ГЛABA I

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ ПРИМЕНЕНИЯ ИПТ

В ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНОМ БУРЕНИИ

В нашей стране испытание скважин испытателем пластов в основном, в массовом производстве применяется в качестве экспресс-метода исследования продуктивных пластов. Продолжительность исследования пласта, как правило, не превышает 2— 3 ч. За такой непродолжительный период не удается полностью заполнить трубы пластовым флюидом, так как в большинстве случаев испытываются пласты либо слабопроницаемые, либо проницаемые, но с сильно загрязненной призабойной зоной. А если и отмечаются интенсивные притоки, то, как правило, приходится приостанавливать испытание уже через 15—20 мин из-за существующих ограничений по допустимым давлениям в трубах, отсутствия надежных средств восстановления циркуляции бурового раствора и т. д.

При выполнении операции по так называемой «укороченной программе» во многих случаях получают приближенные сведения об объекте испытания и по насыщенности и по коллекторским свойствам, относя их к небольшой прискважинной зоне пласта протяженностью 10—20 м. Тем не менее полученные таким образом сведения оказываются полезными, подтверждающими или отвергающими предварительную оценку по результатам ГИС (геофизические исследования скважин) и геологического контроля о возможности наличия в разрезе продуктивных пластов-коллекторов.

Проблема повышения эффективности применения ИПТ в процессе бурения поисково-разведочных скважин связана с поиском рационального сочетания существующих методов исследования скважин: геологического контроля, ГИС, гидродинамических исследований, с разработкой методики и надежных технических средств для отбора проб жидкости. Расширение области применения ИПТ и информативности метода в целом возможно на основе доработки отдельных узлов существующих комплектов испытательного оборудования, а также на основе разработки новых узлов и комплексов ИПТ.

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

В УСЛОВИЯХ ВЫСОКОСКОРОСТНОГО БУРЕНИЯ

Основная цель поисково-разведочного бурения — выявление и изучение нефтегазонасыщенных пластов в геологическом раз-

резе скважин. При поисках нефтегазовых залежей на больших глубинах изучение продуктивных отложений затруднено из-за сложного их строения, усложнения технологии бурения в условиях высоких температур и давлений. Поэтому при исследовании глубокозалегающих отложений используют широкий комплекс методов исследования скважин, включающих как каротажные геофизические исследования, так и геологические (геохимические) и гидродинамические методы.

Возможности и разрешающая способность методов, используемых при геолого-геофизических и гидродинамических исследованиях, различны по: виду, объему и характеру получаемой информации; точности получаемых данных и глубине охвата пласта и интервалов разреза исследованием; стоимости и трудоемкости выполняемых работ, времени задалживания скважины на их проведение.

Геологические исследования (геологический контроль) выполняют непосредственно в процессе бурения скважины. Они сводятся к изучению режимных параметров бурения (проходки, механической скорости бурения, нагрузки на долото, давления нагнетания и расхода бурового раствора в системе циркуляции), а также состава и свойств бурового раствора и выносимого на поверхность шлама. По результатам этих исследований выявляют наличие возможно продуктивных пластов, устанавливают их качественные характеристики.

Геофизические исследования основаны на замерах физических характеристик пород с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на каротажном кабеле, и выполняются после остановки бурения. При этом получают более полную информацию о разрезе, определяют последовательность и глубину залегания пластов, нефтегазонасыщенные интервалы и т. д.

Гидродинамические исследования, проводимые в процессе бурения, имеют две модификации: 1) экспресс-исследования с помощью аппаратуры, спускаемой на каротажном кабеле ОПК (опробователь пластов на кабеле) или АИПД (аппаратура измерения притока и давления); 2) ИПТ — исследование скважин испытателями пластов, спускаемых в скважину на бурильных трубах. С помощью этих методов можно непосредственно определить насыщенность пластов и их гидродинамические характеристики. При этом, если ОПК и АИПД позволяют опробовать пласт на содержание в его призабойной зоне жидкости, то ИПТ обеспечивает глубокое изучение пласта на десятки — сотни метров. В то же время ИПТ, позволяющий определить нефтегазона- сыщенность пласта и продуктивность скважины, т. е. определить ее промышленную ценность — более дорогой (кратно превышающим стоимость ГИС) метод изучения пласта и требует большего времени на выполнение операций.

Таким образом, ИПТ существенно отличается от остальных методов скважинных исследований тем, что является прямым 4

.методом. Следует заметить, что ИПТ неправомерно некоторые исследователи [3] включают в комплекс ГИС в качестве одного из методов каротажных работ. ИПТ должен быть предусмотрен £ проекте на строительство скважин в качестве этапа заканчивания, освоения скважины.

Несмотря на трудоемкость и относительно высокую стоимость расширение объемов применения ИПТ совершенно необходимо, так как непроизводительные затраты на испытания в ко- лонне остаются пока очень большими. Как следует из результатов анализа эффективности исследовательских работ в десятой пятилетке: по Миннефтепрому около 10% испытанных объектов оказались непродуктивными при положительной геофизической характеристике; 3% скважин, оцененные как непродуктивные, дали промышленные притоки нефти, а при неопределенных геофизических заключениях только из каждой третьей скважины получена нефть [4]. В Главтюменьгеологии объем применения ИПТ составляет 15—20 % от общего числа испытываемых объектов. Тот же факт, что количество непродуктивных скважин при испытаниях в колонне достигает 40%, то из этого следует, что доля испытаний в открытом стволе должна быть увеличена до крайней мере в два раза для снижения числа непроизводительных работ в колонне.

Расширение объемов применения ИПТ в открытом стволе не должно ограничиваться увеличением числа этих операций. Без тщательной подготовки и обоснований выбора объектов для испытания многие рейсы ИПТ в скважину оказываются холостыми. В целом по Миннефтепрому испытанием «сухих» объектов заканчивается до 40% скважин.

Повысить эффективность применения ИПТ и результативность скважинных исследований в целом можно на основе оперативного сбора, учета и интерпретации всей накапливающейся информации при бурении. Однако существующая форма организации скважинных исследований не обеспечивает оперативный режим работы. Наблюдения за параметрами бурения, геохимическими характеристиками промывочной жидкости часто представляет собой простое фиксирование параметров процесса без оперативного управления бурением и исследованием на базе накопленной информации. «Фотография» процесса передается геологическим службам предприятий, ведущих бурение и исследовательские работы, где осуществляется подробная сводная интерпретация всех полученных данных.

В условиях высокоскоростного бурения методы геологического контроля, основанные на анализе шлама и бурового раствора, дают информацию о вскрытом разрезе с задержкой по времени, ■связанной с их подъемом на поверхность, подготовкой к анализу и анализом. За период получения этой информации долото успевает намного углубиться относительно объекта. Геофизические исследования проводят после вскрытия определенных ин-

тервалов (200—400 м) под промежуточные исследования. Выявленные при этом объекты могут располагаться далеко от забоя, что создает трудности для их исследования ИПТ. Кроме того, изучить материалы всего комплекса скважинных исследовании невозможно непосредственно в полевых условиях.

В связи с этим для оперативного решения задач поиска продуктивных объектов при геологическом контроле необходима уделить особое внимание методам получения информации без задержки во времени (механический каротаж), а также экспресс-анализ шлама и бурового раствора. На базе полученной информации о появлении продуктивных пластов в разрезе скважины необходимо приостановить бурение и начать работы па подготовке к испытанию, отбору керна, не вскрывая весь интервал разреза, соответствующий интервалу промежуточных геофизических исследований. При этом предварительно следует провести ГИС минимальным комплексом — для отбивки границ, пласта и оперативного анализа свойств пород в зоне, подлежащей испытанию. При неполном комплексе ГИС возможно оперативное выделение объектов, кроме того, время задалживания скважины на исследовательские работы минимально. В данном случае либо подтверждается необходимость спуска ИПТ для проведения гидродинамических исследований, либо определяется ошибочность прогноза о наличии возможно продуктивного- пласта по результатам геологического контроля.

Применительно к слабо изученным пластам, характерным для месторождений Тюменской области, в оперативный комплекс ГИС должны обязательно входить ПС, ИК, вертикальная и радиальная характеристики которых лучше по сравнению с методами кажущихся сопротивлений. Дополнительно в этот комплекс можно включить кавернометрию и микрометоды.

Кроме того, для получения полной информации о структуре- пород, выявленных геологическим контролем, должны планироваться работы по отбору керна колонковым снарядом, а также боковым грунтоносом, спускаемым в скважину на каротажном кабеле. Особенно это касается отложений с определенной характеристикой по данным ГИС. При их исследовании необходимо применять ОПК или АИПД. Полученная указанными приборами информация может подтвердить необходимость спуска ИПТ или отклонить намеченные геологическим контролем объекты для испытания испытателем пластов. ОПК и АИПД следует также использовать на участках ствола с большой кривизной, где спуск ИПТ связан с возможностью возникновения прихвата или какого-либо другого осложнения.

Программа оперативного исследования поисково-разведочной скважины представлена в виде блок-схемы на рис. 1. Она предусматривает разбуривание хорошо изученных отложений (категория А) без тщательного изучения геолого-геохимической информации, но с подробным анализом технологической инфор-

Расчленение разрезапо степени

-изученности по ГТК

Способ буренияи изучениеинтервалов

Контроль за ходомбурения

Подготовка к испы танию, дополнитель ные исследования

Детальные ГИС

Оценкаперспективностиобъектов

Испытание в

процессе бурения

Оценка

завершенностиработ

Анализ материалов,планированиепоследующихработ

Интервал бурения

А

Да

Бурение всего интервала с последующим проведе - нием промежуточных общих ГИС

Бурение интервала при непрерывном геологическом контроле

Вскры-

ранее не

изученные

горизонты?

ные горизонты вскры

Отбор керна боковым грунтоносом

Специальные ГИС

Нет

Имеются

перспективные

объекты?

Испытание, ИПТ

Нет

Да

Вскрытие интервала для испытания, отбора керна

Им

тся ли

признаки

коллек

тора?

СпециальныеГИС

Нет

Промежуток ныеГИС

Имеются

перспективные

объекты?

Испытание

ИПТ

Изучение всех материалов, принятие решений: выбор способа крепления, освоения, испытания скважины

Закончено

ли бурение скважины?

Уточнение положения

и изученности

очередного интервала

Рис. 1. Геолого-технологическая программа испытания скважин в процессе бурения

мации для решения задач оптимизации режимов бурения. В интервалах слабой изученности (категория В) бурение ведут с усиленным геологическим контролем. Критерий оптимизации, бурения в этих интервалах — получение достоверной информации о геологическом разрезе. При необходимости в данном интервале следует уменьшить скорость бурения, чтобы не пропустить при геолого-технологическом контроле перспективные на нефть и газ объекты.

Наиболее изученными для месторождений Тюмени, хорошо охваченных керновым материалом и геофизическими исследованиями, являются пласты меловых отложений, сложенные породами с межзерновой пористостью. Эти отложения (категория Д) хорошо диагностируются геофизическими исследованиями. К категории изученности В относятся пласты палеозойских отложений, для выделения которых необходимо усилить геологический? контроль путем расширения комплекса ГИС.

Реализация рассмотренной программы предполагает наличие на бурящихся скважинах станций контроля режимно-технологических и геологических параметров бурения, так как первые признаки вскрытия перспективных объектов выявляются именно гео' логическим контролем.

Выполненные комплексные исследования на базе геологотехнологических станций контроля в Нижневартовском районе подтверждают высокую эффективность применения рассмотренной программы управления.

ИЗУЧЕНИЕ ПЛАСТОВ С ЧЕРЕДОВАНИЕМ ГИС И ИПТ

Рассмотренная выше геолого-технологическая программа изучения разрезов скважин предназначена для оптимизации материальных и временных затрат, выявления и изучения всех перспективных в разрезе скважины пластов при рациональном использовании всего арсенала существующих методов исследования пластов в процессе углубления скважины. Эта программа, эффективная в поисковом бурении, когда нет еще четкого представления о пластах в этаже нефтеносности, программа эффективна и в разведочном бурении, где встречаются пласты различной категории изученности.

Если же в разведочном бурении есть достаточно ясное представление об этаже нефтеносности, но остаются неясными характеристики отдельных пластов (проницаемость, нефтегазово- донасыщенность и т. д.), то возникает необходимость в детальном изучении всего разреза скважины (этажа нефтеносности) прямыми методами — испытанием пластов в процессе бурения. Однако здесь также важно найти рациональное сочетание применения ГИС и ИПТ.

Наиболее целесообразный способ изучения проницаемых .пластов в разрезе скважин — последовательное поинтерваль- ное испытание отдельными интервалами всего этажа нефтеносности. Особенно это относится к залежам, проницаемые интервалы которых плохо выделяются с помощью существующих комплектов ГИС.

К таким коллекторам можно отнести, например породы тюменской свиты на месторождении Красноленинского свода, приуроченные к толще (200—300 м) нефтегазонасыщенных пластов. При испытании пластов в обсаженных скважинах только на небольшой нижней части этажа нефтеносности получают устойчивые притоки нефти: дебиты скважин составляют до 210 т/сут, в ряде случаев — более. Результаты испытания верхних пластов в разрезе скважин не дают четкой картины распределения проницаемых участков по площади залежей. В то же время на изучение этих пластов приходится затрачивать большие материальные средства при их испытании в колонне.

Изучение материалов испытания скважин этого месторождения показывает, что объекты исследования уже через 15—20 ч после вскрытия подвергаются значительному загрязнению действием фильтрата промывочной жидкости. Именно повышенная чувствительность пластов к действию промывочной жидкости приводит к тому, что при их вскрытии перфорацией через 30— 40 дней после вскрытия бурением они оказываются «слабоприточными» или «сухими». Поэтому технологией ведения работ с ИПТ предусматривается выполнение операции по мере вскры- •тия пластов с подбором хвостовиков не превышающих 100 м (преимущественно длиной 50—60 м). Ориентиром при выборе длины хвостовика служит прежде всего необходимость получения качественных кривых восстановления давления и отбора проб жидкости в бурильные трубы. Кроме того, здесь ограничивающим обстоятельством применения длинных хвостовиков яв- .ляется невысокая успешность таких операций: например в 1982— 1984 гг. из 20 объектов, испытанных в скважинах данного района с применением хвостовиков длиной более 100 м, в 10 случаях пришлось выполнять повторные спуски ИПТ, а из 35 испытанных объектов с короткими хвостовиками только в двух случаях пришлось повторять испытания (но не из-за негерметичности пакеровки, а неподготовленности ствола скважины).

Режимы испытания выбирают исходя из необходимости исключить возможные возникновения осложнений: общая продолжительность исследования не более 2 ч одно-двухцикловым испытанием. Депрессия на пласт выбирается не более 17 МПа с тем, чтобы исключить возможное разрушение стенок скважины в интервале исследуемого объекта.

В целом весь этаж нефтеносности расчленяется на 5 объектов (пластов) и оценивается тремя-пятью испытаниями. В случаях, когда все объекты исследования оказываются «сухими»

или же в каких-либо из них получают пластовую воду, скважины заканчивают без спуска эксплуатационных колонн. В тех же случаях, если хотя бы один объект (или часть объектов) окажется продуктивными, то скважина обсаживается эксплуатационной колонной и производят более полные испытания нефтяных пластов обычными методами. И в этих случаях эффективность выполненных работ с ИПТ в открытом стволе не вызывает сомнений: прежде всего — не приходится нести большие материальные затраты на испытание в колонне тех объектов, непродуктивность которых выявлена на стадии бурения.

В табл. 1 приведены сведения о выполненных испытаниях в скважинах Ем-Еговского и Талинского месторождений.

Таблица I

Результаты испытания скважин ИПТ в процессе бурения и при освоении в колонне Ем-Еговского и Талинского месторождений

Номер

Испытание ИПТ в процессе бурения

Испытание в колонне

5

Продуктивность, (м3/сут)/МПа

&

о

S

О 3

i

| S

фактине-

потен- циаль-

С

5 S

о g

1

g£ и

11

к

1

2

3

4

I 11 п+ш IV

P-19

69

111

52

5,00 10,20

0,27

3,80 25,00

1,20

0,18

0,16

И

7

31

3,30 0,08

1,50

10,20 0,25

3,30

5

6

7

8

9

I II III IV V

P-140

58

46

45

64

43

Пр] 0,241

Пр1 6,60 17,00

пока нет 0,44| —

1тока нет

7,401 0,66

27,403,90

26

22

12

Прите 0,79

36,90

жа нет

18,20

13,30

10

11

12

13

I

II III IV

P-511

111

54

80

77

0,21

0,10 0,20 42,70

Слабый приток То же Притока нет 42,70| 67,00

14

32,40

251,60

14

15

16

17

18

I I+II III IV V

P-129

55

109

53

57

38

Пр

17,10

атока нет

То же »

17,101 0,84

10

16

10

8

Притока нет — । .—

Притока нет То же

3,4 I 10,50

19

20

21

22

23

I II III IV V

P-519

75

54

57

56

60

Притока нет То же Слабый приток То же

45,01 78,001 46,20

10

20

Прите

50,00

жа нет

51,0®

Выполненный комплекс работ с ИПТ на одной и той же залежи по испытанию одних и тех же пластов позволяет получить любопытные результаты при сравнении данных испытания в процессе бурения с материалами повторных испытаний тех же пластов в колонне (в половине рассмотренных примеров были выполнены повторные испытания в колонне). Так, из табл. 1 видно, что при неполучении притока нефти испытателями пластов в процессе бурения не было получено притоков нефти и в колонне после перфорации тех же пластов (14, 16, 17 испытания, см. табл. 1). При притоках слабой интенсивности (2, 4, 6 испытания), наблюдавшихся при работе с ИПТ, низкая продуктивность отмечалась и в колонне. Однако обращает на себя внимание тот факт, что при испытании в колонне продуктивность оказывается в 2—5 раз выше, чем в процессе бурения. И это несмотря на то, что при освоении скважин интервалы испытания, как правило, были меньше исследуемых в открытом стволе. Кстати, повышенные показатели продуктивности отмечаются и при испытаниях в колонне в ряде высокодебитных скважин (9, 23 испытания).

В рассматриваемых примерах все объекты были испытаны сразу после вскрытия, поэтому они не могли быть подвержены значительному загрязнению. Однако, как следует из результатов обработки КВД, ухудшение проницаемых свойств коллектора в околоствольной зоне скважины все-таки происходит: при расчетах получены положительные значения скин-эффекта, равные 3—10.

Расчетные значения потенциальной продуктивности скважины, соответствующие коллектору с восстановленными фильтрационными характеристиками, более сопоставимы с фактическими показателями продуктивности скважин (4, 6, 9 испытания). Если же еще учесть, что получение повышенных показателей продуктивности при испытаниях в колонне достигается без выполнения каких-либо специальных методов интенсификации притоков, то из всего вышесказанного можно сделать вывод, что ухудшение проницаемых свойств коллектора в призабойной зоне пласта происходит не только из-за загрязнения пласта фильтратом бурового раствора и твердыми частицами утяжелителя и выбуренной породы. По-видимому, здесь наблюдается ползучесть, деформация пород в ПЗП при создании повышенных депрессий, что и является основной причиной ухудшения фильтрационных свойств коллектора в ПЗП при испытании ИПТ в процессе бурения.

Анализ материалов применения ИПТ в данном районе позволяет также наметить пути более широкого применения методов комплексного изучения получаемой информации. При интерпретации диаграмм давления, полученных при испытании пятого пласта (см. табл. 1) высокопродуктивной скв. 519 Ем-Еговской, было замечено, что КВД (кривая восстановления давления), no

Рис. 2. График КВД и общий вид диаграммы давления по скв. 519 Ем- ЕговскойРис. 2. График КВД и общий вид диаграммы давления по скв. 519 Ем- ЕговскойРис. 3. Схематическая карта изопахит в районе Ем-Еговской площади: 1 — изопахиты; 2 — граница водонефтяной зоны; 3 — скважиныРис. 3. Схематическая карта изопахит в районе Ем-Еговской площади: 1 — изопахиты; 2 — граница водонефтяной зоны; 3 — скважины

Рис. 2. График КВД и общий вид диаграммы давления по скв. 519 Ем- Еговской

Рис. 2. График КВД и общий вид диаграммы давления по скв. 519 Ем- Еговской

Рис. 3. Схематическая карта изопахит в районе Ем-Еговской площади: 1 — изопахиты; 2 — граница водонефтяной зоны; 3 — скважины

Рис. 3. Схематическая карта изопахит в районе Ем-Еговской площади: 1 — изопахиты; 2 — граница водонефтяной зоны; 3 — скважины

строенная в полулогарифмической системе координат, имеет три явно выраженных участка (рис. 2). Первый 1 и второй 2 участки отражают динамику фильтрации жидкости в призабойной и удаленной зонах. В результате расчетов получили, что коллекторские свойства в ПЗП значительно ухудшены — скин-эффект равен 10,2. Поэтому продуктивность скважины может быть существенно повышена с 45 (м3/сут)/МПа до 78 (м3/сут) /МПа, т. е. почти в 2 раза после восстановления коллекторских свойств.

