Испытание пилотных открытых стволов при бурении пластоиспытателями на трубах

Испытание скважины в открытом стволе проводится с целью получения информации о насыщенности пласта, его гидродинамических характеристиках и оценки промышленной значимости объекта [3].

Ответственным за выполнение работ и общим руководителем является представитель бурового предприятия, указанный в плане работ. Ответственным за соблюдение технико-технологических требований процесса исследования скважины ИПТ является представитель геофизического предприятия - начальник партии или мастер по испытанию скважин. Необходимо получить разрешение представителя противофонтанной службы на испытание горизонтов ИПТ в процессе бурения.

После вскрытия бурением запланированного объекта проводят проработку и промывку испытуемого интервала. Перед сборкой комплекта ИПТ все его узлы должны быть проверены на работоспособность. При спуске в скважину все соединения ИПТ выше пакерного устройства и бурильных труб должны быть герметизированы специальной смазкой и закреплены. Следует ограничивать скорость спуска колонны труб с ИПТ (не более 0,25 м/с), а торможение проводить не менее чем на 2 метрах спуска, так как при большей скорости спуска и резком торможении может преждевременно открыться циркуляционный клапан, а также может произойти ГРП и поглощение бурового раствора. Заливка расчетного количества длины бурильных труб для создания депрессии осуществляется через каждые 10-15 свечей.

При спуске испытателя пластов в скважину производится контроль объема циркуляции бурового раствора и наличие уровня жидкости на устье в бурильных трубах после каждой заливки.

Противовыбросовое оборудование скважины, состоящее из превенторов, применяемых при бурении с механизмами управления, и специальная устьевая головка для ИПТ, составляют оборудование устья скважины. Схема устьевой обвязки скважины при испытании ее в процессе бурения утверждается руководством бурового предприятия и согласовывается с противофонтанной службой и территориальным органом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.

Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования приведена в таблице 6.2.21.

Таблица 6.2.21 - Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования

Наиме-нова-	Типоразмер, шифр или название	Нормативные	Коли-	Давление, МПа
ние обсадной колонны	устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования	документы на изготовление	чество	опрессовки после установки на устье	рабочее
Направление - Противовыбросовое оборудование не устанавливается
Кондуктор	ОКК2-35-178х245х324 ХЛ	ГОСТ 28996-91		11,2
	ОП5-350/80х35 ХЛ, в т. ч.	ГОСТ13862-90
	- ППГ - 350/80х35	ТУ 26-16-211-87		11,2
	- ПУГ- 350х35	ТУ 26-16-131-81		11,2
	Выкидные линии			10,0	-
Проме-	ОКК2-35-178х245х324 ХЛ	ГОСТ 28996-91		25,1
жуточная	ОП5-230/80х35ХЛ, в т.ч.	ГОСТ13862-90
	В т. ч.
	- ППГ -230/80х35	ТУ 26-16-211-87		25,1
	- ПУГ- 230х35	ТУ 26-16-131-81		25,1
	Выкидные линии			10,00
Эксплуа-	ОКК2-35-168х245х324 ХЛ	ТУ26-02-579-74		26,9
тационная	ОП5-230/80х35 ХЛ, в т.ч.	ГОСТ13862-90		26,9
	- ППГ -230/80х35	ТУ 26-16-211-87		26,9
	- ПУГ- 230х35	ТУ 26-16-131-81		26,9
	АФК6-100х35 ХЛ	ГОСТ13846-89		26,9
	Выкидные линии			10,0	-
Примечания: 1 Устанавливать противовыбросовое оборудование, соответствующее присоединительным размерам устьевой крестовины. 2 Противовыбросовое оборудование, колонная головка, фонтанная арматура должны быть сертифицированы. 3 В соответствии с п. 2.7.6.4 [2] выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки осуществляется проектной организацией. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования разрабатывается буровой организацией (Подрядчиком) на основе установленных требований и согласовывается с органами Ростехнадзора, АСФ ЯВПЧ и Заказчиком.

