Презентация - Опробование и испытание скважин

Лекция 12. Опробование и испытание скважин
Автор: доцент кафедры бурения скважин Ковалев Артем Владимирович

Методы оценки продуктивности скважины
В исследовании скважин применяют ряд методов для оценки продуктивности разреза, которые можно разделить на две группы – косвенные и прямые. Методы, отнесённые к косвенным, позволяют получить характеристики косвенным образом указывающие на возможность присутствия нефти или газа в исследуемом интервале. К косвенным методам относят оперативный геологический контроль в процессе бурения и геофизические методы исследования в скважине. Косвенные методы не позволяют определить промышленное зна­чение эксплуатационных объектов, так как они не дают полных сведений о нефтеотдаче пласта и обеспечивают лишь данные, не­обходимые для обоснования выбора интервалов, подлежащих опробованию и испытанию пластов. Прямые методы базируются на непосредственных свидетельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение притока и т.д.). Прямые методы осуществляют вызовом притока нефти или газа из пласта. По режиму работы пласта прямые методы подразделяются на стационарные и экспресс-методы. При стационарных методах исследование ведут на установившемся режиме фильтрации. К ним можно отнести метод пробной эксплуатации, когда наблюдения ведутся в течение длительного времени (до месяца и более), и метод установившихся отборов, когда наблюдения и замеры проводят на нескольких режимах, доведенных до стабилизации притока. Стационарные методы позволяют получить характеристику пласта и эксплуатационных возможностей скважины, но не позволяют судить о степени снижения проницаемости ПЗП. На проведение исследований по экспресс-методу требуется значительно меньше времени. Экспресс-метод заключается в контроле за восстановлением давления в ограниченном объеме, сообщающемся с объектом, после вызова притока из последнего. По технологии, применяемым техническим средствам и объему получаемой информации исследования по экспресс-методу можно подразделить на испытание и опробование.

Цель и задачи испытаний
Под опробованием пласта понимается комплекс работ, прово­димых в целях вызова притока из пласта, отбора проб пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита. При проведении испытаний ставятся более широкие задачи, чем при опробовании. Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспе­чивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испыта­ние скважин проводится в целях установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характерис­тики, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений. Испытание скважин проводят с целью: получения достоверной информации, необходимой для оценки коллекторских свойств пород продуктивных пластов; определения основных гидродинамических параметров (продуктивности и т.д.); определение степени загрязнения объекта; выбора способа и оптимального режима эксплуатации скважины и месторождения в целом. Задачами испытания пластов являются: Оценка продуктивности объекта (пласта). Отбор проб пластовых флюидов для исследования. Оценка коллекторских свойств пласта. Оценка степени загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП).

Испытание в открытом и закрытом стволах
Испытание проводится как в процессе бурения скважины, так и после окончания бурения, спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Испытание и опробование пластов в процессе бурения проводится в последовательности разбуривания перспективных горизонтов (метод «сверху вниз»). Испытание пластов после завершения строительства скважины проводится в закрепленном (обсаженном) стволе в последовательности «снизу вверх» с учетом результатов испытания в открытом стволе. Испытания начинают с самого нижнего объекта. В его интервале обсадную колонну перфорируют и осуществляют вызов притока. Отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После завершения испытания нижнего объекта выше перфорированного участка создают цементный мост или взрывной пакер. Затем перфорируют обсадную колонну против следующего интервала, испытывают его и подобным образом последовательно все последующие объекты, перемещаясь снизу вверх.

Испытание в открытом и закрытом стволах
Способ опробования пластов после завершения строительства скважины имеет ряд недостатков: загрязнение пройденных объектов при добуривании скважины, спуске и цементировании колонны; искажение результатов исследования, а иногда и пропуски продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением; необходимость спуска и цементирования обсадной колонны, которая в данном случае необходима для разобщения опробуемых объектов. Преимущества испытания пластов в процессе бурения заключаются в том: данные о гидродинамических характеристиках пласта получаются более объективными, т.к. призабойная зона пласта еще интенсивно не загрязнена буровым и цементным растворами; на проведение исследований требуется меньшее время, чем на испытание в обсаженном стволе.