На КВД (рис. 2) отмечается также третий (конечный) участок 3, наклон которого больше того, который характеризует проницаемость удаленной зоны пласта.

Как известно, искривление конечного участка КВД вверх связано с наличием неоднородностей в зоне исследования. В частности, если отмечается изменение наклона КВД в 2 раза, то это свидетельствует о наличии прямолинейного барьера в зоне исследования пласта. В нашем случае угол наклона КВД увеличился в 4,1 раза из чего следует, что в зоне исследования имеются границы более сложной конфигурации. По результатам обработки полученной КВД представилось возможным определить расстояние от скважины до границы резкого изменения проницаемости пласта: оно равно 53,4 м. Из карты равных мощностей геологического участка залежи в районе бурения данной скважины (рис. 3) видно, что рассматриваемая скважина пробурена в области близлежащей к зоне выклинивания, ориентировочна намеченной геологами по результатам бурения разведочных скважин.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что зона выклинивая пласта проходит достаточно близко к скважине» В целом приведенный анализ позволяет сделать вывод, что по 12

скважинам, в которых резко увеличен объем применения ИПТ с освещением всего этажа нефтеносности испытаниями, уже на стадии бурения имеется полная достоверная информация о наличии продуктивных пропластков по разрезу. При этом суммарные затраты на изучение всех пластов оказываются меньшими чем на испытание всех пластов в колонне.

МЕТОДЫ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОГО ИСПЫТАНИЯ ДВУХ ПЛАСТОВ

Традиционно используемые в практике схемы испытания предполагают чередование двух режимов: приток и восстановление давления. При двухцикловом испытании серийным оборудованием КИИ-2М выполняется последовательно приток — восстановление давления — приток —. восстановление давления. Для реализации этих режимов с помощью запорно-поворотного клапана закрывают и открывают скважину, т. е. открывают доступ жидкости в трубы, частично заполненные жидкостью, и затем перекрывают поток жидкости на забое. Часто, особенно при испытании слабоприточных пластов, возникает проблема: как по возможности больше времени отвести на отбор жидкости из пласта (на приток), в то же время выделить максимально возможное время для записи КВД. В условиях ограниченного по времени общего цикла исследования во многих случаях не превосходящего 2—3 ч выбрать оптимальные режимы испытания не всегда возможно. В идеале необходимо все время испытания отвести на отбор жидкости из пласта, но тогда не остается времени на запись кривых восстановления давления.

Заметим, что при использовании оборудования для селективного испытания пластов с опорой на стенки скважины, с помощью которого возможно последовательно испытать два или несколько пластов, предполагается смещение всей компоновки: ИПТ последовательно вверх по стволу для испытания очередного пласта. При этом общее время испытания очевидно приходится разбивать на несколько интервалов, существенно уменьшая цикл исследования по каждому пласту. Таким образом, обеспечение за один рейс исследования нескольких объектов связано со снижением качества получаемой информации по каждому пласту.

Если учесть, что при перемещении компоновки с объекта на объект приходится затрачивать дополнительное время (когда часовые приводы манометров продолжают работать) на установку, снятие пакера, закрытие и открытие скважины, то область применения последовательного испытания пластов со смещением компоновки ИПТ по стволу скважины ограничивается. Так, даже незначительные перегрузки якоря приводят к нарушению процесса испытания (приседанию пакера, нарушению его герметичности и т. д.).

Рис. 4. Испытатель для одновременного исследования двух пластов

Рассмотренная ниже схема одновременного испытания двух пластов позволяет выполнить качественно исследование двух пластов без ограничения времени испытания каждого пласта, связанного с последовательностью их испытания. Данную схему легко реализовать на основе серийного оборудования как КИИ, так и МИГ. Испытатель для одновременного испытания двух пластов изображен на рис. 4, на примере использования оборудования МИГ. На рис. 5, а показаны режимы работы элементов испытателя пластов и соответствующие различным позициям штока — графики изменения давления в зонах испытания двух объектов (рис. 5, б).

Компоновка состоит из штока 1 испытателя пластов, корпуса 2, верхнего и нижнего пакеров 4, верхнего и нижнего фильтров 5, опорного элемента 9, манометров 8. Полый шток / имеет отверстия А и Б соответственно в верхней и нижней частях, устройство также включает запорную гильзу 3, неподвижную гильзу 6 с отверстиями В, манометр 8. Верхний и нижний МЭНО- 14

Рис. 5. Порядок работы элементов ИП:

а — схема работы испытателя; б — диаграммы давления верхнего и нижнего манометра

метры 8 установлены соответственно для регистрации давлений в верхнем и нижнем пластах 7 (см. рис. 4).

Устройство работает следующим образом (рис. 5). Во время спуска оборудования в скважину внутренная полость бурильных труб разобщена с затрубным пространством, отверстия А штока испытателя перекрыты запорной гильзой 3, а отверстия Б — неподвижной гильзой 6 (см. рис. 4). При этом оба манометра регистрируют нарастание давления в соответствии с глубиной нахождения оборудования в скважине (поз. /, участок абу

После установки элемента 9 (см. рис. 4) на забой или стенки скважины пакера перекрывают ствол скважины, изолируя поло-

15

сти над верхним пакером, в межпакерном пространстве и под нижним пакером друг от друга. После разгрузки оборудования шток 1 перемещается вниз и выходит из зацепления с запорной гильзой 3. Через фильтр 5 и отверстия А сообщается внутренная полость бурильных труб с межпакерным пространством, передавая депрессию на верхний пласт ^бб'У В бурильные трубы начинает поступать жидкость из верхнего пласта, что регистрируется верхним манометром в виде кривой б'в (поз. //). Так как пространство под нижним пакером при этом изолировано — отверстия Б и В между собой остаются перекрытыми, то нижний манометр фиксирует некоторое понижение давления от гидростатического до пластового (бе).

Затем последующей натяжкой инструмента отверстия А перекрываются запорной гильзой, а отверстия Б и В совмещаются, в результате чего верхний пласт отключается, а нижний пласт подключается в работу. При этом верхний манометр регистрирует первую кривую восстановления давления (КВД) — в а, а нижний — кривую притока — в', г (поз. ///).

При последующей разгрузке инструмента производится очередная смена режимов испытания пластов — верхний пласт пускается в работу ■— г'д\ нижний, наоборот, отключается — здесь ведется запись кривой восстановления давления — гд (поз. /V) и т. д.

По окончании испытания бурильные трубы приподнимают, снимают пакеры, оба манометра фиксируют гидростатическое давление. Затем по мере подъема бурильного инструмента манометры регистрируют снижение давления.

Таким образом, данная схема испытания обеспечивает одновременное многоцикловое исследование двух изолированных друг от друга пластов. Она позволяет рационально использовать время, отводимое на испытание таким образом, что во время проведения отбора жидкости из верхнего пласта проводится исследование методом восстановления давления нижнего пласта и наоборот.

В результате, все время, отведенное на испытание, используется для исследования и отбора жидкости из каждого объекта, тем самым повышая качество изучения пластов, и не деля весь цикл исследования на два отдельных кратковременных последовательных испытания двух объектов.

Экономический эффект при применении предлагаемого устройства связан с исключением необходимости дополнительных спусков испытательного оборудования для полного изучения всех объектов в разрезе скважины, число спусков сокращается вдвое в скважинах, где выделяется несколько продуктивных пропластков.

Отметим, что повышение эффективности выполнения операций по испытанию двух объектов с помощью предлагаемого устройства сокращением времени на испытание пластов — не самое

главное достоинство метода, оно позволяет еще расширить возможности техники ИПТ, выявить новые характеристики пластов ранее не определявшиеся. Действительно, поскольку испытываемые пласты расположены рядом и подвергаются исследованию одновременно, то появляется возможность оценить характер гидродинамической связи этих пластов, определить вертикальную проницаемость пластов-коллекторов. Если пласты изолированы друг от друга, то по характеру роста КП и КВД можно выявить отсутствие связи между ними. В случаях, когда кривые притока и восстановления давления записаны с «искажением», то это свидетельствует о наличии связи между пластами и можно определить фильтрационные характеристики перетока жидкостей между пластами.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБОВ ОТБОРА ПРОБ

Отбор проб жидкости из бурильных труб при испытании — основной источник информации о насыщенности испытываемого пласта. В компоновках КИИ, как известно, нет специальных узлов для отбора изолированных проб. Для отбора проб циркуляционный клапан устанавливается на две свечи выше ЗПК в колонне бурильных труб и тогда при восстановлении циркуляции при подъеме, когда уровень жидкости в трубах достигает устья, отобранная из пласта жидкость не вытесняется из нижних труб колонны. Однако качество и сохранность таких проб не достаточно высокие. А при испытании слабоприточных пластов, как правило, выделить представительную пробу из объема жидкости над клапанами не удается и поэтому информация об испытанном пласте оказывается недостаточной для оценки его насыщенности.

Частично решается проблема отбора пробы пластовой жидкости из замкнутого пространства между запорно-поворотным клапаном и испытателем пластов, т. е. приборного переводника. Однако, поскольку проба оказывается в патрубке под атмосферным давлением, то фракционный состав жидкости (газа) отбираемой на поверхности отличается от того, который поступал в скважину на забое.

Проблема может быть решена только с созданием специальных пробоотборников для отбора герметизированных проб, доставкой их на поверхность и транспортом в изолированном виде в физико-химическую лабораторию. Из-за этого в новых комплектах ИПТ пробоотборники используют в качестве обязательного узла. Однако разработать надежную конструкцию пробоотборника пока не удается. Ни один из существующих в серийном •оборудовании и защищенных авторскими свидетельствами в последние годы пробоотборников (их насчитывается около 20) не удовлетворяет основной цели: надежному отбору представительной пробы.

2—1404 17

Основной недостаток серийных пробоотборников состоит в том, что они проточные, т. е. весь поток жидкости, поступающий из подпакерной зоны, проходит через их рабочую камеру, которая перекрывается в конце испытания [2]. Если при испытании наблюдается интенсивное поступление жидкости в трубы, равное нескольким объемам подпакерного пространства, то в пробоотборнике остается к моменту окончания испытания чистый образец пластовой жидкости. В большинстве же случаев при испытании слабоприточных объектов, где особенно важно достоверно определить их насыщенность, пробоотборники не удается заполнить пластовой жидкостью. Еще один недостаток пробоотборников — все они срабатывают от вертикального перемещения или вращения колонны труб и поэтому отбор (отсечение пробы в камере) пластовой жидкости приурочивается к окончанию операции или к моменту переключения режимов испытания.

Заметим также, что для глубокого и достоверного анализа процесса испытания желательно иметь сведения о составе пластового флюида в конце операции, динамике ее поступления, изменении состава в процессе притока и период восстановления забойного давления. Итак, необходимо отбирать пробы поступающей жидкости в изолированные камеры в течение всего процесса испытания. Этим требованиям не удовлетворяет ни одна из существующих конструкций пробоотборников.

В результате поисков приемлемых решений была найдена новая техническая конструкция пробоотборника, обеспечивающая отбор нескольких изолированных проб из потока поступающего в трубы флюида. Управление работой пробоотборника осуществляется автономно (автоматически), не зависимо от выполнения операций по закрытию и открытию скважины (рис. 6).

Пробоотборник состоит из корпуса 1, тормозной системы из двух камер 2 и 8, соединенных каналом 11, пробоотборных кольцевых камер 4 со штуцерами 3, полого поршня 7, имеющего обратный клапан 9 и часовой регистрирующий механизм 5, 6. В канале И установлен обратный клапан 10. Поршень 7 выполнен в виде гидравлически неуравновешенного элемента, перемещающегося в осевом направлении вверх под действием перепада давления (разности давлений в трубах и тормозной системе), действующего на нижний его торец. Обратный клапан 9 служит автоматическим ограничением движения поршня 7 при записи кривой восстановления давления во время закрытия скважины.

Кольцевые камеры имеют штуцеры 3 для отбора жидкости после извлечения пробоотборника на поверхность. В компоновке испытательного оборудования пробоотборник устанавливается

11111010

11

11

10

10

Рис. 6. Пробоотборник для испытателя пластов

над системой клапанов испытателя пластов и спускается в скважину собранным так, как показано на рис. 6.

Пробоотборник работает следующим образом. Пластовая жидкость поступает в пробоотборник создавая повышенное давление под обратным клапаном 9 поршня 7 по сравнению с давлением столба залитой жидкости, в результате чего он открывается и пластовый флюид вытесняется в бурильные трубы. При этом кольцевые камеры 4 заполняются пластовым флюидом. После закрытия скважины для записи кривой восстановления давления движение жидкости в трубах прекращается, давление над и под обратным клапаном выравнивается и клапан 9 закрывается. При дальнейшем смещении вверх поршня 7 давление под клапаном 9 снижается и после выравнивания усилий, действующих на верхнюю и нижнюю торцевые поверхности полого поршня 7, когда

Рт1!! = Рн/г»

последний останавливается (здесь fb f2 — площадь соответственно верхней и нижней торцевых поверхностей полого поршня; Рн, Рт — давление соответственно под клапаном 9 и в трубах).

Таким образом, в закрытом периоде испытания перемещение поршня не происходит. По этой же причине шток остается в неподвижном положении и при спуско-подъемных операциях.

2’ 19

После открытия скважины на второй период притока поршень 7 вновь начинает перемещаться вверх, перекрывая последующие кольцевые камеры 4, а при закрытии скважины полый поршень прекращает перемещение вверх. После каждого открытия скважины для проведения очередного периода притока поршень вновь перемещается вверх. Аналогичным образом работает поршень и при перемещении испытательного оборудования для испытания других интервалов в разрезе скважины.

Во время подъема инструмента происходит снижение давления в трубах. При этом поршень 7 остается в неподвижном положении: его перемещение вниз невозможно из-за перекрытия каналов для перетока жидкости в нижнюю камеру § обратным клапаном 10 тормозной системы.

После подъема пробоотборника на поверхность, пробы из каждой камеры 4 отбираются в отдельные сосуды через соответствующие штуцера 3.

Применение предлагаемого пробоотборника позволяет получить несколько изолированных проб в процессе каждого периода испытания, что даст более полную информацию об изменении компонентного состава поступающей жидкости в процессе испытания, а следовательно, дает возможность получить более достоверную информацию о насыщенности пласта и его потенциальных характеристиках. Кроме того, предлагаемая конструкция позволяет вести работы независимо от вида применяемого испытательного оборудования, управляемого вертикальным перемещением или вращением колонны труб, или же каким-либо другим способом, так как включение пробоотборника не связано с работой основных клапанов оборудования и определяется только характером поступления жидкости в трубы.

При интенсивном притоке частота отбора проб выше, а при притоках слабой интенсивности периодичность отбора проб меньше.

ИСПЫТАНИЕ ОСЛОЖНЕННЫХ СКВАЖИН

При проведении операций с ИПТ в осложненных стволах скважин часто приходится устанавливать хвостовики длиной до 100 м и более. Качество испытаний при этом резко падает, что связано с затруднением получения представительной пробы в трубы над испытателем пластов и в пробоотборник, устанавливаемый выше пакера. Так же недостаток таких работ — при слабопроницаемых пластах значительно проявляет себя послепри- точный эффект и поэтому КВД оказываются недовосстановив- шимися. Возникают затруднения и в обеспечении герметичности при пакеровке. Кроме того, возможны осложнения, связанные с изгибом и прилипанием хвостовика.

Для повышения качества таких операций необходимо тщательно выполнять подготовительные работы по проработке ство- 20

ла скважины, выравниванию свойств промывочной жидкости, и- особенно учитывать возможность возникновения прихватов. Следует также уделить особое внимание выбору труб для хвостовика, удовлетворяющих возможным повышенным статическим и динамическим нагрузкам при пакеровке.

Проблема отбора представительных проб жидкости может быть решена включением в компоновку дополнительных узлов; обратного клапана и раздвижного механизма, которые могут' быть легко изготовлены в промысловых условиях.

Компоновка состоит из стандартных узлов ЗПК, ИП, ясса,, пакера и фильтра (рис. 7). Под пакером устанавливается раздвижной механизм с отверстиями на штоке, служащий для гидравлического сообщения подпакерной зоны (через пакер и уравнительные отверстия ИПТ) с надпакерной зоной. Над фильтром (или непосредственно в верхней части фильтра) устанавливается обратный клапан. Фильтр с клапаном в хвостовике устанавливается на таком уровне, чтобы после упора хвостовиком на забой он оказался напротив наиболее перспективного по проницаемости пласта. При использовании подобной компоновки возможно получение пробы жидкости в пространстве над клапаном’ фильтра. Вероятность оценки насыщенности пласта при этом, резко повышается.

Рис. 7. Компоновки ИПТ с одним пакером (а) и с двумя пакерами (б):

ВТ —■ бурильные трубы; ПП — переводник для приборов; ЗПК — запорно-поворотный клапан; ИП — испытатель пластов; ЯГ — ясс гидравлический; ПЦ — пакер; ОК — обратный клапан; Ф — фильтр

В некоторых случаях достаточно установить в компоновке хвостовика два обратных клапана: один непосредственно над пакером, другой над фильтром (см. рис. 7,6). В этом случае коэффициент пакеровки должен быть выбран так, чтобы обеспечивалась проходимость инструмента по стволу скважины, а именно: ^п= 1,12^-1,14. Такая компоновка обеспечивает переток жидкости из подпакерной зоны в надпакерную через клапан фильтра, пакер и уравнительные каналы ИП. При снятии пакера после открытия уравнительного клапана ИП компоновка обеспечивает сообщение надпакерного пространства с подпакерной зоной при открытии клапана, находящегося под пакером.

Если в интервале испытания находится два перспективных по проницаемости и насыщенности объекта и невозможно испытать нижний объект из-за затруднений при установке пакера (повышенная кавернозность по всему стволу скважины), то может быть применена компоновка с двумя пакерами (см. рис. 7,6). Для улучшения проходимости нижнего пакера и выполнения операций по разобщению труб, находящихся над нижним пакером и пространством под ним, в компоновку включается дополнительный узел — испытатель пластов. Таким образом, представляется возможным с применением стандартных узлов КИИ выполнить операцию по одновременному исследованию двух объектов, а именно отобрать раздельно пробы из нижнего и верхнего интервала. Проба из нижнего интервала остается в патрубке (или системе труб), расположенным над нижним ИП, а проба из верхнего пласта отсекается между клапанами ЗИК и ИП, находящихся над верхним пакером. Предлагаемая компоновка исключает возникновение осложнений, связанных с освобождением пакеров после завершения испытания, так как после натяжения инструмента устанавливается гидравлическая связь между, над- и подпакерными пространствами.

Такое раздельное испытание двух объектов при использовании длинных хвостовиков не приводит к проявлению послепри- точного эффекта, так как подпакерные зоны для каждого пропластка изолированы друг от друга.

Заметим, что в случае, когда нижний пакер не полностью перекрыл скважину и гидравлическое сообщение остается между двумя объектами, после создания депрессии на пласт жидкость из нижнего объекта будет поступать через нижний пакер и испытатель пластов в вышерасположенные трубы. В данном случае проба жидкости будет отобрана также из нижнего пласта. Если же пакер надежно изолирует нижний объект от верхнего, то помимо раздельного отбора проб жидкости возможна и раздельная запись кривых восстановления давления. Это происходит в том случае, когда верхний объект окажется более проницаемым и интервал изоляции верхнего пласта будет намного меньше интервала нижнего пласта (ствола скважины под нижним пакером). Следовательно при выполнении операций с двух- :22

пакерной компоновкой следует выбирать объекты исследования таким образом, чтобы верхний объект имел интервал исследования меньше нижнего. Если не удается собрать такую компоновку (продуктивный пласт находится непосредственно у забоя скважины), то можно установить фильтр с обратными клапанами на уровне продуктивного пласта под нижним пакером (рис. 8). Расстояние же между пакерами определится исходя из мощности продуктивной толщи верхнего объекта. В этой компоновке пробы из нижнего пласта остаются в патрубке (трубе), находящемся над нижним фильтром.

Таким образом, выполнение операций с большим объемом в подпакерной зоне при исследовании нижнего пласта позволяет раздельно записать КВД по двум объектам, а следовательно получить информацию, позволяющую определить продуктивность, двух испытываемых пластов.