После спуска испытательного инструмента в скважину на колонну бурильных труб устанавливают специальное устьевое оборудование (устьевая головка ГУ-3), высота установки которого должна обеспечивать осевое перемещение совместно с манифольдом на 4-5 м для установки пакера. Выбор места установки пакера производят по данным каротажа. Пакер устанавливается в открытом стволе номинального диаметра или в нижней части промежуточной колонны обсадных труб. Место установки пакера выбирается с таким расчетом, чтобы интервал испытания был минимальным и включал всю толщину объекта испытания. Посадка пакера производится плавно с нагрузкой, определяемой по индикатору веса с учетом технической характеристики пакера. После окончания программы исследования производят снятие пакера. При этом плавно с остановками на 1-2 минуты уменьшают нагрузку на 30-40 кН. В случае больших затяжек, связанных с прихватом инструмента, расхаживают колонну труб с применением яса.

Режим испытания определяет количество циклов испытания, распределение времени внутри циклов на периоды притока и восстановления давления, а также депрессию на пласт.

Депрессию (DР_д), с учетом репрессии (DР_р) бурового раствора на ПЗП при вскрытии коллектора, определяют, по упрощенной формуле:

DР_д=(2,8-4,2) DР_р,

Для неокомских отложений депрессия составляет от 8 до 12 МПа.

В зависимости от коллекторских свойств пласта и от времени безопасного пребывания ИПТ на забое (Т_общ) происходит распределение времени внутри цикла на приток (КП) и восстановление давления (КВД), а также определяется количество циклов. Распределение времени внутри циклов должно обеспечить в первую очередь получение достаточного объема пластового флюида для однозначной оценки насыщенности коллектора и запись качественных и интерпретируемых кривых КП и КВД.

При Т_общ 120 мин, испытание проводится в 2 цикловом режиме. В этом случае время распределяется так:

первый цикл:	второй цикл:
- КП=5-10 мин;	- КП=30 мин;
- КВД=20 мин;	- КВД=60 мин.

Во время испытания пласта ответственный исполнитель должен следить за интенсивностью выхода воздуха из труб и, в зависимости от проявления пласта, корректировать режимы испытания внутри цикла. При значительном выделении воздуха необходимо сократить период притока и, наоборот, при слабом проявлении следует его увеличить. При слабом проявлении пласта следует также увеличить период КВД и уменьшить количество циклов. Если проявление пласта на устье не обнаруживается, следует отработать один полный цикл, а затем создать несколько открытых и закрытых периодов с целью очистки ПЗП. Если этого не сделать, то возможно получение “сухого” объекта и пропуск продуктивного пласта.

При испытании пласта нефтью, если не предусмотрен выпуск пластового флюида на поверхность, то время притока ограничивают, чтобы не допустить фонтанирования.

После проведения испытания и снятия пакера приступают к подъему инструмента с ИПТ, который производят с постоянным доливом скважины. При появлении уровня жидкости в бурильных трубах и наличии значительного количества нефти отбирают ее пробы, определяют ориентировочно ее количество, дебит, после чего срезают циркуляционный клапан и обратной промывкой вытесняют нефть через устьевую обвязку в специальные емкости. Если нефть на уровне жидкости в бурильных трубах не обнаружена, то обратной промывкой вытесняют залитую жидкость и контролируют наличие углеводородов, пластовой воды, либо фильтрата. Качественный окончательный вывод о наличии углеводородов делают после подъема инструмента и извлечения пробы из бурильной свечи между ИПГ и ЗПК или из пробоотборника.

В конце подъема инструмента извлекают бланки из глубинных манометров, и производят с помощью компаратора экспресс-интерпретацию, устанавливают качество проведенных с ИПТ исследований и в случае их низкого качества исследования повторяют.

После проведения испытаний геологической и буровой службами бурового предприятия принимается решение о дальнейшем продолжении работ. Если первый спуск ИПТ показал возможность проведения более длительных работ в открытом стволе и объект является переливающим, то возможно проведение испытания скважины с выпуском пластового флюида на поверхность для оценки промышленной значимости пласта.

При получении хороших результатов по первому спуску ИПТ переходят к следующему циклу работ.

Дата добавления: 2015-07-25