73. Технології створення конструкції вибоїв свердловини.

На малюнку зображені основні типи конструкції вибою свердловин.

Конструкція закритого типу (А) необхідна для ізоляції продуктивних горизонтів. Продуктивний об’єкт перекривається суцільною колоною з обов’язковим цементуванням за колонного простору.

Конструкція відкритого вибою (Б,В,Г)продуктивний об’єкт залишається відкритий або перекривається не зацементованим фільтром, застосовується коли не допустиме використання тампонажного матеріалу через погіршення колекторських властивостей пласта.

Конструкція вибою змішаного типу (Д,Є) поєднує елементи конструкції відкритого і закритого вибоїв. З цією метою у верхню частину продуктивного об’єкта спускається і цементується експлуатаційна колона. Нижня частина залишається відкрита або перекривається не зацементованим фільтром.

Конструкція вибоїв для попередження виносу піску (Ж,З) передбачає створення в прибійній зоні штучних бар’єрів, які знижують проникнення піску з пласта в свердловину – механічні фільтри (Ж), або фільтри з прониклих матеріалів (З).

Елементи конструкції:

1. Експлуатаційна колона;

2. Цемент аж затрубного простору;

3. Перфоровані отвори;

4, 9. Продуктивний пласт;

5, 7. Пакер;

6. Нарізні отвори;

8. Незцементований фільтр;

10. Механічні фільтри;

11, 12. Фільтри непроникних матеріалів.

77. В світовій практиці розвивається вибірковий метод ізоляції пластів. Важливу роль в цьому відіграють за колонні пакери встановлені на обсадній колоні, за колонні пакери різної конструкції забезпечують надійну ізоляцію пластів між собою та попереджують притоки нафти, газу або води через затрубний простір. Особливо потрібні пакери, коли водяні, нафтові або газові горизонти знаходяться на невеликій відстані один від одного.

Мета застосування пакера визначається конкретними технологічними задачами – роз’єднання пластів при кріпленні свердловин. Конструкція пакера повинна забезпечувати технологічність його використання та надійний контроль за його роботою. Пакери бувають: механічними або гідравлічними ущільнюючими елементами. ВНДІВТ розробленні законні гідравлічні пакери типів ППГ і ПК. Пакер ПДМ за аналогом американської фірми "Лінес" використовується для ступеневого і манжетного цементування.

81. В границях внутрішніх зонах Предкарпатського прогину найбільш перспективними є палеогенові відклади.

Породи за коефіцієнтом пористості діляться на групи:

• дуже мало пористості до 5%;

• малої пористості 5 – 10%;

• середньої пористості 10 – 15%;

• великої пористості 15 і більше %.

За фільтраційно-ємкісною характеристикою промислові колектори класифікуються таким чином:

• великою ємкістю (пористості 15% і коефіцієнт проникності 0,1 мкм²);

• середньою ємкістю (10 – 15% відповідно, 0,1 – 0,001 мкм²);

• малою ємкістю (відповідно 6 – 10%, 0,001 – 0,0001 мкм²).

Основними стратиграфічними підрозділами продуктивних відкладів є Ялененська (палеоцен), Манявська (нижній еоцен), Виготська (середній еоцен), Бистрицька (верхній еоцен) свити.

Породи ямненської свити представлені в основному масивними пісками з рідкими прошарками аргілітів. Їх пористість змінюється 12 – 16%, проникністю 0,009 – 0,13 мкм².

Малярська свита складена тонкоретмичними прошарками аргілітів, алевролітів, пісковиків. Пористістю 12 – 14%, проникністю 0,026 мкм².

Виготська свита складена пісковиками і алевролітами з рідкими прошарками аргілітів пористістю 10 – 15%, проникністю 0,12 мкм².

Бистрицька свита представлена перешаруванням пісковиків, алевролітів, аргілітів з перевагою останніх. Пористістю 5 – 10%, проникністю 0,13мкм².