Скважинные инструменты для испытания
Все скважинные инструменты для испытания пластов можно разделить на: Пластоиспытатели спускаемые в скважину на колонне бурильных труб или НКТ. Основные недостатки пластоиспытателей - необходимость выполнения довольно значительного объема подготовительных работ, значительные затраты времени на СПО, возможность более существенного загрязнения подлежащего опробыванию объекта промывочной жидкостью за время подготовительных работ и спуска аппарата, большая стоимость работ. Аппараты сбрасываемые внутрь бурильных труб сразу после вскрытия при бурении намеченного интервала. Данный вид опробователя позволяет вызывать приток сразу после вскрытия исследуемого объекта и отбирать пробу пластовой жидкости. Основные достоинства - возможность опробывания объекта, пока он не загрязнен промывочной жидкостью; минимальные затраты времени на СПО и подготовительные работы; минимальная стоимость работ. Недостатки - сравнительно малый объем отбираемой пробы и недостаточный объем получаемой информации, возможность их использования только в роторном бурении. Аппараты спускаемые в скважину на каротажном кабеле. Пробоотборник, спускаемый на каротажном кабеле, применяют в тех случаях, когда необходимо исследовать пласт на отдельных уровнях, например для прослеживания изменения проницаемости по мощности пласта, определения положения водонефтяного контакта. Достоинства - минимальный объем подготовительных работ, минимальные затраты времени на спуск и подъем аппарата и отбор пробы, минимальная степень загрязненности объекта. Недостатки - малый объем информации, что связано с ограниченной вместимостью баллона и с тем, что исследование охватывает лишь незначительную часть мощности объекта.

Скважинные инструменты для испытания
Наибольшее распространение получили испы­татели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах — трубные испытатели. Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой и без опоры на забой. Возмож­но также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом. Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходи­мой депрессии в подпакерном (или междупакерном) пространстве. Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее — че­рез фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, ус­тановленный в испытателе плас­тов, записывает все происходя­щие в скважине изменения в дав­лении. Специальным пробоот­борником отбирают пробы по­ступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или поднимают их на по­верхность непосредственно в ис­пытателе пластов. Термометр, ус­тановленный в специальном кар­мане пластоиспытателя, фикси­рует забойную температуру.
Схема испытания пластов:  а — испытание с опорой на забой;  б — без опоры на забой;  в, г — селектив­ное (раздельное) испытание с опорой и без опоры на забой;  1 — хвостовик-фильтр; 2 — пакер;  3 — испытатель пла­стов; 4 — колонна бурильных труб; 5 — приспособление для опоры на стен­ки скважины

Скважинные инструменты для испытания
Пластоиспытатели, спускаемые в скважину на каротажном кабеле Опробователь опускают в скважину на глубину залегания пласта и по сигналу с поверхности пакерующий элемент специальным выдвижным механизмом 5 прижимается к стенке скважины (рисунок слева). После открытия клапана возникает переток жидкости (газа) из призабойной зоны пласта в ёмкость пробоотборника (в котором предварительно создаётся давление меньше пластового). После заполнения пробоотборника 3 опробователь поднимают на поверхность и производят анализ полученной пробы. Наличие электрической связи с поверхностью позволяет контролировать процесс опробования пластов, а также передавать измеряемые параметры (давление, температуру и др.) на наземную аппаратуру. Применение кабеля-каната 1 обеспечивает большие скорости спуска и подъёма инструмента. Однако каротажные опробователи позволяют отбирать не более 6-8 л пластового флюида. Кроме того, перед их использованием бурение скважины прекращают, а бурильный инструмент поднимают на поверхность. Пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб или НКТ Испытатель пластов (рисунок справа) спускают в скважину на незаполненных или частично заполненных жидкостью трубах 1 (что даёт возможность отбора значительных объёмов пластового флюида, вплоть до пробной эксплуатации скважин), создают осевое усилие на пакер 6, который перекрывает затрубное пространство скважины. После этого перемещением бурильных труб вниз и вверх открывают и закрывают клапан 4 испытателя. Цикл испытания состоит из периода притока (при открытом клапане) и периода восстановления давления (при закрытом клапане). Наиболее распространено двухцикловое испытание пластов (применяют также многоцикловое испытание). После завершения испытания клапан 4 испытателя закрывается, давление в скважине выравнивается и бурильную колонну 1 вместе с испытателем пластов поднимают на поверхность. Установленные в последнем регистрирующие манометры 7 записывают диаграммы изменения давления в течение испытания.
Испытание пласта:  1 - бурильные (насосно-компрессорные) трубы;  2 - многоцикловый  испытатель пластов; 3 - пробоотборник;  4 - клапан испытателя  пластов;  5 - уравнительный клапан;  6 - пакер;  7 - глубинный регистрирующий  манометр; 8 - фильтр;  9 - опорный башмак
Опробование пласта  опробователем типа ОПТ-7-10:  1 - кабель; 2 - головка;  3 - баллон;  4 - уплотнительный башмак;  5 - лампа рычажная.

