рідина може бути замінена на іншу, яка би відповідала умовам пласта.

На рис.10.4,і,ї показані варіанти комбінованої конструкції вибою, за якими експлуатаційна колона перекриває тільки верхню частину продуктивної зони.

Цей спосіб входження в продуктивну зону несе в собі ознаки як першого способу (верхня частина продуктивної зони), так і другого (нижня частина).

За способом кріплення продуктивної зони можна виділити три основні типи конструкції привибійної зони:

1. Конструкція з закритою привибійною зоною, при якій зацементована обсадна колона (рис. 10.4,а,б,в), або хвостовик (рис. 10.4,д) перекриває всю продуктивну зону. Для встановлення зв’язку з пластом необхідно провести вторинне розкриття (перфорацію). У варіанті конструкції (рис. 10.4,д) замість хвостовика може бути спущена суцільна експлуатаційна колона, цементування якої проводиться по всій довжині або частково.

2. Конструкція з відкритою привибійною зоною, при якій її залишають відкритою (рис. 10.4,е) або обсаджують фільтром, але не цементують (рис. 10.4,г,ж,з).

3. Конструкція з комбінованим вибоєм, при якому нижня частина продуктивної зони залишається відкритою, а верхня частина перекривається експлуатаційною обсадною колоною, цементується і перфорується (рис. 10.4, і,ї).

Найбільш поширене використання конструкції а, яка застосовується у всіх розвідувальних і в більшості експлуатаційних свердловинах, головним чином тому, що вона проста в реалізації, а продуктивна зона надійно ізолюється.

Конструкція а дозволяє вибірково з’єднувати свердловину з будь-якою ділянкою продуктивної зони. Суттєвими недоліками цього способу є:

- склад і густину промивної рідини необхідно підбирати з врахуванням стійкості, коефіцієнтів аномальності пластових тисків та індексів тисків поглинання (розглянемо пізніше) не тільки продуктивної зони, але і всієї товщі порід, які не перекриті попередньою колоною;

- пласт може забруднюватись при цементуванні свердловини.

Якщо продуктивний пласт складений незцементованими породами, то для обмеження поступлення в свердловину піску та інших продуктів руйнування колектора в інтервалі залягання таких горизонтів встановлюють фільтр (рис. 10.4,б) або формують розширену зону, яку заповнюють штучним колектором необхідної міцності і проникності (рис. 10.4,в). Для цього використовуються спеціальні тампонажні матеріали з заданою проникністю, наприклад, Контарен-2, створюючи каркас штучного фільтра.

Перфорацію колони необхідно проводити зарядами малої потужності, які утворюють отвори діаметром 3–4 мм, щоб запобігти руйнуванню цього каркаса.

Конструкцією г передбачено спуск в зону пласта частини колони у вигляді фільтра та цементування вище покрівлі продуктивного пласта. Така конструкція дозволяє уникнути забруднення пласта при цементуванні, але виключає можливість селективної (вибіркової) експлуатації покладу.

Вище вже відзначалося, що конструкції (рис. 10.4, а,б,в,г) мають спільний недолік: на вибір параметрів промивальної рідини при бурінні в продуктивній зоні впливають характеристики залягаючих вище пластів.

Конструкція д більш складна порівняно з а, але при збереженні переваг першої кон­струкції у неї відсутні її недоліки.

Тип і параметри промивальної рідини можна підбирати тільки в залежності від характеристики продуктивної зони, а забруднення тампонажним розчином зводиться до мінімуму завдяки малій висоті стовпа цементного розчину (100–300 м вище покрівлі продуктивної зони). Ця конструкція широко використовується в зарубіжній практиці.

Конструкція е найбільш проста з усіх конструкцій вибою відкритого типу. Вона має цілий ряд переваг:

– склад і властивості промивальної рідини можна вибирати тільки в залежності від особливостей продуктивного пласта;

– зменшується витрата обсадних труб і тампонажних матеріалів на кріплення нижньої ділянки свердловини;

– відсутня небезпека забруднення продуктивного пласта тампонажним розчином;

– відсутня потреба вторинного розкриття свердловини;

– свердловина гідродинамічно досконала. Коефіцієнт продуктивності досягає 2,2–7,3 м³/добу/МПа×м, тоді як в свердловинах з закритим вибоєм – 0,17–1,1м³/добу/МПа×м.

Однак застосування конструкції з відкритим вибоєм обмежується такими умовами:

– продуктивний пласт має бути складений міцною породою і не руйнуватися під дією депресії;

– пласт насичений тільки одним видом флюїду (нафтою або газом) і має однакові колекторські властивості за всією товщиною.

В такій конструкції ускладнюється ізоляція підошовних або контурних вод. У конструкціях (рис. 10.4,є,ж,з,и,і,ї) в тій чи іншій мірі відсутні вказані недоліки. Конструкція є передбачає створення привибійної зони з проникного тампонажного матеріалу, як і конструкція в, а конструкція ж – установку трубного фільтра, який підвішується в обсадній колоні з допомогою пакера або спеціального пристрою.