Основні промислові запаси нафти ДДЗ пов’язані з верхньовізейськими та нижньовізейськими відкладами нижнього карбону. Породи колектори складаються з пісковиків, рідше з алевролітів, вапняків. За літолого-фізичними особливостями вони відносяться до гранулярно порових, тріщинуватих колекторів. За фізичними особливостями розділяються на три групи:

1. Пористістю 13 – 21%, проникністю (250 – 980)·10^-3 мкм²;

2. Пористістю 12 – 20%, проникністю (33 – 192)·10^-3 мкм²;

3. Пористістю 7,5 – 15%, проникністю (4 – 4,5)·10^-3 мкм².

85. При розкритті породи в процесі буріння свердловини відбуваються фільтраційні властивості вибійних зон продуктивних пластів під впливом ряду факторів:

• фізико-хімічні властивості промивної рідини;

• протитиску на пласт, взаємодій фільтру цементного розчину з поровим простором;

• зміною властивостей нафти при свердловинній зоні під впливом охолодження пласта та при взаємодії нафти з фільтратом.

89. Під терміном кольматації пласта, розуміється процес заповнення порового простору дрібнодисперсним глинистим матеріалом. Тверді частинки із промислової рідини, розміри яких перевищують розміри пор, відкладаються на стінках свердловин, утворюючи глинисту кірку. Друга частина твердої фази з розмірами менше січення пор проникають у пласт утворюючи зону кольматації. Кольматація пласта впливає на зміну його проникності на питомий електричний опір, на величину проникнення фільтрату в пласт. Кольматація може відігравати позитивну роль в попередженні поглинання пластом, промивної рідини.

Технологія цієї примусової кольматації розроблена в Уфинському нафтовому інституті (УФА). Кольматація частіше відіграє негативну роль – втрати продуктивних свердловин, складають 5 – 8%, а при проникненні дисперсних частинах на глибину 10 – 40 сантиметрів продуктивність зменшується 5 – 10 разів.

93. В наш час понад 90% всіх продуктивних пластів розкриваються буровими розчинами, основою є технічна вода. Фільтрати цих промивних рідин витискають нафту та газ, які первісно знаходились в навколо свердловинній зоні. Вплив фільтратів промивної рідини на проникність залежить від технічних умов розкриття.

При освоєнні продуктивного пласта в зоні проникнення фільтрата в наслідок капілярного блокування формується область підвищеного вмісту залишкового фільтрату, яка сприяє зменшенню проникності пласта.

В процесі цементування свердловина створюється погіршення проникності пласта в зоні проникнення твердих часток цементу в пласт, відбувається цементна Кальматація. Глибина проникнення цементного розчину в пласт може складати 1,5 – 2 діаметра свердловини. У високопрониклих колекторах (менше 0,5 мкм²)ступінь погіршення проникності складає 25 – 50%.

При освоєнні свердловин в процесі виклику притоку відбувається зворотне витиснення фільтрату із привибійної зони. Відомо, що в зоні проникнення фільтрату. При цьому защемлення залежить від стану зони проникнення. У малопрониклих колекторах при освоєнні відбувається, прорив нафти по найбільш крупним порам. Малі пори защемляють частину фільтрату.

Існують оптимальні умови освоєння свердловин. Однак при існуючих технологіях ці умови не реалізуються. Промислові спостереження показують, що вилучення фільтрату з привибійної зони для карбонатних колекторів продовжуються 2 – 3 роки, для теригенних – 5-6 років. За цей час продуктивність свердловин зростає у 2 – 3рази.

97. В процесі розкриття пласта який вміщує парафінисті нафти при охолодженні навколо свердловинної зони можливе випадання твердого парафіну і утворення парафінової кальматації. Розміри згустків парафіну складають 5 – 30 мікрон. Розміри пор складають 20 – 25 мікрон. А з’єднуючі канали 7 – 9 мікрон, у з чим при випаданні згустків парафіну закупорюється в основному канали які з’єднують пори.

За рахунок цього явища значно зменшується фільтраційна властивість пласта, до повної ізоляції пласта (повна Кальматація пласта).

Відомо що температура плавлення парафіну 20 – 30⁰ по Кельвіну, для звільнення парафінової кальматації необхідно розчинити парафін або прогріти навколо свердловинний масив до температури плавлення.

2. Відомо що продуктивність свердловин залежить від багатьох параметрів, але фактично дебіт свердловини визначається середньою проникністю колекторів, яка тісно пов’язана з проникністю погіршеної привибійної зони.

Оцінку якості розкриття продуктивних горизонтів найбільш здійснюють через параметр "скін - ефект" або через параметр "ВП – відношення продуктивності" – це відношення фактичної продуктивності до теоретичної:

6. Коефіцієнт при вибійного закупорювання визначається відношенням гідро провідності пласта до погіршеної проникності його:

, де

h – товщина продуктивної частини пласта;

μ – в’язкість нафти або газу в пластових умовах;

κ – коефіцієнт проникності;

пл, 3 – гідро провідність відноситься до віддаленої (пл) або привибійної (3) зони пласта.

10. На прикладі переважно теригенних продуктивних пластів верхньокамяновугільного, нижньопермського віків Леляківського, Гніденцівського родовищ ДДЗ, зроблено аналіз якості їх розкриття з урахуванням дисперсної фази промивної рідини і максимальним впливом інших факторів на пласт.

Дані промислових спостережень, лабораторних досліджень, вказують що при розкритті продуктивних пластів буріння в залежності дисперсна фаза промивної рідини може відіграти подвійну роль – позитивно, обмежуючи проникнення фільтрату в пласт; і негативну, зменшуючи приплив флюїду в свердловину.

На родовищах Прикарпаття встановлене, що із збільшенням репресій на пласт спостерігається тенденція на зменшення продуктивності свердловин. Особливо це чітко спостерігається при розкритті мінілітових відкладів, тому що вони характеризуються тріщінною проникністю. Окремі тріщини мають проникність до 50 мкм², що спричиняє проникненню в них не лише фільтрату, але і твердої фази глинистого розчину. З цих причин "ймовірно" не стали продуктивними десятки свердловин, родовищ НовоСхідненського, Завода, Танява, Битків та інші.

14. Виявлення якісних і кількісних параметрів пластів, які розкриваються в процесі буріння свердловин, відбуваються різними методами їх досліджень – промислово геофізичними, гідродинамічними методами та дослідження кернового матеріалу. Серед цих методів особливе місце займають гідродинамічні дослідження, які дозволяють відібрати натуральні проби, оцінити характеристику колекторських властивостей пласта, ступінь забруднення пласта у при вибійній зоні.

Суть цього метода полягає в ізоляції продуктивного горизонту від стовпа рідини над ним і від решти продуктивних горизонтів. Створюється перепад тиску в даному об’єкті, щоб отримати рух пластового флюїду з колектора до свердловини. При цьому зареєструвати швидкість притоку, характер зміни тиску навпроти випробуваного об’єкту, відібрати представницькі проби пластового флюїду.

Значення цих досліджень велике. На їх основі визначають продуктивність пласта та іншу інформацію яка дозволяє скорочувати загальні витрати на буріння.

Для випробування об’єктів у відкритому стовбурі використовують дві групи спеціальних апаратів: апарати які спускають в свердловину на бурових трубах, і апарати на каротажному кабелі.

В обсаджених експлуатаційною колоною свердловинах крім цих апаратів використовують гідродинамічні випробувачі пластів на базі струминних апаратів, які спускають в свердловину на бурових трубах або на НКТ.

18. Випробувачі на бурових трубах складаються з таких основних вузлів: фільтра, пакера, власне випробувача з впускними клапанами та циркуляційними клапанами.

Ці випробувачі призначені для випробування свердловин одно-, дво-, багато циклових режимах, призначені для досліджень як у відкритому стовбурі, так і в експлуатаційній колоні.