Скважинные инструменты для испытания
Опробование пластов без подъёма бурильного инструмента на поверхность производится при помощи опробователей, пробоотборник I которых сбрасывают в бурильные трубы. В этом случае при спуске бурильного инструмента в скважину над долотом III устанавливают гидравлический пакер II и вскрытие пласта производят, как при бурении. После этого в бурильную колонну сбрасывают пробоотборник, который перекрывает внутреннее отверстие пакера 5 под действием избыточного давления, создаваемого внутри бурильных труб. Происходит перекрытие затрубного пространства скважины, а затем открытие клапана 3 пробоотборника. Жидкость (газ) из пласта через отверстие долота поступает в пробоотборник. Глубинные регистрирующие манометры 6 записывают изменения давления в процессе притока. После заполнения пробоотборник I поднимают на поверхность лебёдкой при помощи металлического троса и овершота. За один рейс обеспечивается отбор 50-120 л пластовой жидкости (газа). Этот вид опробования пласта позволяет осуществлять следующие технологические операции: вскрытие и опробование пласта (в т.ч. многократные опробования пласта) без углубления ствола скважины; вскрытие и опробование пласта, дальнейшее углубление ствола скважины, опробование вновь вскрытого пласта (до 5 опробований вскрываемых пластов без подъёма бурильного инструмента на поверхность). По результатам опробования пласта делают предварительную оценку продуктивности пласта.
Опробование пласта опробователем типа ОПБ:  I - пробоотборник, II - гидравлический пакер,  III - долото; 1 - баллон секционный;  2 - дроссель; 3 - приёмный клапан;  4 - верхний клапан; 5 - гидравлический пакерующий элемент;  6 - глубинный регистрирующий манометр;  7 - нижний клапан; 8 - фильтр

Состав пластоиспытателя ПЛГК 120 на кабеле

Пластоиспытатель ПЛГК 120 на кабеле
Выполняет следующие функции: замер параметры флюида (давление, температуру, удельную проводимость); регистрация КПД и КВД при экспресс анализе свойств пластового флюида; отбор PVT-пробы пластового флюида с поддержанием пластовых условий; разделение коллектора на продуктивные и водоносный пласты; определение характера их насыщенности, контакт между флюидами и эффективной толщины; определение параметров пласта и околоствольной зоны; прогнозирование режима эксплуатации скважины. Принцип действия: спуск пластоиспытателя на кабеле в скважину; фиксация пластоиспытателя в скважине; испытание пласта, отбор качественных проб, их анализ и заполнение камер хранения; хранение пробы при качественном отборе, либо выброс пробы в ствол скважины; расфиксация оборудования; подъём пластоиспытателя на поверхность. разбор пластоиспытателя, извлечение проб. Преимущества – модульный принцип, высокая достоверность полученных результатов, низкая аварийность, неограниченное число гидравлических испытаний за один спуск.

Обвязка устья скважины
Схема обвязки устья газовой скважины для испытания и исследования: 1 - лубрикатор; 2 - катушка для установки манометров и термометров; 3 - штуцерная камера; 4 - устье скважины; 5 – породоулавливатель; 6 – термометры; 7 – теплообменник; 8 – прувер; 9 – вентели высокого давления; 10 – пробоотборная трубка; 11 – гребенка; 12 – предохранительные клапаны; 13 – трап; 14 – манометр; 15 – задвижка; 16 – мерная емкость
Перед испытанием проводиться оборудование устья скважины в соответствии с выбранным режимом испытания, типом пластового флюида, ожидаемым рабочим давлением. На верхний фланец колонной головки устанавливается фонтанная арматура. На боковом отводе елки фонтанной арматуры размещают штуцерную камеру 3 (обычно штуцеры 3 диаметров). На всех боковых отводах устанавливают регистрирующие приборы (манометры, расходомеры), пробоотборник 10. После задвижек высокого давления и штуцерной камеры 3 присоединяется линия низкого давления, которая соединяется с трапами 13 и мерными емкостями 16. Трапную установку 13 и мерные емкости 16 устанавливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. От трапной установки прокладывают 2 трубопровода - к коллектору для сбора жидкости и к факельному стояку, для сжигания газа, выделяющегося при дегазации нефти в трапной установке. Факел устанавливается на расстоянии не менее 100 м от скважины, трапа и мерных емкостей. Для лучшей очистки жидкости от газа иногда применяется двухступенчатая сепарация. Все линии опресовываются на полуторакратное рабочее давление. при исследовании газовой скважины на линии, которая идет на факел устанавливается дополнительный штуцер.