В качестве примера на рис. 8 приведены типовые диаграммы, давления при испытании пластов с применением рассмотренных.

Рис. 8. Компоновка для испытания объектов большой мощности (а) и диаграммы давления (б):

. 6 — трубы; 2 — ЗПК; 3, 8 — ИП;

, 9 — пакеры; 5, 10 — фильтры; 7 — обратный клапан; 11 — хвостовик; аб — приток, бв — КВД

технологических схем. Манометры Mi и М2 фиксируют суммарное повышение давления жидкости при притоке из двух пластов — аб. Манометр М3 также фиксирует повышение давления -от суммарного накопления жидкости в трубах. Однако изменение давления Ар3 будет больше Ар2 и Api, если из нижнего пла- ета в скважину поступает более тяжелый флюид. При интерпретации результатов испытания с учетом типа жидкостей, отобранных из межклапанного переводника и из нижнего патрубка, можно точнее определить объемы поступивших флюидов отдельно по каждому испытанному пласту. Такая ситуация характерна .для условия (Wp) 1 ^> (W1O2, где kh/p — гидропроводность (см. рис. 8, /).

Например, для периода испытания пока жидкость из нижнего пласта не достигла второго манометра, будут справедливы соотношения:

Ар3 = Лн?н + ^вУв, Арй = АвУв + АнУг.р, (1-1)

где Ар2, Ар3 — перепады давления, фиксируемые манометрами М2 и М3 в процессе притока; Ан, Ав — высота столбов жидкостей, поступивших соответственно из нижнего и верхнего объ- «ектов; ун, Ув, уг.р — удельные веса жидкостей, соответственно поступивших из нижнего и верхнего объектов и скважинный глинистый раствор.

Очевидно, по разнице Ар2 и Ар3 можно определить высоту заполнения труб жидкостью из нижнего объекта, т. е.

Ар2 Ар3 = Лц(уг.р Ун) (1.2)

/zH/zH&рг— /ХраYr.P — Ун&рг— /ХраYr.P — Ун(1.3)(1.3)

/zH

/zH

&рг— /ХраYr.P — Ун

&рг— /ХраYr.P — Ун

(1.3)

(1.3)

Поскольку высота уровня жидкости в трубах h = h3 + /гн может быть определена сравнением уровней залитой и поступившей в трубы жидкостей, можно вычислить и высоту заполнения труб от притока из верхнего пласта:

/^в = h Ан.

В итоге можно рассчитать дебиты жидкостей из каждого объекта

Аналогично можно найти объемы и дебиты и для других ситуаций, которые могут встретиться при одновременном исследовании двух объектов. Для этого достаточно составить уравнение

баланса давлений, действующих на различные манометры, с учетом удельных весов поступивших жидкостей, отбираемых в непроточных патрубках.

Если гидропроводность верхнего пласта окажется большей или равной гидропроводности нижнего, то КВД, регистрируемая, самым нижним манометром, будет расти менее интенсивно, чем регистрируемая манометром в межпакерной зоне, т. е. (Wp)i5> >(&Л/ц)2 рис. 8, II. Следовательно, используя методики обработки КВД, учитывающие послеприточный эффект, можно выполнить расчеты по данным КВД, для верхнего и нижнего манометров и определить параметры испытанных пластов.

Если же гидропроводность верхнего пласта окажется намного ниже гидропроводности нижнего пласта, то записи КВД по двум манометрам окажутся одинаковыми [(Z?/z/p)iC (Wp)2l рис. 8,///. При этом, сравнением дебитов по вышеописанному способу можно убедиться, что верхний пласт слабоприточный (слабопроницаемый ^В<С^Н) не представляет промышленного интереса, а нижний пласт имеет повышенную проницаемость. Тот факт, что КВД независимо от наличия большого объема подпакерной зоны резко возрастает после закрытия скважины, только- подтверждает промышленное значение нижнего объекта.

Заметим, что если планировать испытание с таким расчетом,, чтобы не допускать приток жидкости из нижнего пласта в трубы над верхним испытателем пластов, то разделение жидкостей нижнего и верхнего объектов будет наиболее четким. При этом, легче определить, например, водоносность нижнего пласта и неф- теносность верхнего без выполнения приведенных выше расчетов.

Данная методика оценки характеристик испытанных пластов; позволяет исследовать объекты не только когда не удается найти «площадку», удобную для пакеровки при испытании нижнего- объекта, но и для одновременно двух пластов. Тогда не придется выполнять дополнительный рейс оборудования для испытания последовательно двух объектов.

Существенное достоинство рассмотренных схем — для их реализации нет необходимости создания специальных устройств, они могут быть реализованы на основе имеющихся технических средств.

С освоением серийного производства описанных выше новых конструкций пробоотборников, клапана для одновременного испытания двух объектов и других устройств представленные- здесь схемы могут быть применены еще с большим эффектом, так как с их помощью можно обеспечить герметизированный отбор забойных проб из разных интервалов исследуемого объекта.

Другой путь обеспечивающий возможность испытания скважин, осложненных кавернами, имеющих искривленные стволы, связан с применением специальных клапанов, срабатывающих

-автономно, без необходимости механического перемещения колонны труб в вертикальном направлении или ее вращением. При этом снимаются проблемы передачи управляющих сигналов забойным механизмам, когда силы трения колонны труб о стенки скважины становятся соизмеримыми по величине с весом ко- .лонны.

Использование реализованное в описанных выше схемах управления отбором проб привода — неуравновешенный шток с обратным клапаном и гидравлическим реле времени — позволит добиться автоматического открытия и закрытия скважины при перемещении штока вверх. Можно обеспечить и многократное открытие — закрытие скважины, т. е. многоцикловое испытание. Но для этого потребуется значительно увеличить габариты клапанного узла, так как для выполнения продолжительного исследования придется установить гидравлическое реле, рассчитанное на несколько часов работы.

Для того, чтобы клапан обеспечивал многоцикловость испытания, при этом имел длину не более 2 м (как и все другие узлы комплекта ИПТ) предложена новая оригинальная конструкция, основанная также на движении неуравновешенного штока. Последний при притоке перемещается вниз, а при восстановлении давления — вверх. При этом одно и то же гидравлическое реле регулирует скорость перемещения штока как вниз, так и вверх.

Достигается это с помощью автоматического клапана для испытателя пластов (рис. 9).

Клапан состоит из корпуса 1, дифференциального поршня с полым штоком 3, поршня 5 гидравлического реле, размещенного в тормозной камере, ограниченной штоком 3, корпусом 1 и перегородками 2 и 6 корпуса. Камера реле заполнена тормозной жидкостью 4. В дифференциальном поршне смонтирован обратный клапан 7 с пружиной 8 и тягой 10. Тяга 10 имеет упор 11. На корпусе также находятся дополнительные перегородки 9 и 12, ограничивающие ход тяги 10. Дифференциальный поршень е полым штоком 3 имеет большой диаметр <Д — верхней части и меньший диаметр ch — в нижней части Ход It тяги 10 меньше хода /2 штока 3. Клапан спускается в скважину на бурильных трубах в компоновке с испытателем пластов, пакером и хвостовиком с фильтром, которые расположены ниже него.

При спуске испытатель пластов перекрывает трубное и затрубное пространства и трубы спускаются в скважину частично заполнением жидкостью. На верхнее и нижнее торцевые поверхности дифференциального поршня действует одинаковое давление столба залитой жидкости, так как обратный клапан 7 в исходном положении открыт и удерживается в таком состоянии

9. Клапан автоматический для управления режи- испытания в закрытом (о) и открытом (6) перио-9. Клапан автоматический для управления режи- испытания в закрытом (о) и открытом (6) перио-Рис.

9. Клапан автоматический для управления режи- испытания в закрытом (о) и открытом (6) перио-

9. Клапан автоматический для управления режи- испытания в закрытом (о) и открытом (6) перио-

MOM дах

пружиной 8. За счет неуравновешенности дифференциального поршня на него действует нагрузка

G4 = 0,785№~ tZ22)pT, (1.5)

(рт — давление в трубах) в результате чего поршень 3 смещается в крайнее нижнее положение. В этом положении тяга 10 упирается упором 11 в перегородку 12 и клапан 7 закрывается. Таким образом, перед началом испытания шток 3 находится в крайнем нижнем положении, а клапан 7 закрыт.

После достижения компоновкой испытательного оборудования забоя и установки пакера в скважине и открытия клапана испытателя пластов на нижнюю часть дифференциального поршня начинает действовать пластовое давление рпл, превышающее- давление в трубах. В результате, под действием нагрузки G2fr противоположной G4, т. е. G2f = -^ (рпл— рт) № — ^22), поршень 7 перемещается в верхнее положение. При этом клапан 7 закрыт, так как на него действует нагрузка от повышенного давления рпл, превышающее усилие упругости пружины 8.

Поскольку ход тяги /1 меньше хода штока /2, то не доходя до «своего крайнего верхнего положения упор 11 останавливается перегородкой 9 и при последующем перемещении штока клапан 7 открывается и удерживается в своем нижнем положении пружиной 8. Давления в верхней и нижней части штока выравниваются. Жидкость из пласта через отверстия клапана 7 начинает поступать в бурильные трубы — выполняется режим первого периода притока Ту. При этом на дифференциальный поршень 3 вновь действует нагрузка СД, направленная вниз. Скорость перемещения поршня 3 определяется тормозной способностью .поршня реле 5 и вязкими свойствами жидкости 4. Поэтому сопротивление поршня реле заранее выбирается в соответствии с временем планируемого периода притока.

При перемещении поршня вниз в крайнее нижнее положение движение тяги 10 прекращается при упоре ее в нижнюю перегородку 12. При последующем смещении поршня 3 клапан 7 закрывается — в результате начинается период восстановления давления. При увеличении давления на нижний торец поршня 3 начинает действовать повышающееся давление. Как только дав- .ление на забое скважины рс станет больше давления рт в d^dd^ раз, поршень 3 начнет перемещаться вверх. В зависимости от интенсивности роста забойного давления будет изменяться и скорость перемещения поршня и тем самым определит наиболее рациональный оптимальный режим восстановления давления. При интенсивном восстановлении давления период восстановления давления будет меньше, так как на шток будет действовать ’большая нагрузка и поэтому уменьшится время его перемещения вверх. Наоборот, при медленном росте КВД время восстановления давления будет большим, и тем больше, чем менее интенсивнее будет расти давление на забое.

После достижения поршнем своего верхнего положения клапан 7 вновь открывается и начинается второй режим притока.

Таким образом, конструкция предлагаемого клапана обеспечивает автономное (автоматическое) переключение режимов исследования, обеспечивает выполнение многоциклового исследования пласта с выдержкой наиболее рациональных периодов испытания в зависимости от проявляющих способностей пласта. Применение предлагаемого клапана позволяет избежать затруднений, которые возникают при управлении запорно-поворотным клапаном или испытателем пластов вращением колонны труб, а также ее вертикальным перемещением.

Особенно ощутимый эффект получается при работе в наклонных скважинах, где во многих случаях вообще отказываются от спуска испытательного оборудования известных конструкций из- за невозможности управления ими механическим перемещением колонны труб. Поэтому испытания проводят в наклонных скважинах обычным способом (компрессором), на что идут затраты

материальных средств кратно превышающие затраты при испытании испытателем пластов.

Другая конструкция, в которой реализован рассмотренный принцип автоматического управления режимом испытания —• устройство клапан — пробоотборник, где неуравновешенный шток одновременно выполняет функции запирающего устройства при заполнении и герметизации проб в отдельных камерах, а также запорного клапана, периодически открывающего и закрывающего скважину. При этом, как и в вышерассмотренных конструкциях пробоотборников, при притоке отбирают жидкость в пробоотборные камеры, а при восстановлении давления отбора не происходит.

В целом, изложенный метод управления забойными механизмами на основе автоматического привода открывает новое направление конструирования забойных механизмов для работы в компоновке с ИПТ.

ГЛАВА II

ИСПЫТАНИЕ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТИ ИСПЫТАНИЯ ГЛУБОКОЗАЛ ЕГАЮЩИХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Основные проблемы испытания пластов в глубоких и сверхглубоких скважинах связаны с высокими температурами и давлениями, сложностью геологического строения залежей. Для глубоких скважин, как правило, характерны аномально высокие пластовые давления. Буровые растворы с высокой плотностью усложняют процесс бурения, а также работу с испытательным оборудованием. Это касается прежде всего особых условий нагружения колонны бурильных труб, узлов испытательного оборудования. Так, наличие неуравновешенных элементов в некоторых узлах оборудования КИИ приводит к невозможности его спуска на глубины свыше 4000 тыс. м из-за возможного смятия тормозной камеры реле времени в испытателе пластов, необходимости передачи высоких растягивающих усилий на яссы гидравлические открытого типа — иначе они не срабатывают при возникновении затяжек и прихватов и т. д.

Особые требования предъявляются к системам восстановления циркуляции после завершения испытания, так как в случае отказа срабатывания циркуляционного клапана, приводящее к необходимости подъема инструмента с «сифоном», что нежелательно и при испытаниях неглубоких скважин, — в глубоких скважинах может привести к серьезным осложнениям и авариям.

Высокие температуры, а также наличие газа снижают надежность работы резиновых уплотнительных элементов (колец, 29

манжет), осложняют условия работы резиновых элементов пакеров — резина теряет упругие свойства, прилипает к стенкам скважины, в итоге создаются условия для затяжек, прихватов.

Эти технические проблемы испытания скважин на больших глубинах решаются на основе специальной подготовки оборудования, более подробным расчетам напряженного состояния колонны, узлов ИПТ, в том числе пакера, хвостовика, с учетом всевозможных ожидаемых условий проведения процесса исследования скважин.

На больших глубинах сложно выявить продуктивные пласты геофизическими методами и геологическим контролем и определить технологические условия испытаний. При этом за один рейс ИПТ в скважину во многих случаях не удается получить четкие сведения о насыщенности пластов и их гидродинамической характеристике. Поэтому необходимо выполнять поэтапные испытания пластов, исследования пластов в несколько приемов с изучением информации, полученной в результате начальных кратковременных испытаний и определением на базе этого новых технологических схем испытания, а также выбирать более рациональные режимы испытания, изменять при необходимости плотности бурового раствора и его состав. Поэтапное исследование предполагает обязательное выполнение в промежутках между испытаниями каротажных работ, комплекс которых также определяется имеющейся на данном этапе информацией о пласте и скважине.

Выполнение не одного, а серии испытаний с корректировкой режимных и технологических параметров не усложняет и не удорожает процесс проводки скважины, так как при изучении этих же пластов в обсаженной скважине, как показывает опыт, приходится нести огромные материальные затраты, а в целом освоение скважин затягивается на многие месяцы и годы.

Заметим, что попытка дать точный регламент технологии испытания в глубоких скважинах не приведет к успеху, так как каждая скважина имеет свои индивидуальные особенности. Следовательно, можно наметить только общие принципы, ориентиры при выполнении комплекса работ по испытанию глубокоза- легающих продуктивных пластов. Поэтому рассмотрим порядок ведения операции в глубоких скважинах на конкретных примерах, с подробным описанием всей последовательности работ, что дает более точное представление о возможностях ИПТ и экономической целесообразности выполнения тех или иных мероприятий.

ИЗУЧЕНИЕ ПЛАСТОВ С КОРРЕКТИРОВКОЙ РЕЖИМОВ ИСПЫТАНИЯ

При исследовании пластов в глубоких скважинах не всегда первое же испытание дает полный ответ о их насыщенности и характеристиках. Во многих случаях целесообразно не ограничиваться одним исследованием, а выполнять два или несколько испытаний с корректировкой режимов исследования по мере накопления информации о пласте, а также (при необходимости) проведением различных воздействий на пласт в случаях затруднений при вызове притока из нефтегазонасыщенных пластов.

На примере испытания поисковой скв. 1 Алпатовской площади покажем, как в результате поэтапного исследования отложений верхнего мела удалось доказать их нефтеносность и обоснованно решить вопрос по проведению дальнейших работ по изучению открытого месторождения.

Исследования на скв. 1 Алпатовской площади выполнялись в следующей последовательности. В результате первого испытания удалось получить только пробы газа. Газ отобран из бурильных труб во время подъема испытателя пластов на поверхность. При анализе в физико-химической лаборатории проб газа выяснилось, что по составу газ соответствует попутным газам нефтяного месторождения.

Поскольку первое испытание оказалось неполным — не были зафиксированы кривые давления, приняли решение повторить испытание. При повторном (втором) испытании наблюдался слабый выход воздуха из бурильных труб. После закрытия скважины для записи КВД через 17 мин стал понижаться уровень в затрубном пространстве, что свидетельствовало о негерметичности пакеровки. Поэтому преждевременно сняли пакер. При обработке диаграммы давления определили пластовое давление—■ Рпл = 55 МПа. Были отобраны также пробы газа, которые по составу незначительно отличались от газа в предыдущем испытании.

Таким образом, еще раз подтвердилось, что газ соответствует по составу попутным газам нефтяных месторождений. В связи с тем, что притоки жидкости при первых двух испытаниях не отличались высокой интенсивностью, было решено перед последующим испытанием провести кислотную обработку: в пласт закачали 4 м3 нефтекислотной эмульсии.

При третьем испытании были записаны качественные кривые давления; приток стал более интенсивным, чем при первых операциях. Отобраны пробы воды и газа. Состав газа вновь отличался высокими характеристиками этана, пропана и бутана (табл. 2), а соотношение изо-С4Ню/н-С4Ню ^0,45 дополнительно подтверждает о наличии нефтенасыщенного пласта. Вода содержала до 40 г/л солей, но в связи с непредставительностью других компонентов, ее нельзя было однозначно отнести либо к

Содержание компонентов газа, %

Таблица 2:

Компоненты газа

Номер и дата испытания

Первое 28—30 апреля

Третье 15—17 мая

Четвертое 27—29 мая

Пятое 16—26 июня

сн4

71,20

61,58

73,20

48,16

С2Н4

13,60

13,08

10,50

16,95

СзН8

5,08

6,92

4,83

6,22

ИЗО-С4Н10

0,59

0,95

0,66

0,88

Н-С4Н10

1,24

2,33

1,73

2,01

ИЗО-С5Н12

0,38

0,57

0,47

0,69

Н-С5Н12

0,33

0,64

0,46

0,69

со2

0,00

12,30

0,00

21,98

Мг-рредкие

6,80

0,00

7,84

0,00

пластовой воде, либо — как продукта реакции кислотной обработки, либо — как фильтрата бурового раствора.

С целью отбора из пласта большего объема пластовой жидкости и более глубокого изучения коллекторских свойств пласта провели еще одно (четвертое) испытание со значительным увеличением по времени периодов притока (15 ч) и восстановления давления (20 ч). При этом, поскольку пластовое давление, замеренное при предыдущем испытании, оказалось выше гидростатического давления, это позволило провести испытание с заливкой бурильных труб водой до устья.

При испытании наблюдался приток незначительной интенсивности на устье: вначале дебит составлял 9 м3/сут, затем — резко упал, а в среднем дебит в период притока составил 2,88 м3/сут.

Во время притока, спустя 5 ч после открытия впускного клапана, в выходящей из бурильных труб воде появились пленки нефти; затем, в течение 1 ч притока на поверхность поступала нефть. Однако в последующем приток нефти прекратился и из бурильных труб начала поступать слегка разгазированная вода с пленками нефти. Отмеченные особенности притока жидкости из пласта свидетельствовали о том, что при испытании нефть поступила в скважину только в начале открытого периода на первом часу испытания. Последующий приток жидкости на устье связан с расширением газа в бурильных трубах по мере проникновения его через залитую воду на поверхность. О прекращении притока свидетельствовало и то, что снижение давления на кривой притока происходило лишь в начальный период работы скважины.

Таким образом, по результатам проведенной операции был сделан вывод о сильном блокировании призабойной зоны пласта. Предшествующее воздействие на пласт кислотой оказалось 32

Рис. 10. Кривые давления, записанные при исследовании скв. 1 Алпатово: 1, 2, 3 — номера испытаний

недостаточно глубоким. Поэтому провели еще одну кислотную обработку с увеличением объема закачиваемой кислоты до 0,8— 1,5 м3/м. Затем приняли решение повторить испытание при тех же режимах, что и в предыдущем испытании, но после записи КВД было решено вызвать приток до полного замещения залитой жидкости в трубах пластовым флюидом.

