13.3 Обладнання для цементування свердловин

Для цементування свердловини використовують спеціальну техніку: змішу-вальні машини, насосні цементувальні агрегати, станцію контролю цементуван-ня (СКЦ), блок маніфольдів, спеціальну ємність для змішування тампонажного розчину перед закачуванням у свердловину, цементувальну головку. Цю техніку завчасно доставляють на бурову і розмішують ближче до устя свердловини. До початку цементування цементувальні насоси, які будуть закачувати рідину в свердловину, з’єднують трубопроводами з цементувальною головкою, яка нагвинчена на верхній кінець обсадної колони. Для прискорення обв’язки обладнання використовують спеціальний пересувний блок маніфольдів, на якому розміщують комплект труб із швидкоз’ємними з’єднаннями і два колектора (напірний і роздавальний) для під’єднання лінії від насосів.

14 Розкриття та випробування продуктивних горизонтів

14.1 Методи входження в продуктивний пласт. Промивальні рідини, які при цьому застосовуються

Розкриття продуктивних горизонтів потрібно здійснювати дуже обережно. Оскільки, керуючись метою швидше пробурити свердловину, можна значно забруднити продуктивний пласт.

При виборі промивальної рідини для розкриття продуктивного пласта слід порівнювати економію, яка може бути одержана від підвищення швидкості буріння, з втратами, можливими в результаті забруднення продуктивного пласта і зниження дебіту, а також з додатковими витратами на освоєння свердловини.

При розкритті продуктивних горизонтів з коефіцієнтом аномальності менший 1 для промивання слід використовувати мінералізовані керовані рідини з домішками ПАР або рідини на нафтовій основі, а при низьких коефіцієнтах аномальності – піни і газоподібні агенти. Якщо коефіцієнт аномальності більший 1, необхідно використовувати розчини на нафтовій основі або мінералізовані промивальні рідини, оброблені ПАР.

Значний вплив на колекторські властивості промивальної зони продук-тивного пласта мають ПАР, які використовуються для обробки промивальної рідини. При розробленні рецептури промивальної рідини для розкриття продуктивного пласта необхідно підбирати такі ПАР та їх концентрації, які б сприяли гідрофобізації порових каналів, перешкоджали утворенню водо нафтової емульсії, руйнували утворену емульсію. Необхідно також враховувати сумісність ПАР з промивальною рідиною і пластовими флюїдами.

Кращими для розкриття нафтоносних пластів з коефіцієнтом аномальності більше 0,8 є практично безводні промивальні рідини на вуглеводневій основі. Дещо поступаються їм за ефективністю обернені емульсії з мінералізованою твердою фазою. Із промивальних рідин на водній основі найефективніші без-глинисті полімерні з регульованою мінералізацією води і малим вмістом твердої фази. Для розкриття пластів з дуже низькими коефіцієнтами аномальності найефективніші газоподібні агенти з домішкою піноутворюючих ПАР і багатокомпонентні піни з мінералізованою водною фазою.

14.2 Випробування продуктивних пластів у процесі буріння

Випробування в процесі буріння здійснюється з метою:

• отримати приток пластових рідин та газів і відібрати пробу для лабораторного дослідження їх складу й властивостей;

• отримати необхідні дані для оцінки колекторських властивостей, приблизного визначення запасів пластової рідини.

Найбільш повні відомості при випробуванні можна отримати за допомогою комплекту КВІ.

До складу комплекту входять 2 гідравлічних випробувача пластів ВПГ, фільтр, пакер, яс, запірний і циркуляційний клапани, безпечний замок, а також перевідники для установки глибинних манометрів та термометри.

До спуску в свердловину випробувача пластів проводять комплекс геофізичних досліджень, які необхідні для визначення точного положення перспективного інтервалу, а також проводять профілактику, в ході якої вибирають нерозширену ділянку стовбура свердловини в покрівлі продуктив-ного пласта. Спуск випробувача проводять повільно, щоб не допустити гідророзриву пластів, оскільки діаметр випробувача близький до діаметра сверд-ловини. Під час випробування пласта фільтр має бути проти пласта, який випробується.

При спуску КІІ установлюють глибинні манометри з приставкою до годинникового механізму, яка забезпечує пуск годинника тільки перед початком випробування, а також термометр. Бурильну колону наповнюють водою або буровим розчином частково, щоб тиск був не нижче, ніж межі виміру глибинного манометра. Депресію на пласт стараються створити якомога більшою, але щоб не викликати руйнування колектора. На період випробування устя свердловини закривають превентором.

Після спуску випробувача його розвантажують на вибій і розпакеровують. Якщо рівень рідини в свердловині не падає, то пакерування виконано вдало й починає поступати флюїд у бурильні труби, про що свідчить вихід повітря. Клапани тримають на припливі від 8-10 хвилин до 30-40 хвилин залежно від інтенсивності припливу. Після закриття запірного клапану КІІ залишають у спокої на час, який дорівнює половині тривалості припливу, але не більше ніж 20 хвилин для запису кривої відновлення пластового тиску. Потім знижують стискуюче навантаження та натягують колону, щоб відкрився урівнюючий клапан. Зривають пакер і підіймають КІІ на поверхню.

Пробу пластового флюїду відбирають за допомогою пробовідбирача, який приєднується на усті свердловини через трійник. Якщо треба відібрати пробу при вибійній температурі й тиску до складу КІІ включають пробовідбірник.