Анализ кривых давления
Основной этап исследования подразделяется на два периода: период притока и период восстановления давления. Работу пла-стоиспытателя в режиме притока и восстановления давления принято называть циклом испытания. Продолжительность первого периода (периода притока) зависит от проницаемости горных пород, состояния призабойной зоны пласта (ПЗП), свойств пластового флюида и депрессии на пласт. По истечении времени первого периода путь поступления жидкости в колонну труб перекрывают и начинается период восстановления давления в подпакерной (межпакерной) зоне, фиксируемый глубинным манометром. Регистрируют темп и характер восстановления пластового давления. Основной документ, получаемый в результате работы пластоиспытателя в скважине — диаграмма давления глубинного регистрирующего манометра. Обычно в комплект пластоиспытателя включают несколько глубинных манометров. Один из них, называемый трубным, размещают выше запорного поворотного клапана в промежутке между ним и циркуляционным клапаном. Основной манометр (забойный) размещают ниже фильтра за глухим переводником. Для надежности его показания дублируют дополнительным манометром, который помещают либо вместе с основным, либо в фильтре. В некоторых случаях его устанавливают выше безопасного переводника, под гидравлическим испытателем, чтобы в случае необходимости извлечь из скважины после разъединения безопасного переводника. Полную информацию о надежности пластоиспытателя и работе пласта на разных этапах испытания получают с двух манометров — забойного и трубного. Забойный манометр регистрирует полную картину изменения давления в стволе скважины против фильтра, в промежутке времени между пакеровкой и снятием пакера забойный манометр фиксирует изменение давления в подпакерной зоне, т. е. на всех этапах испытания пласта. Его показания относят к верхней отметке проницаемой части испытуемого интервала или к глубине установки пакера. Трубный манометр позволяет контролировать герметичность колонны труб, давление долива в колонну и изменение давления в колонне в период открытого притока. Его показания относят к глубине расположения в стволе скважины забойного штуцера или гидравлического испытателя пластов.

Анализ кривых давления
По результатам измерений параметров строят индикаторную кривую зависимости дебита от величины забойного давления или от величины депрессии на пласт. По виду зависимости устанавливают характер закона фильтрации (режим работы пласта).
Нефтяные не фонтанирующие скважины исследуются методом неустановившихся режимов. Сущность этого метода заключается в состоит в прослеживании скорости восстановления забойного давления во времени после остановки скважины или скорости снижения забойного давления поле пуска скважины в работу. При этом забойное давление регистрируется через равные промежутки времени.
График изменения давления на забое скважины при испытании в неустановившемся режиме: Т – время притока при открытом устье; t0 - время закрытия устья скважины; (t = tВ - t0) - время восстановления давления
Зависимость дебита от величины депрессии при установившемся режиме исследований (индикаторная диаграмма): 1 – линейная зависимость фильтрации (напорный режим); 2 – режим дренирования (режим растворенного газа, гравитационный); 3 – неустановившиеся процессы в пласте (дефектная кривая); 4 – нарушение линейного закона под влиянием сил инерции

Анализ кривых давления
Участки AB и EG записаны в период открытого притока, а участки BD и GH – протяжении восстановления давления. На кривую BD наносят промежуточную точку С, на линию EG - точку F. Положение точек C и F на диаграмме выбирают произвольно, но с таким расчётом, чтобы каждая отстояла от последующей точки (D и G) на расстоянии, соответствующем в масштабе времени 1-5 мин, а разность давления в конечной и указанной точках превышала чувствительность глубинного манометра. Для каждой указанных точек составляют таблицы давления и времени.
Точки.A.B.C.D.E`.F.G
P.......
T.......
Точки замера давления на диаграммах записанных забойным(1) и трубным(2) манометрами.

Анализ кривых забойного давления

Интерпретация данных испытания
Если из разведочной скважины после проведенных работ получен промышленный приток нефти или газа, скважину передают для дальнейшей эксплуатации. В том же случае, если после всех проведенных работ все испытываемые объекты окажутся «сухими», т. е. из них не будут получены промышленные притоки нефти или газа, скважина ликвидируется по геологическим причинам. Факт ликвидации разведочной скважины после спуска в нее эксплуатационной колонны свидетельствует о некачественном испытании скважины в процессе бурения с помощью испытателей пластов. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта: а) гидроструйная перфорация; б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов; в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента; г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна; д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами.