Вибір величини депресії для випробування пластів

Створювана на пласт депресія характеризує, на яку величину пластовий тиск більший за тиск на вибої свердловини при герметичній ізоляції пласта від дії стовпа промивальної рідини, що знаходиться у затрубному просторі. Вибійний тиск є сумою гідростатичного тиску стовпа рідини

в колоні труб і гідравлічних втрат тиску у вузлах випробувального інструменту (головно у штуцері). Величину депресії можна змінювати від нуля до деякої максимальної величини – пластового тиску. Для створення максимальної депресії колону труб на КВІ опускають порожньою. Щоб зменшити депресію на пласт, над гідравлічним випробувачем пластів встановлюють штуцери, частину труб над випробувачем попередньо заповнюють рідиною (рідинна подушка); в труби під тиском закачують повітря (повітряна подушка) або азот (азотна подушка).

1-хвостовик; 2-фільтр; 3-якір; 4-пакер; 5-яс; 6-випробувач плас­тів; 7-запірно-поворотний кла­пан; 8-перевідник; 9-циркуля­ційний клапан; 10-бурильна труба; 11-патрубок для при­в’язки глибини.

А-діаграма локатора муфт; Б-діаграма електромагнітного лічильника глибини; В-діаграма резистевиметра; Н₁-віддаль від устя свердловини до муфти; Н₂-віддаль від опори пакера до муфти; Н₃-віддаль від опори пакера до вибою.

Рисунок 2.33-Схема при­в’язки пакера з урахуванням діаграми магнітної локації муфт.

Маючи можливість створювати різні величини депресії при роботі з випробувачем, необхідно знати, який вплив вона може мати на успішність операції, з тим, щоб правильно вибрати її оптимальну величину для конкретних умов випробування.

Для вибору величини депресії враховують такі фактори:

1) міцність труб, на яких опускають КВІ у свердловину. Максимальну допустиму депресію визначають з умови міцності труб на зім’яття під дією зовнішнього тиску. За діаграмами, або розрахунком визначають допустиму глибину спорожнення колони труб, при цьому коефіцієнт запасу міцності повинен бути не менше 1,3.

2) Надійність пакерного пристрою. Герметичність пакерування визначається міцністю гумового елемента пакера. Максимально допустимі перепади тисків з використанням випробувачів пластів діаметром 146 мм складають 35-40 МПа. Зазвичай, під час випробування пластів депресії не перевищують вказаних значень.

3) Стійкість порід колекторів випробовуваного інтервалу. При наявності в випробовуваному інтервалі слабозцементованих пісковиків депресію необхідно обмежити до 11-12 МПа, з тим, щоб звести до мінімуму обвали порід та потрапляння піску в вузли КВІ. Оптимальний варіант в таких випадках – підбір депресії з урахуванням накопиченого досвіду робіт. При відсутності досвіду, підбирати депресію доцільно шляхом проведення декількох випробувань з поступовим нарощуванням величини депресії. У разі наявності тріщинуватих колекторів величину депресії обмежують, щоб не допустити можливого раптового змикання тріщин. Необхідно відмітити, що при великих депресіях навіть стійкі до розмивання породи можуть повністю закупорювати отвори у випробувачі, клапанах або фільтрі. Особливо великі руйнування ґрунтової маси у випробуваній зоні спостерігаються при виділенні з пласта газу.

4) вплив перепаду тиску на інструмент. При великих перепадах тиску складніше добитись певної герметичності різьбових з’єднань елементів КВІ та колони труб. Тому при створенні великих депресій необхідно застосувати додаткові заходи для герметичності з’єднань (спеціальні гумові кільця, консистентні мастила). Крім того, при великих перепадах тиску, через прохідні отвори випробувача пластів флюїд рухається з великою швидкістю і спричиняє абразивне зношення деталей, яке значно підсилюється при наявності в флюїді частинок породи, що виносяться з пласта.

5) ступінь забруднення колектора компонентами промивальної рідини. При первинному розкритті пластів приствольна частина засмічується твердими частинками та фільтратом промивальної рідини. Це знижує фазову проникність для флюїду і створює значні перепони для виклику його припливу з пласта. Зі збільшенням ступеня забруднення величина депресії зростає, а це особливо необхідно тоді, коли продуктивні пласти розкриваються з великими значеннями репресії і час дії промивальної рідини на колектор більше трьох діб.