Пакерування випробування здійснюється з упором башмака на вибій свердловини.

При випробуванні пластів з упором на вибій через 30 – 180 секунд після передачі навантаження на па керуючий елемент закривається зрівняльний клапан і відкривається впускний клапан випробувача. Момент відкриття клапана можна виявити по різному переміщенню бурової труби вниз.

При добре промитому вибої просідання інструменту відсутнє.

22. Більш досконалі вузли і широкий вибір допоміжних пристроїв входять до складу багатоциклових випробувачів пластів третього покоління.

Широке розповсюдження отримали багато циклові випробувачі типів ВПГ, ВП, ЗП (клапан запірний обертовий), КЦ (клапан циркуляційний), ПСГ (пакер циліндричний). До основних пристроїв відносять: Ф (фільтр), ЗБ (замок безпечний).

26. Комплекс призначений для досліджень, інтенсифікації і освоєння об’єктів, обсаженій експлуатаційною колоною. Комплекс спускається у свердловину на бурових трубах або НКТ.

Комплекс включає багато цикловий випробувач, пробовідбірник, циркуляційні і зрівнювальні клапани, якір, секційний пакер для отсічення випробувальних горизонтів, гирлову головку.

КІОД – 110дозволяє проводити дослідження, як з однокамерною, так із двокамерною, а також випробувати декілька об’єктів за один спуск комплексу; виконати інтерполяцію припливу із пласта шляхом багаторазової гідравлічної дії на пласт (депресія, репресія).

Комплекс ДІОД – 110 дозволяє працювати в свердловинах з тиском до 30 МПа.

30. Основним вузлом комплексу випробувального обладнання є гідравлічний випробувач пласта ВПГ. Він призначений для герметичного розділення порожнини пустих або частково заповнених рідиною бурових труб і затрубного простору. Одна з геологічних функцій випробувача є створення багаторазової депресії на пласт, які сприяють очистці пласта.

Випробувач складається з корпусних деталей в свердловині яких переміщується шток із спускним клапаном для впуску рідини з пласта в труби.

Запірно-обертові клапани призначені для розкриття пустот простору бурових труб, розташованих вище пакера, після закінчення притоку, а також для автоматичного заповнення розчином бурових труб при спуску в свердловину випробувача. Управління режимами випробування здійснюється обертанням колони бурових труб.

Гідравлічні яси служать для полегшення зняття пакера з місця його кріплення або при ліквідації прихвату хвостовика або фільтра.

Пакери механічної дії призначені для герметизації, роз’єднання випробувальних пластів з рештою стовбура свердловини. Використовують пакери трьох типів: з жорсткою металічною опорою, з розсувною металічною опорою.

Принцип дії однаковий – при упорі хвостовика на вибій свердловини або на її стінки – створюється стискуюче навантаження, під дією якого гумовий елемент пакера деформується і ущільнюється до стінок свердловини.

У випадку, коли виникає необхідність розвантажити буровий інструмент не на вибій свердловини, а на стінки, в компоновку включають опорні якорі. При їх застосуванні можна встановити пакер в будь-яких інтервалах свердловини. Опорні якорі використовують, коли вибій свердловини знаходиться на віддаленні більш 50 метрів від випробувального об’єкту.

Пакер типу ПН складається з двох частин: гумового елементу і опорного якоря. Він служить для роз’єднання досліджу вального об’єкта і створення опори випробовую чому інструменту в свердловині. Пакери бувають механічні, гумово-металеві типу ПГ, МТ.

При застосуванні пакерної компоновки (селективне випробування пластів) в нижній пакер встановлюють зрівняльний клапан, який забезпечує переток бурового розчину через шток нижнього пакера.

При випробуванні перспективних горизонтів у глибинних свердловинах не виключається виникнення прихвату хвостовика або пакера. За допомогою гідравлічного яса можна ліквідувати прихват.

34. Для проведення робіт з трубним випробуванням гирло свердловин обов’язуються спеціальною гирловою головкою, до якої приєднується маніфольд насосних агрегатів.