В результате в пятом испытании получен устойчивый, хотя и не высокой интенсивности, приток пластового флюида (нефти с водой). В период всей продолжительности притока, начиная с появления нефти на поверхности через 15 ч после пуска скважины в работу, в пробах отбираемой жидкости на поверхности находилась нефть, процентное содержание которой составляло порядка 30%. О непрерывном поступлении нефти в скважину свидетельствовало и постоянно снижающееся давление, отмеченное на диаграмме глубинного манометра (рис. 10). При этом начальное снижение давления составило 0,6 МПа за 1,5 ч затем интенсивность снижения давления уменьшилась и составила 0,4 МПа за 13,5 ч. По этим данным рассчитали удельный вес и: содержание компонентов смеси, поступавшей в скважину в период притока.

По формулам баланса давлений для нижних секций труб бурильной колонны находим удельные веса поступившей смеси: 3—140433;

Н1^в — Тем) = Api; H2 = (Yb — Тем) = Ара;

_ Я1Ув-АР1 .854-1 • I04—0,6 • 106з

Тем — , уем = = 0,925 кН/м3;

Л1854

Н^в — Др2

Vcm — ;

520-1 • 104—0,4-106ч

Тем = = 0,925 кН/м3,

520

где Hi, Н2 — длина секций колонны бурильных труб; ув, усм — удельный вес соответственно воды и смеси, поступившей жидкости; Api, Др2 — изменение давления при притоке (см. рис. 10).

Как видно из расчета, значения удельных весов отбираемой смеси совпадают и равны 0,925 г/см3.

Нефтесодержание в смеси определено по формуле:

Ун __ Усм —ув _ (0,925—1)104=0 43

Vcm Yn — Yb(0,825—1)104’ ’

где Уп, Усм — объем поступившей соответственно нефти, смеси; Ун — удельный вес нефти.

Таким образом, в скважину при притоке поступала смесь, содержащая 43% нефти.

Поскольку из 20 м3 залитой воды 7,5 м3 воды поступило на устье до появления нефти, остальные 12,5 м3 воды — на поверхности совместно с пластовым флюидом. Именно по этой причине содержание воды в отбираемых на устье пробах составило всего 30%.

Таким образом, по результатам комплекса проведенных работ на скважине установлено, (табл. 3), что пласт в зоне перфорации является нефтеводонасыщенным, хотя при первых испытаниях нефть отобрать из бурильных труб не удавалось; не давали положительного заключения по нефтенасыщенности результаты геофизических исследований в данном интервале. Как следует из приведенных выше рассуждений, основанием для продолжения работ по установлению нефтенасыщенности отложений верхнего мела на новой Алпатовской площади явились данные о составе отбираемых проб газа и особенностях получаемых диаграмм давления, и, несмотря на то, что первые операции по испытанию оказались некачественными и их пришлось повторять, все же общие затраты на проведенные работы оправданы.

Полученные результаты в первой скважине, пробуренной на Алпатовской площади, подтвердили нефтенасыщенность верхнемеловых отложений и послужили основой для планирования дальнейших работ по разведке нефтегазоносности этой площади. 34

Дата испытания

й

2 *

С ng

Ч н

К * и50

«"я

К ч

ч |^

Я S ч & 5 Я

с

и «

Di и 5

5

2

•8*

Н

Заключение по результатам испытания

Рекомендации по дальнейшим работам на скважине

28—30

1980 г.

апреля

Диаграмма давления не записана

Газ

По данным анализа пробы следует, что пласт возможно нефтенасыщен

Необходимо повторное испытание с записью кривых давления

7—9 мая 1980 г.

55

Записан только начальный участок КВД

»

По результатам анализа кривых давления следует, что в интервале испытания имеется коллектор

Необходимо повторить испытание с теми же режимами. Предварительно провести кислотную обработку

15—17

1980 г.

мая

62,5

15,1

15,1

0,245

9,5

Газ, вода

По данным анализа пробы газа и диаграмм давления следует, что продолжительности периодов испытания были недостаточными для получения достоверной информации о пласте

Провести повторное испытание с увеличением продолжительности периодов притока до 15 ч, восстановления давления — до 20 ч

27—29

1980 г.

мая

66,9

2,9

9,0

0,048

8Д

Газ, нефть, вода

Получена проба нефти за 30 мин притока, затем пошла вода со значительным снижением дебита. Пласт слабопроницаем, загрязнен

Провести повторное испытание с повторением режимов при первом цикле и затем работать на излив до полного замещения жидкости в трубах; предварительно провести кислотную обработку

16—26

1980 г.

июня

64,0

4,3

8,0

0,072

9,8

То же

Получен устойчивый приток нефти с водой, пласт имеет низкие коллекторские свойства

Дальнейшие работы по исследованию данного объекта нецелесообразны

91

Рис. И. Кривые давления, полученные при испытании скв. 253 Октябрьской

Другим оригинальным примером испытания скважины с корректировкой режима исследования является изучение пластов на скв. 253 Октябрьской.

Первое испытание было проведено 10 августа 1976 г. в два цикла (пунктирная линия на рис. И) со следующими периодами: 71 = 10 мин, 01 = 45 мин; 72 = 130 мин, 62= 190 мин. Уровень жидкости в трубах повысился на 210 м, что соответствует объему 2,38 м3. В пробоотборнике оказалась нефть с газом.

Газ оказался «тяжелым», а компонентный состав его (в %): СН4 — 29,48; С2Н6 — 36,87; С3Н8 — 19,95; н-С4Ню — 2,74; изо-С4Ню — 4,54; сумма остальных углеводородов — 2,84; углекислый газ — 3,72. По своему составу газ относится к попутному нефтяной залежи.

Были записаны диаграммы давления (см. рис. 11), на которых видно, что давление в конце второго закрытого периода (58 МПа) оказалось значительно ниже давления в конце первого закрытого периода (61,6 МПа), т. е. на 3,6 МПа. При обработке обеих КВД были получены значения пластового давления соответственно 61,9 и 58,3 МПа. Расчеты показали, что пласт .обладает хорошими коллекторскими свойствами (проницаемость составила 0,0096 мкм2), но сильно загрязнен (скин-эффект равен +18,5).

Падение давления, зафиксированное на кривых притока, объясняется вытеснением воды из труб малого диаметра в трубы большего диаметра поступающей газонефтяной смесью. В результате такого замещения столб воды в верхней секции растет тораздо медленнее, чем столб газонефтяной смеси в нижней сек- 36

ции малого диаметра, вследствие чего суммарное давление в трубах уменьшается.

Таким образом, пласт был продуктивный. Единственное обстоятельство, которое настораживает, — это разница экстраполированных значений пластового давления. По всем имеющимся данным объяснить эту разницу оказалось невозможно. Поэтому решили повторить испытание по трехцикловой схеме.

Через неделю, 17 августа, провели повторное испытание со следующими периодами притока и восстановления давления: 71 = 5 мин, 01 = 45 мин; 72 = 67 мин, 0 2—170 мин; 73=177 мин, вз = 460 мин.

Таким образом, общая продолжительность испытания составила почти 15,5 ч. За счет притока газа с нефтью объем жидкости в бурильных трубах увеличился на 3,5 м3.

Были записаны четкие диаграммы давления (см. рис. 11). Несмотря на то, что все манометры при повторном испытании -были заменены, давления в конце первого и второго закрытых периодов (61,8 и 58,8 МПа) оказались практически такими же, как и при первом испытании. Уже сам по себе этот факт показывает, насколько надежные данные о пластовом давлении дает метод испытания скважин в процессе бурения.

Давление в конце третьего закрытого периода оказалось равным 53,6 МПа, причем КВД выположилась почти до горизонтального состояния. Графики Хорнера для обработки всех КВД представлены на рис. 11. Как видно из рисунков, на графике для третьей КВД обнаруживается излом конечного участка в точке, соответствующей 6 ч третьего закрытого периода. Наклон промежуточного участка на графиках для КВД-3 оказался практически равным наклону конечного участка для КВД-2. Следовательно, испытание в два цикла охватило зону повышенной проницаемости и только испытание в три цикла позволило обнаружить существование зоны пониженной проницаемости, являющейся одновременно и областью питания. Оценочные расчеты показали, что расстояние до этой зоны равно 55 м.

Таким образом, по результатам двух испытаний оказалось возможным сделать заключение о том, что фораминиферовые отложения в скв. 253 продуктивны, однако размеры проницаемого участка ствола ограничены; пласт, хотя и имеет область питания с начальным давлением 62 МПа, быстро истощается и поэтому промышленной ценности не представляет.

Следует добавить, что после дальнейшего углубления этой скважины и вскрытия верхнемеловых отложений при испытании последних обнаружили аналогичную картину. Даже после многократных кислотных обработок пласты работали с затухающим Дебитом. Таким образом, и верхнемеловые отложения имели ограниченную проницаемую область, которая быстро истощалась при отборе из нее нефти. Этот факт окончательно подтвердил -справедливость интерпретации результатов испытания форами-

ниферовых отложений в открытом стволе, что дало основание отказаться от их испытания в колонне.

Все сказанное свидетельствует о том, насколько важно правильно и тщательно организовать испытание в открытом стволе.

ВСКРЫТИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ С КОРРЕКТИРОВКОЙ ПЛОТНОСТИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

Как известно результативность испытаний во многом зависит от условий вскрытия продуктивных пластов. Наиболее благоприятные условия вскрытия — минимальное превышение давления столба промывочной жидкости над пластовым давлением. Однако, как показывают результаты испытания глубоких скважин [8], во многих случаях давление жидкости в скважине значительно превышает пластовое. Это связано с тем, что основные контролируемые показатели, принимаемые во внимание буровиками при вскрытии пластов, — появление газа в растворе и степень снижения плотности раствора в связи с его разгазированием.

При появлении газа в растворе плотность последнего увеличивают добавкой в раствор утяжелителя до тех пор, пока раз- газирование не прекратится. В итоге, пласты вскрывают при плотности раствора 1,8—2 г/см3. В то же время ясно, что факт появления газа в растворе и кратковременное снижение его- плотности (даже значительное) не всегда свидетельствует о том, что давление в скважине меньше пластового. «Пачки» газа могут поступать в ствол скважины и при вскрытии пластов при повышенном давлении. Хотя и не так легко определить причину истинного разгазирования раствора во время бурения скважины.

Поэтому для достижения высоких результатов при испытании пластов в процессе бурения необходимо по мере приближения к продуктивным пластам выполнять промежуточные операции с ИПТ по замеру текущих значений пластовых давлений и определению возможности снижения плотности бурового раствора.

При этом в зависимости от проявления пластов, находящихся в кровле продуктивных интервалов залежи, величины замеренного пластового давления, а также найденных характеристик проницаемых пластов в кровле принимается решение о снижении плотности бурового раствора.

Интересен пример вскрытия пласта с понижением плотности промывочной жидкости с 1,8 до 1,04—1,09 г/см3 на скв. 75 Эльдарово. На рис. 12 приведены рабочие участки диаграмм давления, полученных при испытаниях скважины, все диаграммы для наглядности построены на одном графике. Первое испытание, в котором пакер был установлен в открытом стволе, проведено для определения потенциальных характеристик форамини- феровых отложений, расположенных над основным объектом 38

6 рем я ,

Рис. 12. Диаграмма давления. Плотность бурового раствора, г/см3: 1 — 1,8; // — 1,8; III — 1,6; IV — 1,45; V — 1,04; VI — 1,09

изучения — меловыми отложениями. В результате испытания притока не было получено, записаны медленно восстанавливающиеся КВД, пластовое давление — 58,5 МПа. Пласт охарактеризован, как имеющий очень низкую проницаемость. Поскольку гидростатическое давление, равное 74,0 МПа, значительно превышало пластовое, приняли решение уменьшить плотность бурового раствора для дальнейшего вскрытия продуктивного пласта.

Однако перед снижением плотности промывочной жидкости' решили проверить герметичность башмака колонны с тем, чтобы убедиться, что после снижения давления на забой не будут проявлять через башмак проницаемые пласты, перекрытые обсадной, колонной. Проверили с помощью испытателя пластов, установкой пакера в обсадной колонне. В результате выяснилось, что башмак герметичен, и притока вновь не получили из отложений фораминиферов. Пластовое давление оказалось несколько превышающим замеренное при первом испытании — рПл = 62,2 МПа. Такое отклонение связано с тем, что при исследовании слабо- приточных объектов погрешность определений параметров пласта возрастает из-за искажающего действия на КВД послепри- точного эффекта. Однако выполненных замеров оказалось доста-, точно для принятия решения о снижении гидростатического давления в скважине. Плотность раствора снизили с 1,8 до 1,6 г/см3, после чего скважину углубили на 62 м.

При третьем испытании установили пакер в открытом стволе* на глубине 4192 м, изолируя вскрытую пачку верхнего мела от фораминиферовых отложений. В результате замерили весьма низкое пластовое давление, равное 46,8 МПа, отличающееся от давления в фораминиферовых отложениях на 15,4 МПа. Заметим также, что величина пластового давления оказалась также меньше начального давления притока в предыдущем испытании на 4,6 МПа, это говорит о том, что если бы испытание проводилось без снижения плотности бурового раствора не только бы не получили притока, но и не записали бы КВД, или пришлось бы устанавливать перепад давления на пакер, превышающий. 30 МПа.

В целом результаты выполненных исследований позволили принять решение о дальнейшем снижении плотности бурового* раствора. Скважину углубили еще на 20 м при плотности раствора 1,45 г/см3 и выполнили четвертое испытание меловых отложений. Притока вновь не получили, однако кривые восстановления давления теперь имели более крутой рост, чем в предыдущем испытании, что свидетельствовало о наличии коллектора в зоне исследования. В то же время соотношение между репрессией и депрессией оставалось довольно высоким Aph/Ap”^0,66.

Изучив весь материал по выполненным исследованиям, было решено снизить плотности бурового раствора до 1,05—1,10 г/см5 с целью создания благоприятных условий для вызова притока и исследования пласта и после тщательной промывки скважины, испытать с увеличением продолжительности цикла исследования до 4—6 ч.

При проведении пятого испытания давление столба промывочной жидкости в скважине было меньше пластового давления’ в фораминиферовых отложениях на 14,2 МПа. Такое снижение давления не опасно, так как при испытаниях фораминиферовых отложений приток практически отсутствовал и весьма незначительное поступление флюида в скважину при исследовании нижележащих отложений не могло привести к катастрофическому выбросу. В результате исследования пласта при пятом и затем шестом с увеличенной продолжительностью записи КВД испытаниях удалось получить однозначную информацию о коллекторских свойствах пласта, его потенциальных характеристиках. Низкое пластовое давление (35.4 МПа) на глубине 4175 м, свидетельствует о нерентабельности эксплуатации выявленного слабопроницаемого объекта.

В результате выполненных работ при испытаниях в открытом стволе было установлено, что фораминиферовые отложения, хотя и имеют высокие давления, но их проницаемость очень мала, и поэтому оказалось возможным осуществить заметное понижение плотности промывочной жидкости с 1,80 до 1,04 г/см3 без перекрытия фораминиферовых отложений промежуточной колонной^ избежать поглощения промывочной жидкости и благополучно» выполнить программу бурения данной скважины.

ИЗУЧЕНИЕ ПЛАСТОВ С ОТРАБОТКОЙ НА УСТЬЕ

Как уже отмечалось, наиболее полное исследование пласта может быть выполнено при осуществлении отработки скважины через испытатель пластов, что возможно только при исследовании объектов с высокими пластовыми давлениями, превышающими гидростатические. Исследование с отработкой на устье •требуют специальной подготовки специальных расчетов на прочность бурильных труб с учетом возможного заполнения их легким флюидом, выбора наземной обвязки, обеспечивающей безопасное ведение работ, выбора оптимальных режимов исследования и т. д.

Примером успешного проведения операции с отработкой пластовым флюидом на устье может служить испытание скв. 12 Кузнецовской площади в объединении «Краснодарнефтегаз».

Разведочные скважины на Кузнецовской площади бурятся на горизонты средней юры, где перспективные отложения — известняки.

При бурении вскрывается мощная толща солей (более 1000 м) с применением промывочных жидкостей плотностью 2,18—2,2 г/см3. Сразу же под отложениями солей залегает толща (100—150 м) известняков Оксфорда.

В ранее пробуренных скв. 2, 3, 4, 6 и 9, вскрывших отложения Оксфорда, не отмечалось каких-либо существенных признаков нефтегазонасыщенности последних. И хотя в керне и шламе, отобранных при вскрытии этих отложений, отмечались пленки нефти, эти сведения о нефти прямо не связывались с нефтенасы- щенностью известняков, а предполагалось, что пленки нефти в керне появились вследствие влияния промывочной жидкости, имеющей нефтяную основу.

На основе результатов проведенных геолого-геофизических и геохимических исследований в пробуренных скважинах был сделан вывод о том, что отложения известняков Оксфорда представляют собой слабопроницаемые локальные линзы, насыщенные водой. Испытание скв. 3 Кузнецовской площади в открытом стволе, где в интервале 4017—4057 м за 150 мин открытого периода притока не получили, а кривая восстановления давления оказалась недовосстановившейся, подтвердило этот вывод геологов о структуре оксфордских отложений. Не был получен приток и при последующем испытании пласта после его вскрытия -еще на 53 м в интервале 4017—4110 м.

Таким образом, к моменту проведения работ по испытанию скв. 12 Кузнецовская сложилось «однозначное» представление о свойствах известняков оксфордских отложений.

Однако результаты бурения и испытания скв. 12 заставили изменить представление о насыщенности и коллекторских ха- 1рактеристиках рассматриваемых отложений. В этой скважине после прохождения солевых отложений и внедрения в кровлю

41

Рис. 13. Диаграммы давления, полученные при испытании скв. 12 Кузнецовской:

1, 2, 3 — номера испытаний

известняков Оксфорда произошло поглощение 200 м3 глинистого раствора. Спустили 245-мм обсадную колонну и перекрыли солевые отложения.

При последующем вскрытии оксфордских отложений при той же плотности промывочной жидкости, что и в соседних скважинах (1,68 г/см3), скважина стала проявлять: на устье при бурении отмечался выход пачек разгазированного раствора.

Поэтому приняли решение замерить пластовое давление и установить характер насыщения пласта.

Испытание проводилось в два цикла с установкой пакера в колонне на глубине 3935 м (рис. 13). Режимы испытания были выбраны следующие: время первого открытого периода —- 23 мин; время первого закрытого периода — 94 мин; время второго открытого и закрытого периодов — 46 и 82 мин. Бурильные трубы были заполнены жидкостью до устья (789 м — глинистым раствором плотностью 1,68 г/см3, а остальная часть колонны — водой). При этом начальный перепад давления на пакер составил 21,6 МПа.

В результате испытания за 69 мин, притока на устье поступило 2,8 м3 воды. При замещении жидкости в трубах после срезки шпильки циркуляционного клапана отобрана смесь разгазированного глинистого раствора с нефтью. Однако выделить необходимый для анализа объем нефти не удалось. В то же время КВД показали, что пласт имеет повышенное пластовое давление по сравнению с гидростатическим давлением столба глинистого 42

раствора в скважине; рПл = 73,5 МПа, рг=66,7 МПа. А по характеру КВД и полученным результатам при их обработке был сделан вывод о том, что пласт представляет собой проницаемый коллектор. Для получения более полных сведений о структуре коллектора и его насыщенности решили дальнейшее исследование пласта выполнить с увеличением продолжительности периодов испытания и отбора жидкости непосредственно на устье при обработке скважины через испытатель пластов.

Сдерживающее обстоятельство для перевода скважины на работу с полным замещением жидкости в бурильных трубах пластовым флюидом — при притоке давление на забое падало (см. рис. 13), следовательно, поступающий флюид имеет невысокий удельный вес. При полном замещении залитой в трубы жидкости и значительном снижении давления на забое скважины могли возникнуть опасные перепады давления на бурильные трубы и пакер.

По данным диаграмм давления полученным при первом испытании рассчитан удельный вес поступившего флюида. Поскольку изменение давления в трубах произошло за счет замены столба воды АА1 на глинистый раствор и столба глинистого раствора Мг2 на поступивший флюид (см. рис. 13), то из уравнения баланса давлений запишем:

Рип ркп = A^i (ув Угр) + ААг (угр Уп);(2.1)

Ahi = (Я, — Ягр) +;(2.2)

f2

, 2,8—(1165—875)0,7-IQ-2

Ah\ = 1165—875 H— =358 m;

1ДЗ-10-2

Ah2 = Alb = —— = 400 m.

Ft0,7 -IO-2

Удельный вес поступившего флюида

Рки Рнп Д/11(Ув Угр) I .

уп — —г Угр,(2.0)

Aha

= 43^-45^^-3580^^10<=0

400

Как видно поступивший флюид представляет собой облегченную жидкость.

Следует отметить, что после проведения испытания при последующих работах на скважине последняя стала более интенсивно проявлять: иногда при выходе больших пачек газа удельный вес раствора на устье был равен 104 кН/м3 и меньше.

Удельный вес раствора выравнивался в результате циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на устье и за-

43.

трубном пространстве (жидкость на выходе из скважины пропускалась через дросселирующее устройство и дегазаторы).

В последующем в скважине установили удельный вес промывочной жидкости равный 1,78-104 кН/м3, что несколько меньше равновесного состояния (между пластовым и гидростатическим давлениями). Некоторое «газирование» не мешало проведению следующих работ в скважине.

Таким образом, предпосылки получения флюида с высоким содержанием газа заставили отказаться от проведения испытания сразу на полное замещение бурильных труб пластовым флюидом. Было принято решение провести испытание в два этапа: сначала осуществить исследование с отбором 10 м3 пластовой жидкости, более точно оценить тип флюида и коллекторские свойства пласта, а также проанализировать особенности проведения технологических режимов; затем в соответствии с результатами первого испытания провести операцию с полным заполнением бурильных труб пластовым флюидом.

Выбор компоновки бурильного инструмента и испытательного оборудования был сделан с учетом возможного поступления в трубы жидкости удельным весом 0,65-104 кН/м3. При этом часть секций колонны бурильных труб были заменены на более прочные; были заменены также бурильные трубы ЛБТ-146, из которых собирался хвостовик, на УБТ.

Режимы испытания выбраны следующие: время первых открытого и закрытого периодов выбрано, исходя из возможности сопоставления результатов первого проведенного и планируемого испытаний, равным 23 и 90 мин, время второго периода притока должно определиться условием отбора жидкости объемом 10 м3, время закрытого периода должно превышать в два раза время периода притока.

Бурильные трубы заполнили также, как и при первом испытании. Однако для облегчения условий работы бурильной колонны второе испытание провели с некоторым противодавлением на устье путем отбора жидкости через регулируемый штуцер. Для снижения гидравлического «удара», вызванного мгновенным открытием приемного клапана, произвели «плавный запуск» скважины постепенным снижением давления на устье (см. диаграмму давления на рис. 13).

В результате проведения второго испытания было ото бра но- 0,75 м3 пластовой жидкости в первом открытом периоде и 9,25 м3 во втором открытом периоде. При замещении жидкости в бурильных трубах после срезки шпильки циркуляционного клапана отобрано 20 м3 воды, глинистого раствора плотностью (1,34^-1,40) 104 кН/м3—8 м3, раствора удельного веса 1,2X ХЮ4 кН/м3—4,5 м3 и 0,75-104 кН/м3—4 м3. Поскольку объем внутренней полости бурильных труб составлял 39 м3, то следовательно, при обратной циркуляции было «вымыто» помимо залитой и поступившей в трубы жидкости, часть жидкости, посту- 44

Рис. 14. Кривые восстановления давления, полученные при испытании скв. 12 Кузнецовской:

1, 2, 3 — номера, испытаний

пившей в бурильные трубы через отверстия циркуляционного клапана. Итак, в трубы поступила смесь глинистого раствора с нефтью и газом.

Кривые восстановления давления (рис. 14), полученные при втором испытании, оказались более крутыми: рост давления происходит быстрее чем при первом испытании; что связано со вскрытием более проницаемой части пласта перед новым испытанием. Характер изменения кривых притока свидетельствует о поступлении «тяжелой» смеси из пласта (см. рис. 13), что дало основание считать о небольшом газосодержании флюида при прямой и обратной циркуляции. Таким образом, результаты второго испытания дали обнадеживающую информацию о возможности и целесообразности проведения испытания с полным замещением жидкости в трубах.

Поскольку фильтрационные характеристики по результатам двух проведенных операций уже были определены, большую часть времени периода испытания решили отвести процессу отбора жидкости из пласта. Наметили и кратковременные остановки скважины с закрытием на устье для регистрации давления на поверхности и оценки удельного веса поступающего флюида для того, чтобы при возможном неожиданном его понижении своевременно принять меры по безопасности ведения дальнейших работ.

Кроме того, для предотвращения значительного смешивания поступающего флюида, с глинистым раствором бурильные трубы полностью залили водой, а требуемая депрессия на пласт обеспечивалась соответствующим регулированием установленного штуцера на устье скважины. Для исключения ударных гидрав-

лических нагрузок при пакеровке в трубах агрегатом создали давление 34 МПа, которое уравновесило трубное и пластовое давление при открытии приемного клапана.

На первом этапе третьего испытания данные об изменении давления на устье и дебите скважины сравнивались с данными, зарегистрированными при предыдущем испытании. Давление на устье изменялось в течение первого часа (точнее 65 мин) притока аналогично, как и при втором испытании (см. рис. 13). По мере дальнейшего заполнения бурильных труб пластовой жидкостью давление на устье продолжало падать при постоянном расходе жидкости через шестимиллиметровый штуцер. После отбора 20 м3 жидкости скважину закрыли на устье на 17 мин для наблюдения за изменением давления, замерили давление и определили удельный вес поступающей смеси. При этом давление возросло до 34,5 МПа. Экспресс-оценка конечной величины давления на устье при полном восстановлении давления показала, что максимальное давление должно составить 35,0 МПа. Поскольку из труб к моменту замера пластового давления вытес- нилось 20 м3 воды, в них осталось Кв = 39—20—19 м3 воды, занимающей £в = V^F = 19:0,00113—1680 м в 140 мм секции колонны; остальная часть бурильной колонны Ln Н — LB = = 3950—1680 = 2270 м очевидно занята пластовым флюидом с неизвестной величиной удельного веса уп. Таким образом, после несложных расчетов, исходя из уравнения

Рпл — Lb^b + Тпупл “Ь Рпл.у, (2-4)

нашли, что удельный вес поступившей жидкости

= 0,96-104 кН/м3.= 0,96-104 кН/м3.._ 73,5 106—1680-1,0-104—35,0-106

= 0,96-104 кН/м3.

= 0,96-104 кН/м3.

^ПЛ2270

Из этого следовало, что поступающий флюид по своему газо- содержанию не опасен для дальнейшего полного заполнения им бурильных труб. Скважина была вновь пущена в работу, и через 35 мин на устье появилась пластовая жидкость — нефть. После этого на поверхности было получено еще 10 м3 нефти; затем скважину закрыли на забое для записи кривой восстановления давления. После записи КВД сорвали пакер и осуществили обратной циркуляцией замену пластовой жидкости в бурильных трубах на глинистый раствор, после чего извлекли испытательное оборудование на поверхность.

После проведения третьего испытания на устье поступило 25 м3 чистой воды, 17 м3 смеси глинистого раствора, воды, нефти и затем 8 м3 чистой нефти. Результаты испытаний приведены ниже.

Номер испытанияИнтервал вскрытой части пласта, мПроницаемость пласта, мкм2 ..46Номер испытанияИнтервал вскрытой части пласта, мПроницаемость пласта, мкм2 ..461232486860,672-10~32,18-10-31,5810—31232486860,672-10~32,18-10-31,5810—3

Номер испытания

Интервал вскрытой части пласта, м

Проницаемость пласта, мкм2 ..

46

Номер испытания

Интервал вскрытой части пласта, м

Проницаемость пласта, мкм2 ..

46

123

248686

0,672-10~32,18-10-31,5810—3

123

248686

0,672-10~32,18-10-31,5810—3

Пониженная проницаемость при первом испытании объясняется тем, что пласт был частично вскрыт (24 м). Из этого следует, что после дополнительного вскрытия данного пласта его проницаемость увеличилась почти втрое. Итак, результаты испытания дали информацию о том, что в интервале 3978—4040 м имеется пласт, проницаемость которого значительно выше проницаемости пласта в интервале 3854—3878 м. Проведенные геофизические исследования подтвердили наличие проницаемого участка пласта в этом интервале.

Из анализа данных о проницаемости призабойной зоны пласта, скин-эффекте и радиусе загрязнения следует, что проницаемость ПЗП увеличивается с 0,112-10—4 до 0,179-10—4 мкм2 при первом испытании и до 0,357-10~4 мкм2 — при третьем испытании; скин-эффект 5 снижается по мере «промывки» ПЗП (15,5; 8,75; 3,92); радиус загрязнения уменьшается с 4,65 м (при первом испытании) до 3,62 м (при третьем испытании).

Таким образом, из приведенного анализа следует, что при испытании пласта после спуска колонны возможно более полное устранение загрязнения пласта при продолжительной работе скважины, так как определилась явная тенденция снижения скин-эффекта. Работы по интенсификации пласта целесообразно проводить в случае неполного самоочищения пласта.

Все расчеты параметров пласта относятся к зоне исследования пласта (определенной на основе регистрации роста давления в период закрытия скважины и анализа полученных КВД, наиболее полно характеризующих фильтрационные характеристики зоны исследования) соответственно при первом, втором и третьем испытаниях: 16, 36 и 13 м. Недостаточная по продолжительности запись КВД при третьем испытании не дает возможности более глубокой оценки проницаемых свойств пласта, хотя область дренирования скважины при последнем испытании оказалась довольно глубокой ■— 51 м.

При первом и втором испытаниях, когда запись КВД осуществлялась 82 и 160 мин, на КВД обнаруживаются точки излома, которые соответствуют 55 и 60 мин времени восстановления давления. Это свидетельствует о резком изменении однородности пласта на расстоянии 20 м от скважины.

Расчеты показали, что после устранения скин-эффекта, дебит скважины должен увеличиться в 4 раза, фактический дебит при испытании составил 248 м3/сут при депрессии 23,0 МПа. Был сделан вывод: потенциальный дебит при эксплуатации скважины при той же депрессии (но после устранения загрязнения пласта) должен составить 1000 м3/сут.

Проведенный комплекс работ на данной скважине не только дает возможность пересмотреть представление о насыщенности и физико-химических характеристиках оксфордских отложений Кузнецовской площади, решить вопрос о целесообразности освоения данной скважины и наметить бурение новых, но и открыл

возможности развития новых направлений в области совершенствования и повышения эффективности применения испытателей пластов на больших глубинах, связанных с осуществлением операций с выпуском пластового флюида через бурильные трубы на поверхность,

ГЛАВА III

ОСНОВЫ РАСЧЕТА ДЕЙСТВУЮЩИХ НАГРУЗОК НА УЗЛЫ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ИСПЫТАНИЯ

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА КОЛОННУ ТРУБ И КОМПОНОВКУ ИПТ ПРИ ИСПЫТАНИИ

Эффективность проведения операций трубным испытателем пластов во многом определяется надежностью управления процессом испытания: переключением режимов испытания вертикальным перемещением или вращением колонны бурильных и насосно-компрессорных труб. Большой процент неудачных работ с ИПТ связан с нарушением технологических процессов управления работой забойного оборудования. Связано это с тем, что оператору по данным показаний индикатора веса (единственная информация о ходе испытания) трудно судить о фактическом состоянии клапанов на забое скважины и характере поступления жидкости, действующих на оборудование давлениях, так как на те или другие показания оказывают влияние множество факторов. Основная из них — сила сопротивления (трения) колонны труб о стенки скважины.

Особенно сложно управлять режимом испытания при проведении работ в наклонных скважинах. Поскольку же при разбуривании нефтяных месторождений в Западной Сибири применяется кустовое, наклонное бурение, вопросы разработки эффективных технологических приемов ведения работ с ИПТ в таких скважинах особенно актуальны.

При движении полупустой колонны труб в наклонной скважине возникающие силы сопротивления имеют более сложный характер, чем в вертикальной скважине. Здесь силы сопротивления определяются прижимающими усилиями от веса, натяжением колонны, а также действием на наклонные участки гидравлических сил.

На состояние забойных клапанов также оказывает влияние распределение давлений в затрубном, трубном и подпакерном пространствах. Наличие гидравлической неуравновешенности отдельных узлов сборки может привести к непредвиденным увеличениям или уменьшениям передаваемых нагрузок на пакерный узел, если данная особенность конструкции клапанов не учтена при проектировании и управлении процессом.

Правильный учет влияния сил сопротивления при передаче нагрузок забойным механизмам, а также гидравлических сил, действующих на систему клапанов во многом способствует повышению технической успешности операций с ИПТ.

Расчет нагрузок на колонну труб в искривленной скважине

Задача управления клапанами испытательного оборудования сводится к нахождению зависимостей передаваемой нагрузки от действия сил трения и выталкивающих сил.

Наиболее полное обобщение вопросов учета сил сопротивления приведено в работе М. М. Александрова < Однако в указанной книге влияние выталкивающих сил на величину сил сопротивления учитывается простым множителем, отражающим соотношение удельных весов самой колонны и вытесненной ею жидкостью. При работе с полупустыми трубами необходимо учитывать поверхностное распределение выталкивающих сил. Следует отметить, что в работе М. М. Александрова указывается на необходимость рассмотрения действия поверхностных выталкивающих сил. Однако при этом авторы не учитывали действие сил трения.

В работе Ю. А. Песляка учитывается действие поверхностных выталкивающих сил в исходных дифференциальных уравнениях, но их решения с учетом указанных сил не приводятся. Поэтому ниже приведем результаты исследования совместного действия указанных сил на колонну труб при испытании для типового (плоского) профиля ствола скважины (рис. 15).

Натяжение колонны труб на устье скважины можно найти поинтервальным расчетом сил натяжения на отдельных участках типового профиля, где натяжение внизу на отдельном интервале равно конечному натяжению предыдущего интервала.

Уравнение равновесия для выделенного элемента колонны в проекциях на ось колонны и на нормаль к ней с учетом нормальной составляющей силы выталкивания будет иметь вид (действующие силы на рассматриваемый элемент, показанный на рис. 16, соответствуют движению колонны вверх):

р— dFтр = F ftp — ——+ dPcos ср;

dN + dFn = F ftp + - ^-j + F (tp^ + t/Psin cp, (3.1)

Рис. 15. Типовой профиль наклонной скважиныРис. 15. Типовой профиль наклонной скважиныРис. 16. Схема действия сил на элемент колонныРис. 16. Схема действия сил на элемент колонны

Рис. 15. Типовой профиль наклонной скважины

Рис. 15. Типовой профиль наклонной скважины

Рис. 16. Схема действия сил на элемент колонны

Рис. 16. Схема действия сил на элемент колонны

где F — сила натяжения колонны; FTp — сила трения, dFTp = = (dN -V-dF^yi; dP — вес элемента колонны; Fn — нормальная составляющая выталкивающей силы, dFn = gi7?sin ^dtp; q? — зенитный угол; р — коэффициент трения; ^i — линейный вес вытесненной массы жидкости в объеме занятой колонной; R — радиус кривизны рассматриваемого интервала.

Введем обозначения:

Л = 1ч— ; р -qЛ = 1ч— ; р -qщ _ SiYi — 52у2 q Syщ _ SiYi — 52у2 q SyS1 Yi — T2S YS1 Yi — T2S YYaYiYaYi(3.2)(3.2)

Л = 1ч— ; р -q

Л = 1ч— ; р -q

щ _ SiYi — 52у2 q Sy

щ _ SiYi — 52у2 q Sy

S1 Yi — T2

S Y

S1 Yi — T2

S Y

Ya

Yi

Ya

Yi

(3.2)

(3.2)

где q — линейный вес колонны; Si, S2, S — площадь внешнего и внутреннего сочетаний труб и площадь поперечного сечения самой трубы; yi, у2, у — удельные веса соответственно жидкостей в затрубном и трубном пространствах и металла труб.

При пустых трубах, когда у2 = 0, 0= (Siyi)/(Sy), а при yi = = у2, когда трубы заполнены скважинной жидкостью, р = = Тз/уь

Начальное условие для системы дифференциальных уравнений (3.1) может быть задано результирующей силой A(<pi),. действующей на низ колонны

^о(ф1) = Fn-Fr, (3.3).

где Fn — вес подвешенных к низу колонны механизмов (квосто- 50

вик, узлы испытательного оборудования и т. д.); Fr — выталкивающая сила.

Решение системы уравнений (3.1) с начальным условием (3.3) имеет вид:

Ft = ———[(1 — %р2) (sin ф2— sin tpie^) — (1 + р) p(cos ф2 —

1 + p.2

— cos ф1е^Лф)] + Foe^^.(3.4)

Это выражение при X = I определяет натяжение колонны без учета сил выталкивания. Для сил натяжения при 0 = 0 хорошим приближением с точностью до 1% считается следующее выражение:

F, = № + и (Л, +.(3.5)

В нашем случае можно записать аналогичное приближенное равенство, которое выполняется с той же точностью

Ft = Нх + р ^Л1 + ^-) + Foe^.(3.6)

В некоторых случаях линейное приближение экспоненты заметно снижает точность расчетов.

При движении колонны труб в жидкости на нижнем (первом) интервале возможно прижатие части колонны к верхней стенке скважины за счет выталкивания. Выражения для сил натяжения при движении вниз можно получить путем замены знака при р, так как в этом случае меняется лишь направление действия силы трения на противоположное. Сравнивая условия равновесия для каждого конкретного случая положения колонны и направления действия поверхностных сил для обоих интервалов, можно записать общее приближенное равенство, которое может быть получено также и непосредственным интегрированием систем типа (3.1) для всех случаев.

FB = FH^^ + р ^А ± -^- Н'^ — Н,(3.7)

где Fro FB — сила рассматриваемого интервала соответственно внизу, вверху.

Знаки в выражении (3.7) выбираются по правилу, изложенному в табл. 4 (в числителе при ходе вверх, в знаменателе при ходе вниз). Второе уравнение системы (3.1) при dN = 0 определяет условие перехода колонны труб с одной стенки на другую:

?|F| = X^/?sin у.(3.8)

-4*51

Правила выбора знаков в уравнении (3.7)

Члены «уравнения

Выпуклый участок скважины с расположением колонны

Вогнутый участок скважины с расположением колонны

внизу

вверху

внизу

вверху

ехр

+

—

—

+

—

+

+

—

И

+

—

—

+

—

—

+

Дф/2

+

+

—

+

—-

—

—

—

Приравнивая правые части уравнений (3.7) и (3.8) в первом приближении по Аф находим

д = (3 9

(1 + X)cos фн + p(±sin фи — FHjR)

где Аф = |фп — фн| — разность зенитных углов в точке перехода и на нижнем конце интервала. Знак «минус» соответствует выпуклому, «плюс» — вогнутому интервалу.

Итак, при определении сил натяжения на отдельных участках надо определить с помощью выражения (3.9) положение точки перехода (если она существует) и, разбив интервал на две части, использовать выражение (3.7). Для определения силы натяжения на прямолинейном участке достаточно положить в (3.7) Аф = 0.

Заметим, что из первого уравнения (3.1) следует выражение для силы трения /Тр = FB— FH — F, которое справедливо и для всей колонны в целом.

Оценим величины возникающих нагрузок для определенных параметров. Пусть ствол скважины имеет следующие размеры: F = 2532,1 м; г = 535,2 м; // = 3000 м; ф! = 10°; ф = 50°; пусть а = = 0,1 кН/м.

В табл. 5 приведены значения сил натяжения на устье скважины при различных X и различных направлениях движения (в числителе при ходе вверх, в знаменателе при ходе вниз).

Здесь G\ — сила натяжения, вычисленная по формулам типа (3.4); положение точки перехода найдено подбором из уравнения (3.8); G2 — сила натяжения, вычисленная по приближенной формуле (2.7) с учетом выражения (3.9); G3 = XG0, где Go — сила натяжения, вычисленная по формулам типа (3.3) при Х=1, т. е. считая силы выталкивания объемными.

Силы натяжения на устье скважины

к

G\

G2

G3

В. %

1

41,535

41,317

41,535

0,00

21,423

21,361

21,423

0,8

32,389

32,222

33,228

—9,28

17,665

17,613

17,138

0,6

23,752

23,684

24,921

— 18,77

13,602

13,559

12,854

0,4

15,959

15,925

16,614

— 14,24

8,917

8,836

8,569

0,2

9,312

9,327

8,307

+34,22

3,198

2,716

4,285

0

3,047

2,885

0,000

—4,385

—4,530

0,000

Возрастание неточности G2 при малых X связано с тем, что» выражение (3.9) приближенное. Однако выражение для Афп может быть легко получено и во втором приближении, что заметно- снижает погрешность.

В правом столбце приведены значения относительной погрешности £ при определении разницы сил натяжения для движения вверх и вниз, обусловленной неточностью подхода, при котором выталкивающие силы считаются объемными.

= (f^1 4-^1) (fGa |бз) (3 10)

где стрелкой указано направление движения.

Значение величины fG— |G = ^FTP—|FTp следует учитывать при проведении работ по испытанию скважин. Как видно из табл. 5 различие подходов в определении сил натяжения и трения (сопротивления) может оказаться существенным. Причем, это различие исчезает для прямолинейного ствола (в том числе и наклонного), а также при Х= 1.

Поэтому при проведении работ с ИПТ в искривленных скважинах, когда X может значительно отличаться от единицы (частично или полностью опорожненные трубы), для правильной, интерпретации показаний индикатора веса и управления процессом испытания необходимо пользоваться предлагаемыми соотношениями, учитывающими поверхностный характер выталкивающих гидравлических сил.

Рис. 17. Испытание скв. 2226 Средне-Балыкской: а — профиль сквэжины; б, в — диаграмма соответственно нагрузки и давленияРис. 17. Испытание скв. 2226 Средне-Балыкской: а — профиль сквэжины; б, в — диаграмма соответственно нагрузки и давления

Рис. 17. Испытание скв. 2226 Средне-Балыкской: а — профиль сквэжины; б, в — диаграмма соответственно нагрузки и давления

Рис. 17. Испытание скв. 2226 Средне-Балыкской: а — профиль сквэжины; б, в — диаграмма соответственно нагрузки и давления

Рис. 18. Испытание скв. 2232 Средне-Балыкской: а — профиль скважины; б, в — диаграмма соответственно нагрузки, давленияРис. 18. Испытание скв. 2232 Средне-Балыкской: а — профиль скважины; б, в — диаграмма соответственно нагрузки, давления

Рис. 18. Испытание скв. 2232 Средне-Балыкской: а — профиль скважины; б, в — диаграмма соответственно нагрузки, давления

Рис. 18. Испытание скв. 2232 Средне-Балыкской: а — профиль скважины; б, в — диаграмма соответственно нагрузки, давления

На примерах испытания двух скважин Средне-Балыкского месторождения рассмотрим количественное влияние указанных -сил и особенности практического их учета при управлении клапанами ипт.

Сравним сведения о скв. 2226 и скв. 2232 (рис. 17 и 18). Как видно из рис. 17, нагрузка на крюке перед испытанием составляла 187, при ходе инструмента вверх — 225, вниз — 155 кН. Для установки пакера инструмент разгрузили до 105 кН. «Проскок», инструмента и последующий выход воздуха 'из труб свидетельствовали об открытии клапана испытателя. Герметичность пакеровки подтвердилась наличием уровня жидкости в затрубном лространстве. Открытие клапана в то же время сопровождалось резким повышением нагрузки на крюке до 180 кН, т. е. до первоначальной величины неразгруженного инструмента. Поэтому .для надежности оператор еще раз догрузил инструмент до исходного значения 105 кН.

Относительно слабый приток жидкости в трубы не позволил •обнаружить заметного изменения интенсивности выхода воздуха -54

из труб при попытках закрытия клапана для записи КВД. О фактическом невыполнении режимов испытания при вращении: колонны для закрытия — открытия скважины стало известно только после подъема инструмента. Из диаграммы давления видно, что при начальных попытках (точки г, д, е на рис. 17, в) закрыть клапан не удалось: скважину закрыли только в конце испытания на несколько минут. Пакер сняли с затяжкой, и его- резиновый элемент разрушился.

В данном испытании не было учтено изменение действия гидравлических выталкивающих сил после открытия приемного клапана ИП. В самом деле, нагрузка на крюке до пакеровки

G = Ц\Н\ + q^H^ + [.(^1 — 26) 2hyx —

4

—d2xH^— V^—d^H^(3.11)

G - 70-1404+94,5-1478+0,785-[(0,06—2-0,005)2X

X 1000-104—0,Об2-2780-104—(0,0732—0,0602) 1478Х

ХЮ4]=156 кН,

где G — вес труб и выталкивающее усилие; qx, q2 — вес труб- первой и второй секций; Нъ Н2 — длина соответственно первой и второй секции; б — толщина стенки труб первой секции; Н — глубина скважины; у3, ут — удельные веса жидкостей соответственно в затрубном и трубном пространствах.

После установки пакера и открытия клапана часть действующей гидравлической нагрузки «исчезает»

ДСвыТ = Н^5ШТ; ДСвыт = 2780-104-12,5-104 = 34,7• 103 кН, (3.12)

где 5ШТ — площадь сечения по внешнему диаметру штока испытателя (5ШТ=12,5 см2).

Поскольку при исчезновении выталкивающей силы (ее части) происходит сдвиг колонны вниз, то изменяется направление действия сил сопротивления. Этим объясняется скачок нагрузки при открытии клапана испытателя. Интересно, что разница между значениями GB и Go, равная 225—180 = 45 кН, как раз соответствует нагрузке передаваемой на пакер при его установке, что подтверждает приведенные рассуждения. Итак, догрузка инструмента после открытия клапана и привела к перегрузке пакера, затруднению проворота запорного клапана, и в конечном итоге- к невыполнению заданных режимов испытания.

При испытании скв. 2232 оператор уже не догрузил пакер после открытия клапана и скачка нагрузки на крюке (см. рис. 18). В результате скважина была успешно испытана, записана КВД, а срыв пакера не сопровождался затяжкой. Пакер пригоден для дальнейшей работы. Однако приведенные расчеты позволяют оценивать действующие на колонну нагрузки и прибли-

женно судить о состояниях клапанов в тех случаях, если применяют облегченные колонны, когда выталкивающие силы и силы трения соизмеримы с весом колонны.

В общем случае следует учитывать особенности движения колонны по всему профилю скважины. Расчетные зависимости натяжений колонны на устье можно найти поинтервальным расчетом сил натяжения на отдельных участках типового профиля, где натяжение внизу отдельного интервала равно конечному натяжению предыдущего интервала.

Для рассматриваемых выше примеров испытания скважин расчетные нагрузки на крюке, вычисленные по приведенным уравнениям, составляют соответственно:

G' = 152 кН; GB = 167 кН, Go = 144 кН,

GH = 123 кН. (3.13)

Полученные расчетные значения нагрузок точнее совпадают с фактическими результатами и лучше объясняют характер изменения показаний индикатора веса при выполнении работ. На практике полученные выражения можно использовать для определения графика возможных изменений нагрузок на крюке еще до проведения испытания.

Расчет гидравлической системы компоновки испытательного оборудования при работе в скважине

Клапанные узлы испытательного оборудования предназначены для переключения режимов испытания, они выполнены на основе нескольких подвижных элементов, управляемых вертикальным перемещением или вращением колонны бурильных труб [6]. Подвижный элемент любого клапана представляет собой полый шток, уплотненный резиновыми кольцами для разобщения жидкостей, находящихся во внутренней и внешней его частях.

В корпусе клапана есть посадочные поверхности, по диаметру которых происходит скольжение уплотняемых поверхностей штока. Поскольку диаметры уплотняемых поверхностей штоков различны, неизбежно возникают неуравновешенные площади в клапанах, по которым действуют гидравлические нагрузки, связанные с различными давлениями во внутренней и внешней частях клапана, вызывая с той или иной силой прижатие подвижных звеньев клапана к деталям, ограничивающим их ход, а в компоновке — эти силы передаются к соседним узлам сборки.

Действующие силы по неуравновешенным площадям сборки клапанов изменяются в пределах 0—100 кН и более. Направление действия сил на отдельные звенья сборки может быть противоположным, а сами величины сил могут изменяться скач- 56

ком — в процессе переключения позиций клапанов или плавно — при проведении исследования, так как они зависят от давления в трубах и подпакерной зоне, которое изменяется во время притока и после закрытия скважины.

Поэтому при управлении процессом исследования пласта, изменении позиций клапанов для переключения режимов испытания путем вертикального перемещения или вращения колонны необходимо учитывать нагруженное состояние забойных клапанов, т. е. те дополнительные усилия, которые прижимают отдельные звенья сборки вниз к пакеру или выталкивают эти звенья вверх, уменьшая нагрузку на крюк (см. рис. 15).

Если не учитывать гидравлические силы, действующие на систему клапанов, то это затруднит и не обеспечит надежного управления режимами процесса исследования. Оператор же берет во внимание только сведения об общем весе инструмента и справочные значения нагрузок, необходимых для установки пакера. Зная возможные изменения гидравлического состояния клапанов, можно иначе реагировать на изменения показаний индикатора веса во время спуско-подъемных операций и проведения исследования. Так, скачки нагрузок могут быть обусловлены проседанием хвостовика или изменением гидравлических нагрузок на клапаны при переключении режимов испытания, но характер действия этих нагрузок по разному отражается на показания индикатора веса.

В технической литературе отсутствует подробное описание вопросов, связанных с работой отдельных узлов и компоновки ИПТ в целом в процессе испытания. Наиболее близкая к этой теме работа Г. Д. Сухоносова *. Однако в указанной работе рассмотрена компоновка, включающая запорно-поворотный клапан старой, ныне не применяемой конструкции. Нет каких-либо объяснений работы компоновок МИГ (многоциклового испытателя гидравлического).

Ниже рассматриваются условия нагружения типового оборудования двухциклового действия КИИ (комплект испытательного инструмента) и многоциклового действия МИГ. Приведенный порядок расчета и оценок даст возможность распространить схему расчета и на другие варианты и компоновки оборудования. Поскольку компоновки на основе КИИ и МИГ имеют различную гидравлическую систему, рассмотрим характер нагрузок, действующих на ту или другую компоновки, отдельно.

Гидравлическая система компоновки на основе КИИ. На рис. 19 приведена гидравлическая схема системы компоновки на основе КИИ, где для упрощения выделены только те элементы узлов компоновки, которые прямо связаны с гидравлической системой (а именно, уплотнительные поверхности и участки оборудования).

Сухоносов Г. Д. Испытание необсаженных скважин. — М.: Недра, 11978.

ЗТ

Рис. 19. Схемы для расчета гидравлических нагрузок на узлы испытательного оборудования КИИ при спуске (а) и в процессе притока (б): 1 — хвостовик с фильтром, нижний переводник и шток пакера; 2 — уплотнитель пакера, его верхний переводник и корпус ясса; 3 — шток ясса с верхним переводником и корпус испытателя пластов; 4 — шток испытателя пластов с верхним переводником и корпус запорно-поворотного клапана; 5 — шток запорноповоротного клапана с верхним переводником и бурильные трубы

Основные площади, учитываемые при расчете гидравлической системы, соответствуют площадям сечений по: fc — диаметру скважины; ft — диаметру штока пакера; f2 — диаметру штока ясса; f3 — диаметру силовой манжеты ясса; f4 — диаметру впускного клапана испытателя; /5 — диаметру штока запорного клапана; /6 — уплотняемой поверхности под подшипником; f7 — уплотняемой поверхности над подшипником; f8 — диаметру верхнего штока запорно-поворотного клапана; /т — диаметру внутренней части выше расположенных бурильных труб.

Спуск КИИ. При спуске КИИ на все звенья, расположенные ниже испытателя пластов, действуют с внешней и внутренней стороны одинаковые давления, равные гидравлическому, поэтому эти звенья уравновешены. Осевые гидравлические силы, действующие на них, равны:

(3.14)(3.14)Gi — G2 — G3 — 0.

(3.14)

(3.14)

Причем, звено / находится и в остальных периодах испытания в гидравлически уравновешенном состоянии, так как его внутренняя и наружная части все время находятся под воздействием одинакового давления.

58

Поскольку при спуске впускной клапан испытателя закрыт, запорно-поворотный клапан открыт, то во внутренней части 4 и 5 звеньев действует трубное давление рт, а снаружи — гидростатическое давление рт.

462— (Рг Рт) (fc—/2).(3.15)

На звено 3 при притоке действует выталкивающая нагрузка fc3 = (Рг-Рт)а4-/2),(зле)

так как f4>>if2- Сжимающее усилие, действующее на звено 4 увеличивается после открытия приемного клапана испытателя, так как снимается часть нагрузки, связанной с действием перепада давления по площади

| G4 = (Рг — Рт) (f? — fa — fa + f4) •(3.17)

На звено 5 действует такая же нагрузка, как и при спуске:

fG5 = (рг —Рт) (f? —fe —fT —f8).(3.18)

Суммарная гидравлическая нагрузка на пакер будет равна алгебраической сумме всех нагрузок, действующих на подвижные звенья системы:

Спак = G2 — G3 + С4.(3.19)

Восстановление давления. После закрытия запорно-поворотного клапана для записи кривой восстановления давления во внутренней полости звеньев 2, 3 и 4 давление рс начнет увеличиваться и превышать трубное давление рт. В этом случае гидравлические нагрузки на звенья системы изменятся и будут соответственно равны:

4С2 = (рг Pc) (fc fa),

№ = ^-p.)^4-fa),(3.20),

jG4 = (рг — рт) (if? — fs) + (Рг —Pc) X

X (f? — fa — f? + f4) + (Pc — Pr)fe =

= (Pr — pT) (f7 — fs) + (Pr — Pc) (f4 — f6) —

— (pc —pT)f6.

Подъем, инструмента. При подъеме запорно-поворотный клапан и уравнительный клапан испытателя пластов находятся в закрытом состоянии. Давление в межпакерной зоне по мере подъема инструмента стравливается через редукционный клапан, находящийся в замке запорно-поворотного клапана. Поэто-

59»

;му можно принять, что давление в межклапанной зоне равно гидростатическому, а в начальный момент после закрытия приемного клапана испытателя и снятия пакера давление во внутренней полости звена 4 равно давлению в конце закрытого периода испытания.

Звенья 2 и 3 будут гидравлически уравновешены, так как давление в их внутренней и наружной частях будут одинаковы, т. е.

G2 = G3 = 0.(3.21)

Гидравлическая нагрузка на звено 4

G^ = (рг — рт) ^7 —fa) — (рг — Рс)/б —

-(Pc-pT)f6= (рг-рт)^-/8-/6).(3.22)

Итак, нагрузка на звено 4 определяется при подъеме по той же формуле, что и при спуске.

Следует отметить, что при использовании в компоновке запорно-поворотного клапана, у которого центральный проходной канал штока перекрывается при закрытии скважины запорной пробкой, связанной с корпусом ЗПК, но свободно перемещающейся в вертикальном направлении относительно него, нагрузка на звено 5 будет меняться в зависимости от того, закрыт запорный клапан или нет.

При спуске и притоке нагрузка на звено 5 определяется также, как и в случае работы ЗПК-2.

При закрытии скважины и в период подъема нагрузка на звено 5 изменится и будет равна:

tGs = (Рг — Рт) (f7 —'fe + /т — fs) +

+ (Рс-рЖ(3.23)

Гидравлическая система компоновки на основе МИГ. На рис. 20 приведена схема гидравлической системы компоновки, собранной на основе испытателя пластов типа МИГ.

Основные площади, учитываемые при расчете гидравлической системы, соответствуют площадям сечений по:

/с — диаметру скважины; fi — диаметру штока пакера; f2 — диаметру штока ясса; f3 — диаметру силовой манжеты; f4 — диаметру штока в нижней части устройства для раздельного вращения; /5 — диаметру штока в верхней части устройства для раздельного вращения; /6 — диаметру втулки в нижней части штока испытателя пластов; f7 — внешнему диаметру гильзы; /в — внутреннему диаметру гильзы.

Спуск МИГа. Как и при спуске КИИ, все звенья, расположенные ниже испытателя пластов, на которые действуют равные давления во внутренней и внешней частях, гидравлически урав- 60

аб6аб6Рис. 20. Схемы для расчета гидравлических нагрузок на узлы испытательного оборудования МИГ при спуске (п), в процессе притока (б), при восстановлении давления (в):Рис. 20. Схемы для расчета гидравлических нагрузок на узлы испытательного оборудования МИГ при спуске (п), в процессе притока (б), при восстановлении давления (в):

аб6

аб6

Рис. 20. Схемы для расчета гидравлических нагрузок на узлы испытательного оборудования МИГ при спуске (п), в процессе притока (б), при восстановлении давления (в):

Рис. 20. Схемы для расчета гидравлических нагрузок на узлы испытательного оборудования МИГ при спуске (п), в процессе притока (б), при восстановлении давления (в):

1 — хвостовик с фильтром, нижний переводник и шток пакера; 2 — уплотнитель пакера, его верхний переводник и корпус ясса; 3 — шток ясса с верхним переводником и нижняя часть корпуса устройства для раздельного вращения колонны бурильных труб; 4 — шток устройства для раздельного вращения; 5 — верхняя часть корпуса штока для раздельного вращения и корпус испытателя пластов; 6 — гильза уравнительного клапана испытателя пластов; 7 — шток испытателя пластов с верхним пере- водником и бурильные трубы

новешены. Гидравлически уравновешено и звено 5 — на него также со всех сторон действует одинаковое гидростатическое , давление. Осевые гидравлические силы, действующие на них, равны:

(3.24)(3.24)Gx = G2 = G3 = G4 = G5 - 0.

(3.24)

(3.24)

Гильза уравнительного клапана прижимается к втулке штока перепадом давления, действующим на площади (f6— /в), с усилием

Об = (рг —рт) (fe — f8),(3.25)'

надежно перекрывая отверстия впускного клапана от сообщения, с затрубным пространством внутренней полости бурильных труб.и

На звено 7 действует выталкивающая сила по площади всего сечения внутренней полости вышерасположенных бурильных труб

■f G? = (рг — рт)А>‘(3.26)

Приток. При передаче на испытатель сжимающей нагрузки шток с прижатой к нему гильзой перемещается вниз. Гильза после вхождения в седло останавливается, перекрывая отверстия уравнительного клапана. При дальнейшем движении штока вниз втулка впускного клапана выходит из гильзы и открывает отверстия впускного клапана, сообщая внутреннюю полость бурильных труб и подпакерную зону.

Звено 2 находится в тех же условиях, что и при сборке с КИИ.

|G2^(pr-pT)(fc-f2).(3.27)

На звено 3 действует выталкивающая сила от перепада давления на площади (f4— /2):

fG3 = (Pr-pT)Cf4-f2).(3.28)

Шток устройства для вращения (звено 4) прижимает к нижней части корпуса с усилием

;G4 = (Рг — рт) (fs — f4),(3.29)

так как диаметр его верхней уплотняемой поверхности меньше диаметра нижней.

Звено 5 выталкивается вверх с усилием

fG5 = (Рг —Рт) (/7 —/5),-(3.30)

где h>U.

На гильзу (звено 6) теперь действует еще большая нагрузка, чем при спуске, так как при притоке перепад давления теперь приходится на всю поверхность (f7— fs);

|G6 = (Рг — Рт) (f?—(fs).(3.31)

Это усилие значительно превосходит выталкивающую силу, действующую на звено 5, поэтому оба рассматриваемых звена гидравлически приняты к нижерасположенным узлам.

Выталкивающее усилие, действующее на звено 7, уменьшалось по сравнению с нагрузкой при спуске 62

I Gi = (pr — Pt) (fT — fs).(3.32)

Восстановление давления. Закрытие скважины осуществляется перемещением колонны бурильных труб вверх и полном снятием нагрузки от колонны бурильных труб с забойных механизмов. При этом втулка впускного клапана входит в гильзу, в результате чего перекрываются отверстия впускного клапана и прекращается доступ жидкости из подпакерной зоны в полость бурильных труб, на забое скважины давление начинает восстанавливаться до пластового.

На звенья 2, 3, 4 и 5 действуют нагрузки от перепадов давления по тем же неуравновешенным площадям секций, что и при притоке:

^G2= (Рг Pc) (fc —/2)',

fG3 = (Рг —pc)(f4 —h);

jG4 - (Pr —Pc)(f5—Л);

|G5 = (pr-Pc)(fz-h).(3.33)

Но теперь, при быстром возрастании давления в подпакерной зоне значения этих нагрузок быстро уменьшаются.

На звено 6 (гильзу) теперь действует нагрузка, прижимающая его вниз,

1^6 = (рг — рт) (fe—ifs) + (рг—Pc) (fz — HY(3.34)

После снятия механической нагрузки с забойных клапанов, все подвижные звенья могут свободно перемещаться в пределах своего хода в соответствии с действующими на них гидравлическими нагрузками, прижимаясь к верхним или нижним соседним звеньям.

Поскольку действующая на шток устройства для вращения нагрузка превышает выталкивающую нагрузку на звено 3, все три звена 4, 3 и 2 будут оставаться в нижнем положении. Суммарная гидравлическая нагрузка на пакерный узел будет оставаться прежней.