6) тип покладу. У випадку, коли поклад, практично однофазний, величина депресії з цієї точки зору обмежень не має. Якщо поклад нафтовий з великим значенням газового фактору, не дозволяється допускати зниження тиску на вибої нижче тиску насичення нафти газом. Коли ця умова не виконується, то газ швидко рухається до свердловини, не витісняючи при цьому нафту, і. як наслідок, проникність для останньої може суттєво знизитись. Аналогічне обмеження стосується газоконденсатних покладів. Тобто тиск на вибої не можна знижувати до такого значення, при якому випадання конденсату можливе в привибійній частині пласта, що може теж призвести до зміни проникності.

Для випробування пластів з газоконденсатними та нафтовими покладами з великим газовим фактором величина депресії повинна бути такою, щоб в продукції свердловини переважаючою фазою була рідина. У таких випадках в комплекті КВІ обов’язкова наявність вибійного штуцера, діаметр якого вибирають з досвіду робіт, або автоматичного гідравлічного штуцера, конструкція та принцип дії якого описані в пункті 2.12.

У будь-якому випадку повинна виконуватись умова , тобто величина депресії повинна перевищувати величину репресії під час розкриття пласта.

Планування режимів випробування

У практиці гідродинамічних досліджень свердловин прийнято планувати режими випробування, виходячи з умов максимального зниження ймовірності виникнення ускладнень з інструментом, який знаходиться в нерухомому стані на вибої. Таким чином, визначальним фактором тривалості випробування є час безпечного знаходження інструменту на вибої.

У той же час випробування не може бути успішним, якщо в результаті його проведення не вдалось відібрати чистої проби пластового флюїду та оцінити характер насичення пласта, або не вдалось записати якісну криву відновлення тиску під час закритих періодів. У зв’язку з тим, при випробуванні пластів за одно -, двох -, і багато цикловою схемою виникає проблема вибору співвідношення між окремими періодами дослідження, які б забезпечили отримання необхідної інформації про пласт. Одним повним циклом випробування прийнято називати тривалість одного відкритого та одного закритого періоду. Кількість циклів випробування та їх загальна тривалість визначається обсягом поставлених завдань та станом ствола свердловини. Коли умови випробування пласта у відкритому стволі свердловини не дозволяють проводити тривале випробування через небезпеку прихоплення інструменту, кількість відкритих та закритих періодів і їх тривалість зменшують до мінімуму.

Час, який необхідний для виклику припливу пластового флюїду, залежить від об’єму підпакерного простору, заповненого промивальною рідиною, об’єму фільтрату та твердої фази, що поступили під дією репресії в породи колектори, величини депресії під час випробування, природної проникності пласта, пластового тиску, типу пластового флюїду та його в’язкості.

Оскільки перед випробуванням пласт знаходився під дією тиску стовпа промивальної рідини, який зазвичай більший пластового, то привибійна зона пласта забруднена компонентами промивальної рідини. Тому перший найкоротший період випробування призначений для усунення початкової репресії на пласт; очищення привибійної зони і відновлення її проникності; дренування пласта та отримання припливу флюїду з одночасним недопущенням розпо­всюдження конуса депресії на велику віддаль від осі свердловини і утворення тим самим прийнятних умов для швидкого відновлення тиску. Цей період називають першим відкритим, і, як показала практика випробування, його тривалість не повинна бути меншою 3-5 хвилин. Оскільки в процесі випробування єдиним джерелом інформації про інтенсивність припливу служить кількість повітря, що виходить з колони труб, яку вимірюють газовими лічильниками та іншими пристроями, то завжди, зафіксувавши кількість флюїду, що поступив в труби, можна перейти до закритого періоду. Тривалість першого закритого періоду повинна у 3-5 разів перевищувати тривалість першого відкритого, а мінімальне перевищення – два рази. Таке співвідношення необхідне тому, що крива початкового відношення тиску використовується для визначення величини пластового тиску, та дублювання основної кривої другого закритого періоду, з метою підвищення надійності визначення гідродинамічних параметрів пласта. Чим менша інтенсивність припливу флюїду, тим тривалішими повинні бути ці періоди, і більшим період відновлення тиску у порівнянні з періодом припливу. Але, як показує практика випробування свердловин, недоцільно тривалість закритого періоду збільшувати більше як, у 5 разів у порівнянні з відкритим, тому що подальший запис кривої практично має прямолінійний характер. До того ж, при незначній зміні тиску, що спостерігається в кінці закритого періоду, приріст тиску стає порівнянним з величиною похибки реєструючого приладу, тому така крива не дає корисної інформації про пласт.