Гирлова головка складається із корпуса, в якому розміщений корковий кран, який служить для з’єднання або роз’єднання гирлового маніфольду (трубна обв’язка головки). Герметичність труб забезпечується ущільнюючими гумовими кільцями. Вага всієї колони бурових труб або НКТ сприймається роликовим підшипником гирлової головки.

38. При роботі випробувача пластів на кабелі виконуються такі операції:

а) ізоляція невеликих випробувань ділянки на стінці свердловини за допомогою герметичного елемента – пакера;

б) сполучення порового простору випробувальної ділянки з балоном для відбору проби;

в) відбір проб рідини і газу з пласта в балон і герметизація його;

г) випробування тиску на ділянці відбору проби з гідростатичним, що забезпечує безперешкодний підйом приладу.

Наявність припливу і зміна тиску конкретизується і реєструється на поверхні за допомогою дистанційних датчиків.

Випробування пластів приладами на кабелі мають свої характерні особливості:

• висока вибірковість досліджень, невеликий інтервал розміру. Це дозволяє використати випробувач для поінтервального дослідження, виявлення місця розташування ВНК або ГВК;

• висока чутливість випробувача до наявності вуглеводнів;

• точна прив’язка результатів випробування, що дає можливість випробувати прошарки пластів малої потужності;

• оперативність – на одну операцію витрачається 0,5 – 1,5 годин;

• неможливість відкритого фонтанування. Це особливо можливо при дослідженні газоносних пластів.

Процес випробування можна розділити на три послідовні стадії:

І – виникнення і розповсюдження гідродинамічного збудження в пласті;

ІІ – рух рідини і газу із пласта в балон;

ІІІ- відновлення пластового тиску в зоні випробування.

Промисловістю СНД випускаються слідуючі випробувачі:

ВПК-4-5 для свердловин діаметром – 118-145мм;

ВПК-7-10 для свердловин діаметром – 190-270мм;

ВПТ-7-10 для свердловин діаметром – 190-290мм;

ВПД-7-10 для свердловин діаметром – 190-290мм;

ВПН-5-7 для свердловин діаметром –140-190мм;

ВПН-7-10 для свердловин діаметром –190-290мм;

ВПГ-4-7 для свердловин діаметром – 112-196мм;

ВПО-5-6 для свердловин діаметром – 125-152мм.

ВПТ – використовується в замкнутій гідравлічній системі подвійної дії;

ВПК – при подачі використовуються гідростатичні тиски на клапани;

ВПН – для дослідження колекторів, в яких чергуються щільні і проникні пласти;

ВПО – для дослідження обсажених свердловин.

ВПД – забезпечує дистанційну реєстрацію тиску при відборі проб;

ВПГ – випробувачі пластів гідрогеологічних свердловин.

42. В Івано-Франківському інституті нафти і газу розроблена принципово нова конструкція випробувачів пластів на базі струминних апаратів. Пристрій ПГДП – 1 складається із корпуса з сідлом під зворотній клапан і струминного апарату. Корпус має канали для нагнітання робочої рідини, для передачі тиску із підпакерного простору в струм.

Верхня і нижня частина корпусу має різьбу для приєднання до НКТ.

Пристрій дозволяє в процесі випробування свердловини проводити запис кривих відновлення тиску, керувати величину депресій і часом її дії на пласт в режим "депресія - репресія" з метою очистки вибій зони, проводити дистанційний контроль за зміною вибійного тиску.

Дослідження свердловин за допомогою ПГДП – 1 проводять в слідкуючій послідовності:

• спускають на НКТ пакер і корпус пристрою, пакерують кільцевий простір;

• встановлюють фонтанну арматуру з нубрикатором, опресовують;

• спускають на каротажному кабелі струминний апарат;

• проводять дослідження.

При походженні робочої рідини через струминний апарат камери змішування знижується тиск, зворотній клапан відкривається і депресія передається у підпакерну зону, тобто на досліджуємий пласт.