Звено 5, выталкиваемое гидравлическими силами вверх, будет прижиматься к гильзе клапана с усилием 05, стремясь вытолкнуть ее вверх. Однако нагрузка на саму гильзу, направленная вниз, превышает выталкивающую силу, действующую на звено 5. Поэтому на шток испытателя пластов, жестко соединенный с бурильными трубами, будет действовать, помимо выталкивающей нагрузки, равной

jG"? = (Рг — Рт) (f? — A) — (Рс — ртУЬ,(3.35)

еще и совместная нагрузка от звеньев 5 и 6, равная |G6—fGs. В результате суммарная нагрузка на бурильную колонну в нижней ее части будет равной

G7 = GS — Ge + G5 = (pr — pT) (f7 — /8) + + (pc — Pt)/s — (Pr — Pt) (f6 ~M — - (Pr - Pc) [ (f 7 - /б) - (f 7 - / 5) ] - = (Pr — Рт) (/t — /б) — (pr — Pc) X

(3.36)(3.36)X (/5 —/б) + (Pc — pr)fs.

(3.36)

(3.36)

Итак, звенья 5, 6 и 7 перемещаются вверх вместе с колонной бурильных труб. Звено 5 останется в верхнем положении до тех пор, пока перепад давления .действующий на его неуравновешенной площади и прижимающий его к гильзе, будет создавать усилие, большее чем его вес. Вес звена 5 равен 3 кН. При уменьшении перепада давления до 1,5—2,0 МПа звено больше будет неспособно удерживаться в верхнем положении и опустится вниз под собственным весом — в результате откроются отверстия уравнительного клапана и гидростатическое давление передастся в подпакерное пространство.

Из этого следует, что если гидростатическое давление незначительно превышает пластовое, то по мере восстановления давления и приближения его в подпакерной зоне к гидростатическому, произойдет открытие уравнительного клапана и тогда конечная часть КВД не зафиксируется.

При Др>>2ч-3 МПа звенья 5, 6 и 7 могут свободно перемещаться в пределах хода раздвижной части устройства для вращения колонны бурильных труб без изменения нагрузки на крюке. '

Эта принципиальная особенность работы забойных механизмов в компоновке с испытателем пластов типа МИГ обеспечивает свободный ход устьевой головки и позволяет оператору более уверенно управлять клапанами без опасения преждевременного срыва гильзы.

Для открытия отверстий уравнительного клапана в конце операции инструмент приподнимают до полного выбора хода раздвижного механизма и затем, преодолевая гидравлическую нагрузку, действующую на гильзу, срывают последнюю и сообщают затрубное пространство с подпакерной зоной через отверстия уравнительного клапана.

Поскольку в результате давления во внешней и внутренней частях звеньев 2, 3 и 4 выравниваются, снимаются гидравлические нагрузки с этих звеньев и пакер свободно освобождается при дальнейшем натяжении колонны. При подъеме все звенья сборки находятся в тех же условиях, что и при спуске, кроме звена 7, где нагрузка, действующая на колонну труб от перепада давления на всю площадь сечения внутренней части труб меньше, так как уменьшился перепад давления (рг— рт) из-за увеличения столба жидкости в трубах.

УПРАВЛЕНИЕ РАБОТОЙ ЗАБОЙНЫХ МЕХАНИЗМОВ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Поскольку управление забойными клапанами при пуске скважины в работу, переключении режимов испытания (в случае работы с оборудованием МИГ), а также завершении операции и снятии пакера осуществляется вертикальным перемещением колонн бурильных труб и передачей механической нагрузки забойным механизмам или снятием ее, то все эти действия сопровождаются изменением нагрузки на крюке. Поэтому по показаниям индикатора веса и величине хода устьевой головки можно судить о положении системы клапанов и характере протекае- мых процессов испытания на забое скважины.

При этом надежность управления забойными клапанами будет зависеть от того, насколько точно учтено влияние сил трения колонны бурильных труб о стенки скважины при возвратно-поступательных ее перемещениях и выталкивающих сил, связанных с наличием гидравлически неуравновешенных площадей в узлах испытательного оборудования.

Рассмотрим порядок работы забойных устройств при испытании скважин и изменение нагрузки на крюке при различных состояниях процесса. Так как способы управления процессами на основе комплектов КИИ и МИГ и гидравлические условия рабр- ты клапанов этих комплектов различны, то далее будем рассматривать указанные системы для испытания скважин отдельно. ■

Управление при работе с КИИ

Нагрузки на крюке на различных стадиях процесса испытания определяются следующим образом (рис. 21).

Перед пакеровкой показание индикатора веса равно

Gi-Gh —GB,(3.37)

где GH — чистый вес металла инструмента (бурильных труб, испытательного оборудования и хвостовика); GB — выталкивающая сила, равная разности весов вытесненной из скважины промывочной жидкости и залитой в трубы жидкости,

6В = (Км И- Кт)УгрКзТз,(3.38)

где Км, Кт, Кз — объем соответственно металла спущенного инструмента, внутренней полости бурильных труб, залитой жидкости в трубы; угр, у3 — удельные веса соответственно скважинного глинистого раствора и залитой в трубы жидкости.

Поскольку составляющая выталкивающей силы КмуГр остается постоянной в течение всего процесса исследования, в рас- 5—140465

Рис. 21. Графики изменения нагрузок на крюке при испытании оборудованием КИИ (/) и МИГ (//):

а — без учета гидравлических сил и сил трения; б — с учетом гидравлических сил; в — с учетом гидравлических сил и сил трения

(3.39)(3.39)четах эту составляющую учитывать не будем. Тогда при спуске выталкивающая сила определится только площадью сечения внутренней полости бурильных труб:

(3.39)

(3.39)

GB —■ УтУгр V3V3 — С^г Рт)/т-

Для установки пакера в скважине после упора хвостовика в забой или плашек якоря в стенки скважины на него передается нагрузка для сжатия резинового уплотнительного элемента. В результате нагрузка на крюке

G2 = Gi-GXB-Gn, (3.40)

где GXB — вес хвостовика; Gn — нагрузка, необходимая для пакеровки, равная весу разгруженной части колонны труб над па- кером.

.66

Нагрузка на крюке не изменится в. период всего процесса притока, если не учитывать влияние гидравлических сил. Для закрытия скважины и записи кривой восстановления давления колонну труб приподнимают для уменьшения нагрузки на опорный подшипник запорно-поворотного клапана и снимается нагрузка, равная GJ2, тогда

Сз = AGn/2 —G2.(3.41)

Далее, при осуществлении только вращения запорного клапана для переключения режимов испытания нагрузка на крюке будет оставаться постоянной до конца исследования пласта.

После снятия пакера и отрыва хвостовика от забоя нагрузка на крюке установится опять равной первоначальной нагрузке перед испытанием

G7 = Gi.(3.42)

Учет гидравлических сил. Перед пакеровкой показание индикатора веса

Gi = GH — GB.(3.43)

При установке пакера в скважине, до срабатывания гидравлического реле испытателя пластов нагрузка определится по формуле

G2 .= Gi — Gxb — Gn.(3.44)

Однако после срабатывания реле и открытия впускного клапана испытателя нагрузка на крюке должна увеличиться из-за уменьшения выталкивающей силы, связанной с действием перепада давления не по всей площади сечения бурильных труб, а по неуравновешенной площади звена 4 (рис. 19,6) — О— fe + + 0 —/V На индикаторе веса будет наблюдаться увеличение нагрузки до GO.

По мере накопления жидкости в трубах нагрузка на крюке уменьшится из-за снижения перепада давления на неуравновешенную площадь звена 5, и в конце периода притока суммарная нагрузка будет равна

G = GO + (Ркп,1 — Рнп,1) (f? — /б + О — fa) •(3.45)

После закрытия скважины с предварительным частичным снятием нагрузки AGn/2 с забойных клапанов, когда

GO - G3 + —2 "— ’(3.46)

перепад давления, действующий на неуравновешенную площадь звена 5, будет оставаться постоянным в течение всего периода восстановления давления.

5*67

Закрытие скважины приводит к стабилизации нагрузки на крюке при двух и одном циклах ЗПК, нагрузка на крюке Gs — — G6 уменьшается, а после снятия пакера вновь становится равной первоначальной нагрузке до испытания G? = Ge.

Следует отметить, что если в скважину поступает жидкость с малой интенсивностью, то небольшой прирост столба жидкости в трубах не вызовет изменения действующих гидравлических нагрузок на забойные клапаны. Поэтому на устье изменение показаний индикатора веса не обнаруживается.

Учет сил трения. Причина отсутствия реакции индикатора веса на действующие выталкивающие силы иногда значительные — до 50—100 кН и более в нижней части колонны — наличие сил трения. При высоких коэффициентах трения колонны бурильных труб о стенки скважины или внутренней полости обсадной колонны возникают значительные силы трения. В этих «случаях все изменения нагрузок на забое могут компенсироваться силами трения и поэтому не будут отражаться на показаниях Индикатора веса.

Перед проведением операции на поверхности провели несколько циклов замера показаний веса инструмента при ходе вверх и вниз (см. рис. 21). Видно, что возможные значения нагрузки на крюке отличаются от истинной на величину сил трения при ходе вверх AGTpf — или при ходе вниз -— AGTP|, и изменяются в пределах от Gi,B до Gi,H, т. е. на величину примерно равную 2GTp.

После разгрузки инструмента на величину GXa + Gn на забое (как и в примере — рис. 21, а) начинает действовать изменяющаяся выталкивающая сила, которая до тех пор пока не станет больше величины 2AGTp не будет отражаться на показаниях индикатора веса в данном примере рис. 21, в в период притока AG = Ge — G2<2AGrp, поэтому на поверхности фиксируется постоянная нагрузка Ga = G3 = G4.

Для закрытия запорно-поворотного клапана необходимо с него спять нагрузку AGn/2. Но поскольку при ходе вверх предварительно необходимо снять еще и двойную нагрузку на трение, то общая величина снимаемой нагрузки будет равна

AGIT/2 + 2AGTP. (3.47)

При притоке часть нагрузки на трение уже скомпенсирована (или может быть скомпенсирована, о чем оператор не знает, так как на поверхности это не отразилось иа показаниях индикатора веса), а значит для надежности необходимо снимать несколько меньшую нагрузку:

AGn/2 + AGTP. (3.48)

При восстановлении давления нагрузка на крюке будет по- стЬянной, если использован в компоновке ЗПК-1, и уменьшается если ЗПК-2.

Во втором открытом периоде гидравлическое выталкивающее усилие теперь будет отражаться на показаниях индикатора веса — G4 — Gs, а при втором закрытии скважины нагрузка снова останется постоянной — О5 — G&.

Снятие пакера произойдет при нагрузке на крюке меньшей Gi,в, так как часть или вся сила трения скомпенсируется изменением нагрузки при притоке.

Таким образом, рассмотрен один из вариантов изменения нагрузки на крюке с учетом сил трения при испытании. При слабом притоке жидкости из пласта никаких заметных изменений нагрузки на крюке не будет. Тогда при передаче или снятии нагрузки с забойных механизмов вертикальным перемещением необходимо все время учитывать двойную нагрузку сил трения.

Потери нагрузки при спиральном изгибе нижней части колонны труб. Поскольку при передаче сжимающих нагрузок забойным механизмам при разгрузке колонны последняя в нижней части приобретает спиральный изгиб (при испытании вертикальных скважин), то при определенном соотношении между диаметрами скважины и труб может возникнуть состояние, когда увеличение нагрузки на спиральную колонну только увеличивает расклинку труб в стволе скважины и не способствует передаче осевого усилия глубинному оборудованию.

В работе [8] показано, что если нагрузка передается собственным весом труб, то от колонны длиной /, вес 1 м которой q, будет передаваться усилие Gn на забой

__ _-£L__

Gn — —— И — е р ^ ——— Ч — е pq )(3 49)

где р = ——радиус кривизны пространственной слипали;

4я2гс

^кр = 1,98 1/ „ — критическая длина труб, при превышении у о

которой теряется вертикальная устойчивость под действием собственного веса; Е — модуль упругости; / — момент инерции поперечного сечения трубы; гс — радиус скважины; f — коэффициент трения труб о стенки скважины; G = ql — вес разгруженного инструмента, при котором передается на пакер нагрузка Gn.

По формуле проведены расчеты и построены кривые для разных диаметров скважины и бурильных труб и их прочностных характеристик, учитываемых показателем а = qplf (рис. 22).

Графиком (см. рис. 22) можно пользоваться при практическом определении величины разгрузки колонны бурильных труб. При определении показателя af находится по данным специальных замеров коэффициентов трения при подготовительных работах к испытанию. Если f не определено специальными замерами, то ориентировочно /=0,15—30 (для искривленных, с боль-

69

Критическая длина труб ZKp, м

Таблица 6

Толщина стенки трубы, мм

Диаметр трубы, мм

60

73

89

102

114

127

140

169

7

18,73

21,45

24,70

26,36

28,86

31,31

8

—

—

26,43

28,98

31,43

32,85

—

9

18,53

21,31

24,62

26,54

29,02

31,48

32,98

37,69

10

—'

—

26,67

28,98

31,47

33,08

37,82

11

21,07

24,46

—

28,96

——

33,09

-—

т 350 J 300 % 250 § 200 Ч 150 § 1005 50^ О 100 200 300 000 500Разгрузка беса бурильной _ колонны по ГИ6, кН 1т 350 J 300 % 250 § 200 Ч 150 § 1005 50^ О 100 200 300 000 500Разгрузка беса бурильной _ колонны по ГИ6, кН 1Рис. 22. Зависимость передаваемой нагрузки на пакер от величины разгрузки бурильной колонны и показателя а:7 _ оо; 2 — 100; 3 — 70; 4 — 50; 5 — 40;6 — 30; 7 — 25; 8 — 20; 9 — 15; 10 — 10; // — 5Рис. 22. Зависимость передаваемой нагрузки на пакер от величины разгрузки бурильной колонны и показателя а:7 _ оо; 2 — 100; 3 — 70; 4 — 50; 5 — 40;6 — 30; 7 — 25; 8 — 20; 9 — 15; 10 — 10; // — 5

т 350 J 300 % 250 § 200 Ч 150 § 100

5 50

^ О 100 200 300 000 500

Разгрузка беса бурильной _ колонны по ГИ6, кН 1

т 350 J 300 % 250 § 200 Ч 150 § 100

5 50

^ О 100 200 300 000 500

Разгрузка беса бурильной _ колонны по ГИ6, кН 1

Рис. 22. Зависимость передаваемой нагрузки на пакер от величины разгрузки бурильной колонны и показателя а:

7 _ оо; 2 — 100; 3 — 70; 4 — 50; 5 — 40;

6 — 30; 7 — 25; 8 — 20; 9 — 15; 10 — 10; // — 5

Рис. 22. Зависимость передаваемой нагрузки на пакер от величины разгрузки бурильной колонны и показателя а:

7 _ оо; 2 — 100; 3 — 70; 4 — 50; 5 — 40;

6 — 30; 7 — 25; 8 — 20; 9 — 15; 10 — 10; // — 5

шими углами наклона скважин берутся большие значения Д а для вертикальных скважин f берется минимальным); /кр — выбирается по табл. 6, / — общая длина разгруженной части колонны, / = G!q.

Если передаваемая нагрузка на пакер значительно меньше разгруженной части колонны, то при управлении забойными механизмами изменится и величина ее на устье. Заметим, что при значительной расклинке спирали никакие изменения гидравлических выталкивающих нагрузок на устье обнаружить нельзя и поэтому устьевые нагрузки рассчитаем без учета изменения выталкивающих сил:

G^ = (?i — Gn — AGcn Gxbi

где AGcn — потери на спиральный изгиб.

При снятии частичной разгрузки с подшипника запорного клапана (см. рис. 21, s) выталкивающая сила

G3 = Gx - -^ — AGcn — АСтр.(3.50)

Управление при работе с МИГ

При работе с оборудованием типа МИГ предусматривается только вертикальное перемещение колонны бурильных труб для установки и снятия пакера, а также переключения режимов испытания. Это требует от оператора более тщательного учета всех возможных нагрузок, действующих на колонну, и более внимательного наблюдения за показателями индикатора веса во время посадки пакера, переключения режимов испытания и протекания самого процесса исследования, так как точность управления забойными механизмами определяется величинами нагрузки на крюке и положением устьевой головки относительно ствола ротора. Поэтому оператор, проводящий испытание с использованием клапанов, должен иметь высокую квалификацию. Ему необходимо заранее, еще до проведения операции особенно тщательно оценить возможные действия выталкивающих сил, потери на спиральный изгиб колонны, а при спуске испытателя пластов на забой перед самой посадкой пакера необходимо произвести несколько возвратно-поступательных перемещений колонны для точного замера сил трения при ходе вверх и вниз.

При работе с МИГом недовытяжка инструмента может привести к несрабатыванию клапана и соответственно незакрытию скважины, при записи КЕД, и наоборот, излишняя вытяжка может «сорвать» гильзу и открыть уравнительный клапан, тем самым согбщ"я затрубное пространство с подпакерной зоной вместо записи кривой восстановления давления.

После разгрузки инструмента на величину GXB — Gn и проведения периода притока, где показания индикатора веса такие же, как и при работе с КИИ, фиксируют нагрузку G2, поднимают инструмент с полным снятием механической нагрузки AGn с забойных механизмов, так что G3 = Gi — GXB. При этом втулка штока перекрывает отверстия впускного клапана, а гильза под действием гидравлических сил остается на месте и удерживав уравнительные отверстия в закрытом положении. Так осуществляется регистрация кривой восстановления давления.

Открытие клапана осуществляется вновь разгрузкой бурильных труб и нагрузка на крюк снова устанавливается такой же, как и при первом открытом периоде G4 = G3.

После снятия пакера нагрузка на крюке G7 = Gi.

Учет гидравлических сил. Как и при работе с КИИ, после установки пакера и открытия впускного клапана испытателя произойдет скачок нагрузки: но здесь скачок нагрузки определится величиной площади fg (рис. 21,5):

^=^р?-РЖ'(3.51)

При притоке за счет накопления жидкости в трубах выталкивающая нагрузка уменьшится на величину

AG ^= (ркп,1— рнпд^кЬ—fe + /т— fs).(3.52)

71

После снятия механической нагрузки AGn устанавливается нагрузка G3, которая по мере восстановления давления будет уменьшаться из-за возрастания выталкивающей силы.

Последующие два режима — приток и восстановление давления — отражаются на показаниях индикатора веса аналогично первым двум.

После снятия пакера нагрузка на крюке будет отличаться от первоначальной на величину (ркп— рНп)Д, связанную с приростом уровня жидкости в бурильных трубах и уменьшением выталкивающей силы.

С учетом сил трения управлять забойными механизмами надо следующим образом. Так как в исходном положении нагрузка на крюке при ходе вверх и вниз отличается на величину 2AGTp, то эти дополнительные воздействия (силы) на бурильную колонну следует учитывать при осуществлении вытяжки и разгрузке инструмента при управлении забойными механизмами.

При установке пакера исходной нагрузкой на устье, от которой ведется отсчет величины разгрузки, считается величина веса при ходе инструмента вниз (abed — см. рис. 21, в). Тогда

G2 = Gi,H — GXB — Gn. (3.53)

Если скачки нагрузки на нижнюю часть колонны, связанные с изменением выталкивающих сил, будут меньше величины сил трения (что чаще всего и бывает на практике), то никаких заметных изменений показаний на индикаторе веса обнаружено не будет.

При закрытии скважины для записи кривой восстановления давления колонну труб приподнимают, полностью снимая механическую нагрузку на забойные механизмы, равную AGn, и нагрузку на колонну от сил трения — 2AGTp.

В период восстановления давления растет выталкивающая сила на колонну труб и нагрузка частично уменьшается — G3— —- G4. Аналогичные процессы притока и восстановления давления отражаются на индикаторе веса и при втором цикле испытания G4 — G5 и Gs — Ge.

После снятия пакера нагрузка на крюке установится равной Gi>B, если при испытании жидкость из пласта не поступила в трубы, и несколько меньше этой нагрузки, если столб жидкости в трубах увеличился.

Следует указать, что поскольку при закрытии скважины для записи КВД оператору неизвестна величина снижения выталкивающей силы вследствие увеличения столба поступившей в трубы жидкости, так как последняя компенсируется силами трения, то при вытяжке инструмента с полным снятием механической нагрузки (и двух сил трения) возможен срыв гильзы клапана и, следовательно, нарушение технологического режима испытания. 72

Вытяжка же инструмента на меньшую величину, например <?п + AGTp, может вообще не привести к закрытию впускного клапана. Поэтому необходимо при медленном перемещении колонны труб вверх внимательно наблюдать за показаниями индикатора веса ^def см. рис. 21, в): при равномерном медленном поднятии бурильных труб должно быть зафиксировано состояние, когда нагрузка остается постоянной при ходе вверх оборудования (ef).

Стабилизация нагрузки соответствует свободному ходу раздвижного механизма (устройства для раздельного вращения), что может быть только при закрытии впускного клапана испытателя.