За перший цикл випробування в якійсь мірі відновлюється початковий стан пласта, другий цикл випробування – більш тривалий – служить для отримання інформації про віддалену від свердловини частину пласта. Другий цикл – найвідповідальніший, оскільки за отриманими кривими припливу і відновлення тиску визначають параметри пласта, коефіцієнт продуктивності, степінь привибійної закупорки, роблять висновок про промислову цінність випробовуваного об’єкта, визначають доцільність спуску експлуатаційної колони чи ліквідації свердловини.

Другий відкритий період призначений для більш глибокого дренування пласта і оцінки активності проявлення. Мінімальна тривалість цього періоду не повинна бути меншою за тривалість першого відкритого і зазвичай коливається від 20 хв. до 1 години і більше. Зі зменшенням інтенсивності припливу тривалість цього періоду збільшується, а при великій активності горизонту відбувається фонтанування на усті свердловини. Якщо протягом цього періоду випробування інтенсивність припливу флюїду падає, необхідно негайно закрити запірно-поворотний клапан і перейти до другого закритого періоду з метою запису кінцевої кривої відновлення тиску. У зв’язку з тим, постає питання про кількість флюїду, який можна відібрати під час другого відкритого періоду випробування, який інколи називають “стоянням на припливі”. Для отримання якісної кривої відновлення тиску необхідно, щоб вибійний тиск у момент закриття запірно-поворотного клапана був значно менший за пластовий, і, виходячи з цього, необхідно обмежити поступання флюїду в колону труб.

Прийнято вважати оптимальною таку кількість флюїду, що поступив в колону труб, при якій вибійний тиск досягає середнього значення між початковим тиском стовпа залитої в труби рідини і гідростатичним тиском в свердловині до початку випробування. Математично це можна записати так:

(2.27)

де: - внутрішній діаметр бурильних труб, ;

- гідростатичний тиск у свердловині до початку випробування, Па;

- тиск стовпа рідини в колоні труб перед початком випробування, Па;

- густина пластового флюїду, .

Оскільки густина пластового флюїду не завжди відома, то в таких випадках підставляють густину прісної води.

У той же час, часто навіть після повного заповнення колони труб рідиною з підпакерної зони та пластовими флюїдами, сумарний створюваний тиск в трубах, менший за пластовий. У таких випадках, якщо дозволяють технічні можливості випробування, можна продовжити процес припливу флюїду з переливом рідини через устя свердловини. При цьому створюються всі умови для більш глибокого дренування пласта і, як наслідок, охоплення більшої частини його дослідженням. Звісно, що в таких випадках збільшується обсяг інформації про досліджуваний пласт.

Другий закритий період вважається визначальним для процесу випробування, оскільки ця крива годиться для математичної обробки і отримання інформації про пласт. Його тривалість не повинна бути меншою за тривалість першого закритого періоду, а зазвичай, вона дорівнює подвоєному часу другого відкритого періоду. У світовій практиці випробування пластів тривалість другого відкритого періоду вибирають з таких міркувань:

86 при великій інтенсивності припливу (проникність пласта 0,25 мкм² і більше) період відновлення тиску може дорівнювати половині періоду припливу, але не менше 0,5 год.;

87 при середніх припливах (вихід повітря з колони труб, але пластові рідини чи гази на поверхню не виходять) період відновлення тиску повинен дорівнювати періоду припливу, але не менше 45 хв;

88 при незначних припливах (вихід повітря з труб майже відсутній) період відновлення тиску повинен у два рази перевищувати період припливу (2 і більше годин).

Якщо стан ствола свердловини не дозволяє провести випробування за два повні цикли, то пласт може бути випробуваний за спрощеною схемою, тобто з одним відкритим і одним закритим періодами.

Випробування пластів може проводитись у 3 і навіть 4 цикли з використанням багатоциклових компоновок. Але для цього у свердловині повинні бути відповідні умови і достатній запас ходу годинникових механізмів глибинних приладів.