Конструкція з більш досконала, оскільки, крім трубного фільтра, у продуктивній зоні намивається гравійний фільтр, а у конструкції и замість намивання гравійного фільтра привибійна зона заповнюється штучним фільтром з проникного тампонажного матеріалу.

Варіанти конструкцій (і, ї) суміщають у собі можливості закритого і відкритого вибоїв.

10.8.2. Принципи вибору конструкції привибійної зони свердловини

Вибір тієї чи іншої конструкції привибійної зони свердловини здійснюється в залежності від характеристики продуктивних пластів (товщини, колекторних властивостей, типу пластового флюїду, нафтогазонасиченості тощо), а також умов подальшої експлуатації свердловини у такій послідовності:

1. Розглядається співвідношення коефіцієнтів аномальності пластових тисків, індексів тисків поглинання, коефіцієнтів стійкості порід в продуктивній зоні і в проникних горизонтах, які залягають вище, а також ймовірність можливого забруднення продуктивних пластів промивною рідиною, її фільтратом і тампонажним розчином.

Такий аналіз дає відповідь на запитання, чи сумісні за умовами буріння продуктивна зона з розташованою вище відкритою частиною свердловини, які обмеження накладаються на вибір властивостей промивальної рідини та на спосіб і технологію цементування продуктивної зони.

На основі цього аналізу вирішується питання про можливість використання конструкцій типів а, б, в, г, д.

Несумісність за умовами буріння може спостерігатись і в самій продуктивній зоні. Якщо пласт газовий і має велику товщину (декілька сотень метрів), то коефіцієнти аномальності тисків в покрівлі і в підошві пласта будуть суттєво різні (причому в покрівлі він буде більший, ніж в підошві) і виникає необхідність розмежувати пласт на частини. Для розкриття такої зони слід вивчити можливість використання конструкції змішаного типу (і, ї).

2. Визначається товщина продуктивної зони, кількість проникних пластів, а також характер насиченості.

З’єднувати між собою можна тільки однорідні колектори. Однорідними вважаються такі колектори, які характеризуються приблизно однаковою проникністю, близькими пластовими тисками і які заповнені однаковим флюїдом (водою, нафтою або газом).

Колектори можна вважати однорідними за проникністю, якщо їх проникність знаходиться в межах:

- >1 Дарсі;

- =0,5–1 Дарсі;

- =0,1–0,5 Дарсі;

- = 0,05–0,1 Дарсі;

- =0,01–0,05 Дарсі;

- =0,001–0,01 Дарсі.

Високопроникним вважається колектор гранулярного типу, якщо значення >1 Дарсі, а тріщинного типу, якщо >0,01 Дарсі. При менших значеннях проникності колектор вважається низькопроникним.

В низькопроникному неоднорідному колекторі цементування викликає ускладнення. Тому конструкції з закритою привибійною зоною (а, б, в, д) рекомендуються тільки для високопроникних однорідних пластів.

3. Оцінюється стійкість порід продуктивного пласта під дією високих депресій, а також його однорідність за фракційним складом.

Якщо пласт однорідний і складений стійкими породами, то можна вибрати конструкцію з відкритою привибійною зоною або змішаного типу (е, ж, і, ї).

Якщо виникає можливість вибору серед декількох варіантів конструкції привибійної зони свердловини, то перевагу віддають більш простій і економічній.

10.9. Випробування пластів у процесі буріння

10.9.1. Задачі і суть випробування

Остаточний висновок про наявність нафти і газу в тому чи іншому пласті та його промислову значимість можна зробити тільки за результатами прямого випробування, тобто одержання припливу пластового флюїду.

Основними задачами випробування перспективних (продуктивних) горизонтів є:

• одержання припливу і відбір проби пластового флюїду з досліджуваного об’єкта;

• вимірювання пластового тиску і температури;

• оцінка продуктивності пласта;

• оцінка колекторських властивостей пласта;

• оцінка ступеня забрудненості пристовбурної зони пласта.

Суть випробування полягає в створенні різниці між пластовим тиском в даному об’єкті і тиском у свердловині, достатньої для отримання припливу пластового флюїду. При цьому здійснюється реєстрація об’ємної швидкості припливу, характеру зміни тиску в свердловині навпроти даного об’єкта протягом всього періоду випробування та відбір достатньої для аналізів кількості проби пластового флюїду.

Конкретний обсяг задач, що ставляться при випробуванні того чи іншого горизонту, залежить від призначення свердловини, перспективності об’єкта, способу випробування, стійкості порід, складу і властивостей промивальної рідини та ряду інших факторів.

Вирішити ці задачі можна як у процесі буріння, безпосередньо після розкриття даного об’єкта до перекриття його обсадною колоною, так і після завершення буріння і кріплення свердловини.

Оскільки в процесі буріння і кріплення свердловини можливе суттєве забруднення проникних пластів і погіршення їх колекторських властивостей, то найбільш вірогідну інформацію про перспективні пласти можна одержати при їх випробуванні в процесі буріння, оскільки в пласт ще не проникла значна кількість промивальної рідини та її фільтрату.

Дата добавления: 2015-07-25