При значительном искривлении скважины и высоких потерях на трение иногда трудно уловить момент наступления свободного хода раздвижного механизма. В этих случаях устанавливают два (а иногда три) раздвижных механизма, что в 2—3 раза увеличивает длину свободного хода механизмов и вероятность получения стабильной нагрузки при перемещении инструмента вверх.

Однако при увеличении числа раздвижных механизмов в компоновке увеличивается число подвижных звеньев: появляется одно (или два) новое звено — шток одного раздвижного механизма с корпусом другого. Это новое звено в компоновке независимо от перепада давления сказывается гидравлически уравновешенным. Поэтому при вытяжке инструмента на расстояние, большее длины хода одного раздвижного механизма, второй (нижний) свободно переместится вверх вместе со штоком первого верхнего раздвижного механизма и будет создавать дополнительную нагрузку своим весом, стремящуюся «оторвать» пятое звено от гильзы клапана испытателя пластов.

Таким образом, применение двух раздвижных механизмов приведет к тому, что открытие уравнительного клапана произойдет раньше по мере роста давления в подпакерной зоне и приближении его к гидростатическому, т. е. при перепаде давления рг — рс<2,0 МПа. А при трех раздвижных механизмах предельная разность давлений будет рт— рс<2,5~3,0 МПа.

Если гидростатическое давление заведомо больше пластового, то установка двух или трех раздвижных механизмов не приведет к нарушению процесса испытания.

Управление клапанами при испытаниях с длинными хвостовиками

В практике буровых работ во многих случаях, несмотря на жесткие требования инструкций по применению ИПТ, приходится выполнять операции с ИПТ, включая в компоновку хвостовик длиной более 100 м. А в некоторых случаях испытывают интер-

73

валы разреза мощностью 500—1000 м. Например, в условиях высокоскоростного бурения информацию о возможно продуктивных пластах получают с большим запаздыванием, когда долото внедряется на значительную глубину по отношению к продуктивному объекту. Поэтому после обнаружения проницаемого пласта приходится выполнять операцию с удлиненным хвостовиком. Другие причины выбора для испытания длинных хвостовиков — малопрочность пород в разрезе, высокая кавернозность, что вынуждает устанавливать пакер высоко над объектом в плотных породах, или в башмаке промежуточной колонны.

К особенностям выполнения операций с длинными хвостовиками относятся следующие. Если статическая нагрузка на хвостовик окажется равной или больше критической, то необходимо подобрать трубы из сталей с повышенной категорией прочности и вновь сопоставить значения 6СТ и GKp. Если динамическая нагрузка превышает критическую, то необходимо предусмотреть, меры по снижению этой нагрузки. При испытаниях в зонах АВПД необходимо доливать жидкость до устья в трубах, чтобы можно было регулировать депрессию на пласт, т. е. осуществлять «плавный запуск», исключающий динамические удары на хвостовик. В тех случаях, когда для пуска скважины необходимо вести испытание с полупустыми трубами, для снижения динамической нагрузки необходимо предусмотреть установку в компоновке ИПТ штуцера. При этом следует найти ударные нагрузки для штуцеров, имеющих различные диаметры проходных каналов.

Специальные депрессионные устройства, работающие в зависимости от расхода жидкости и обеспечивающие постоянную депрессию на пласт, следует устанавливать в компоновке вместо штуцера.

Расчет нагрузок и перемещений колонны труб при установке1 пакера. При расчете общей длины труб, хвостовика и компоновки испытательного оборудования, что необходимо для определения точной длины захода ведущей трубы в скважину и качественного выполнения режимов исследования вертикальным перемещением колонны, следует учитывать, что на длине в несколько километров инструмент растягивается на несколько метров. Длина растяжения инструмента может быть определена по формуле:

А/ = (7/2)/(2ЕЕ), (3.54)

где F — площадь сечения труб 29 см2; Е — модуль упругости, равный 2,1 • 10й, Н/м2.

Так, на длине 5000 м растяжение составит для стандартного» инструмента диаметром 114 мм с толщиной стенки Эмми весом 1 м труб 320 Н:

Ы -74Ы -74- =6,6 М. 4- =6,6 М. 4320-50003

Ы -

74

Ы -

74

- =6,6 М. 4

- =6,6 М. 4

2-2,НО11-29-10-

При разгрузке на забой хвостовика длиной /хв ведущая труба

на поверхности сместится на величину

Д'Кв —Д'Кв —дР2EFдР2EF2EF2EFдРхв gUx»2EF ] " EFдРхв gUx»2EF ] " EF(3.55)(3.55)

Д'Кв —

Д'Кв —

дР2EF

дР2EF

2EF

2EF

дРхв gUx»

2EF ] " EF

дРхв gUx»

2EF ] " EF

(3.55)

(3.55)

а для того, чтобы сжать пакер необходимо разгрузить еще часть труб, находящихся над ним, длиной U = Gjq (Gn — нагрузка, необходимая для пакеровки).

Таким образом, суммарное перемещение инструмента

(3.56)(3.56)дЕ Г дУ — 1хв — /п)2 д(Ав -Ь А)2

(3.56)

(3.56)

2EF [ 2EF2EF

или

Д/пак —1 qKkb Т In^fEF.

Заметим, что при длинных хвостовиках после установки пакера возможно еще заметное «проседание» хвостовика на длину

(3.57)(3.57)днАв

(3.57)

(3.57)

за счет действия гидравлической силы, возникающей от перепада давления, действующего по площади

Гн = 0,785 (D\ — ^2ш).(3.58)

При этом верхняя часть колонны растянется на величину

Гп = EFM'lql,

я прирост нагрузки

AG„ = Vq + Др/г = Др (-у- F„ + frk(3.59)

В последней формуле второй член в правой части представляет собой составляющую прироста нагрузки за счет снижения величины выталкивающей силы от перепада давления Др затрубного и трубного давлений, действующей в исходном положении по всему сечению колонны труб. После открытия клапана эта нагрузка снижается на величину Apfr, где fr в расчетах может быть принята равной площади сечения штока того узла компоновки ИПТ, у которого f имеет меньший диаметр. При более точных расчетах следует учитывать изменение неуравновешенности всего комплекса узлов ИПТ, находящихся над пакером.

Как видим, при установке пакера «проседание» хвостовика и увеличение нагрузки на крюке не всегда следует связывать с

75

«провалом» моста или углублением хвостовика в забойный шлам. Если предварительно оценить возможное увеличение AGn, после пакеровки, то при выполнении операций уже скачок нагрузки на индикаторе веса не покажется неожиданным. Только в случае, если ДОП фактическое намного превысит расчетное, то изменение нагрузки можно действительно объяснить провалом хвостовика.

Если после открытия клапана наблюдается движение воздуха в трубах, а уровень жидкости в затрубном пространстве не изменяется, то можно считать, что пакеровка выполнена успешно и поэтому теперь не обязательно увеличивать нагрузку на бурильную колонну до Gn. Если с открытием клапана уровень жидкости в затрубном пространстве начал понижаться, то необходимо увеличить нагрузку на AG'n = Vq, т. е. без компенсации гидравлической составляющей выталкивающей силы Др/Г.

Пример. Пусть диаметр скважины dc = 215 мм, глубина 5000 м; бурильные трубы имеют диаметр 114 мм, толщина стенки 9 мм, вес <7 — 320 Н/м, F = 29 см2, £ = 2,1- 10й Н/м2. Длина хвостовика ZXB— 100 м (или 200 м), <7ШТ — 40 мм. Перепад давления на пакер Др = 20 МПа.

После разгрузки хвостовика на забой смещение ведущей трубы

320.500'100м х

Мхв = =0,54 м (1,08 м).

2,1 ■ 1011-29-10-4

Если для установки пакера выбрана максимальная нагрузка Gn = 200 кН, то следует уменьшить нагрузку на трубы на длину

/п = Qniq = 103-200/320 = 625 м.

Таким образом, для открытия клапана следует уменьшить* нагрузку на инструмент на величину G = 320-100 + 20000 = = 5200 Н (52 кН), а ход ведущей трубы

Д/пак = qlkUVkW = 320-5000 (100+625)/(2, IX

X1011 - 29-10-4) = 1,9 м.

Если силы сопротивления при движении колонны труб по» скважине невелики, то на устье скважины будет наблюдаться скачок нагрузки на величину

ДСП = Др Л^_ FH + ApFr = 20-106 -"- (0,21)2-0,785 +

+ 20-106-0,785- (0,04)2= 138 + 25= 163 кН.

Таким образом, необходимо увеличить нагрузку на пакер на 138 кН. Строго говоря, в расчет сил, действующих на колонну, 76

q* = q -Р"^". = qq* = q -Р"^". = qдолжен входить коэффициент, учитывающий выталкивающую силу тела, погруженного в жидкость, т. е.:

q* = q -Р"^". = q

q* = q -Р"^". = q

РжРжРж рм

Рж

Рж

где рж, рм — плотность соответственно жидкости и металла труб. Приведенные расчеты дают представление о возможных изменениях нагрузки на крюке и перемещениях верхней трубы при установке пакера и управлении клапанами. Поэтому при испытании необходимо не просто учитывать длину колонны труб, но и возможное перемещение верхней трубы на несколько метров (до 8). При работе с ведущей трубой колонну труб собирают с таким расчетом, чтобы штанга имела заход в ротор не более 3—4 м для того, чтобы можно было выполнять все операции по установке хвостовика и передаче нагрузки на пакер.

Описанная методика применяется при испытании глубоких скважин в Тюменской области. В частности, на ее основе удалось успешно провести испытание глубокой скв. 90 Тагринской площади, где из-за высокой кавернозности по всему стволу открытой части скважины пришлось устанавливать герметизирующие элементы на высоте более 900 м от забоя.

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ

Из-за специфических условий работы колонны труб при операциях с ИПТ необходимо выполнить специальные расчеты на прочность колонны. На трубы действуют помимо растягивающих и сжимающих нагрузок от собственного веса еще сминающие нагрузки от внешнего давления, поскольку колонна, как правило, бывает частично (реже полностью) опорожнена. Если колонна заполняется до устья, то используют жидкость плотностью меньшей, чем затрубная, и в этих случаях сминающее давление также действует по всей длине колонны. При выполнении различных технологических операций во время испытания приходится учитывать дополнительное действие на колонну труб крутящего момента при закрытии и открытии скважины запорноповоротным клапаном, дополнительные растягивающие усилия при снятии пакера с затяжками, ударных нагрузок при срабатывании ясса, повышенных внутренних давлений при восстановлении циркуляции и т. д.

Рассмотрим наиболее часто встречающиеся ситуации, требующие специальной проверки величин возникающих напряжений на трубы и сравнением этих напряжений с допустимыми.

Растягивающие нагрузки

Растягивающие нагрузки на трубы не должны превышать допустимые. Обычно проверяются напряжения труб на верхнем сечении колонны, где усилия растяжения максимальны:

G = ql с Сдоп - oT/(f-&),(3.60)

где G, Сдоп — натяжение колонны на верхнем сечении соответственно фактическое и допустимое; q — вес 1 м труб; I — длина колонны; огт ■— напряжение, соответствующее пределу текучести материала труб; f — площадь поперечного сечения труб, / = = л(г22—r2i); r-2, ri — радиус труб соответственно внутренний и внешний; к — запас прочности.

Поскольку скважина заполнена раствором, то фактическая нагрузка на верхнем сечении оказывается меньше, чем определенная по формуле (3.60), вследствие действия выталкивающей силы

G = qd\liS-) < G,„„,(3.61)

' V Y /

где уГр, у — удельный вес соответственно промывочной жидкости и материала труб.

Строго говоря, при работе с испытателем пластов нагрузка на верхнее сечение колонны еще более снижается за счет спуска полупустых труб. Тогда возникает дополнительное выталкивающее усилие, действующее по всему сечению перекрытой части Труб

G = ql (1^ — (тгрЧ — М) FT,(3.62)

\ Y /

где Zi, U — глубина установки испытателя пластов и высота труб залитой жидкостью удельного веса у3; FT — площадь сече- •ния внутренней полости труб.

Однако при расчетах предельных усилий на верхнее сечение труб необходимо пользоваться формулой (3.60), так как после пуска скважины в работу открытием клапана испытателя выталкивающее усилие по площади сечения полости труб частично, а в некоторых случаях полностью исчезает.

Сминающие усилия

Сминающие усилия, действующие на колонну, вызваны перепадом давления во внешней и внутренней частях колонны. Максимальные сминающие напряжения распределены по участку 78

колонны, заполненной жидкостью. Эти напряжения (при угР = =у3) одинаковы для этого участка

о(х) = (уГр — ^з)х1о(х) = (уГр — ^з)х1с cT[k,бс cT[k,б(3.63)(3.63)

о(х) = (уГр — ^з)х1

о(х) = (уГр — ^з)х1

с cT[k,б

с cT[k,б

(3.63)

(3.63)

где б — толщина стенки труб.

Если узСугр. то максимальное напряжение будет в нижнем сечении труб над клапанами ИПТ

о = (угр/г — УзЛ)о = (угр/г — УзЛ)< <ут/&.б< <ут/&.б(3.64)(3.64)

о = (угр/г — УзЛ)

о = (угр/г — УзЛ)

< <ут/&.б

< <ут/&.б

(3.64)

(3.64)

Допустимые нагрузки на колонну труб

при совместном действии сминающих и растягивающих нагрузок

На основе условия пластичности Генки-Мисеза можно найти значения напряжений по длине колонны при совместном действии растягивающих и сжимающих усилий [8]:

о(х) = -у- /'На2 — 2а + 1)х2 + 2(а— 1)х + 1 <оА (3.65)

где а = уГР(/ + F) (у/), х — (Zi — Z2)Zi; (0<х< 1).

Ha рис. 23 показаны кривые распределения напряжений по колонне труб в зависимости от показателя а (рис. 23, а, б, в, г, д), где /(х) = о (х)/от. Здесь же нанесены прямые: 1 — распределение напряжений только от веса труб; 2, 3, 4, 5, 6 — только от перепада давлений. При небольших перепадах давления, когда максимальное сминающее напряжение Осм (х = Z) меньше максимального растягивающего напряжения ор (х=0) на верхнем сечении, все текущие напряжения по колонне труб также меньше допустимого (пунктирная линия).

Рис. 23. Распределение функции напряжения от относительной длины колонны для показателя а:

а — 0,25; б — 0,5; в — 0,6; г — 0,75;

д - 1.

В тех же случаях, когда сминающие усилия превышают максимальное усилие растяжения, необходимо расчеты вести по формуле (3.65). Действительно, предельные напряжения при совместном действии двух нагрузок возникают на меньших глубинах, чем при учете только сминающего усилия (см. рис. 23).

Таким образом, при планировании операций с ИПТ на больших глубинах и повышенными депрессиями обязательно следует оценивать предельные напряжения с учетом совместного влияния растягивающих и сминающих усилий. Больше того, следует также предусмотреть еще, что возможно появится необходимость увеличения растягивающих нагрузок на трубы при снятии пакера с затяжкой.

Тогда расчетная зависимость для напряжений несколько изменится и примет вид

""' + (1 —/г0) <°т1к,(3.66)

где а0 = AGP/(^Z); AGP —- дополнительная нагрузка на устье при снятии пакера.

/Максимальное значение нагрузки AGP соответствует тому натяжению колонны, при котором срабатывает гидравлический ясс, а именно [6]:

AGP = fRHyrp,(3.67)

где /я — площадь гидравлической неуравновешенности ясса; Н — глубина установки ясса.

Заметим также, что при расчете предельных нагрузок на трубы при включении ясса в работу необходимо учитывать выталкивающую силу, противоположно направленную по отношению к силе AGP и равную

АОвыт = YrpZi Уз^г YnA/n»(3.68)

где уп и А/п — соответственно удельный вес и высота заполнения труб поступившей жидкостью.

Как видим, менее напряженный режим работы труб при расхаживании бурильной колонны возможен при наличии облегченной жидкости в трубах. Итак, в случае прихвата хвостовика с пакером лучше всего их освобождать до замещения отобранного в трубы флюида обратной циркуляцией на буровой раствор.

Напряжения в колонне труб при создании

повышенных устьевых давлений

Одна из наиболее тяжелых ситуаций для труб, как правило, возникает при испытании скважин в условиях АВПД. В трубах, заполненных до устья водой перед испытанием, давление снижается за счет поступления в нижнюю часть облегченного пластового флюида. Поскольку в большинстве случаев восстановление циркуляции — замещение легкого флюида в трубах на тяжелый буровой раствор — производится включением циркуляционного клапана (ЦК) гидравлического типа, входящего во все комплекты серийного оборудования типа КИИ, то на устье приходится •создавать повышенные давления (с помощью насосных агрегатов ЦА-400 или АН-700). При этом на верхние трубы колонны (помимо максимальных растягивающих нагрузок) действуют ■еще повышенные внутренние давления, достигающие величин 30—40 МПа. В самом деле, например для скважины глубиной Я = 5000 м, заполненной буровым раствором плотностью рГр = = 1,8 г/см3, и жидкостью в трубах, имеющей среднюю плотность рт=1 г/см3, для срабатывания циркуляционного клапана необходимо создать давление на устье ру, равное

Ру = Н(ргр Рт)^ 4" АрцК;

ру = 5000(1,8—1,0) 103-10 + 5-106 = 45-106, Па (45 МПа), где рцк — перепад давления, необходимый для срабатывания циркуляционного клапана.

Наибольшие напряжения, испытываемые верхними трубами колонны.

= 1Д^-рут^Г + 3^<3-69)

Г LГ=2 —Г21 J(г22 —Г21)г21

где а2 — напряжения растяжения верхней части колонны.

Заметим, что о2 определяется не только нагрузкой от веса колонны труб, погруженной в жидкость (ов = 7/(1 —уж/у), но и дополнительным растягивающим усилием, действующим по всей колонне от действия давления ру на верхнее и нижнее торцевые внутренние поверхности колонны, т. е.

ог = цв + цРУ = qlU—^h) 4-p^ii^rS — rW(3.70)

Как показывают расчеты, вторая составляющая напряжения принимает большие значения при повышенных устьевых давлениях. Так, для стандартных 140-мм бурильных труб с внутренним диаметром 120 мм при перепаде давления 45 МПа (как в рассмотренном выше примере) дополнительная растягивающая нагрузка на трубы

6—140481

Рис. 24. Зависимость степени увеличения напряжений в верхнем сечении колонны от создаваемого в трубах давления ру и длины колонны Н, мг 1 — 1000; 2 — 1500; 3 — 2000 ; 4 — 3000; 5 — 4000

ДСр = пругЧ = 3,14.45-106• 62• 10 4 = 5,08-105 Н,

т. е. около 50 т.

Существенной особенностью, что необходимо принимать во внимание при выполнении операций с ИПТ, является то, что увеличение растягивающих нагрузок на трубы при создании в них давления никак не отражается на индикаторе веса. То есть опасность возникающей ситуации не контролируется по устьевым приборам.

Облегчи 1ь условия работы труб можно простой разгрузкой колонны труб на забой. Как только нижний конец труб упрется в забой, индикатор веса сразу станет реагировать на повышение давления в трубах. При этом резкое снижение нагрузки на индикаторе вега будет соответствовать повышению давления в. трубах.

На рис. 24 приведены кривые изменения напряжений на трубы при создании повышенных устьевых давлений. Как видно, учет совместного влияния растягивающих нагрузок и внутреннего давления совершенно необходим в практической работе, так как напряжения в трубах во многих случаях приближаются к критическим уже после повышения давления до 10—15 МПа.

Более же кардинальные решения проблемы восстановления циркуляции при испытаниях скважин в зонах АВПД связаны с установкой в компоновке ИПТ резервных клапанов, например клапанов, срабатываемых от сбрасываемого в трубы тяжелого штока, или же клапанов, управляемых механическим путем, например вращением бурильной колонны [6] и т. д.

Поскольку при определении предельных нагрузок на трубы здесь приняты во внимание напряжения в верхнем сечении колонны труб, то приведенные кривые (см. рис. 24) могут быть использованы в расчетах практически для любого типоразмера труб. В самом деле, так как

o2 = q№-r2i) pn(r22-r2l)l/(r22-r2l) = pZ, (3.71) где р — плотность материала (металла) труб, то следовательно, суммарные напряжения не зависят ни от диаметра, ни от толщины стенок труб. Это справедливо для колонны труб, представляемой в виде гладкого длинного полого цилиндра. С учетом же наличия замковых соединений вес метра труб, как известно, увеличивается. Однако относительное увеличение приведенной плотности материала труб, составляющее порядка 10%, не приводит к большим ошибкам при расчете суммарных напряжений в верхнем сечении колонны труб, которые не превосходят 5%.

Порядок расчета предельных нагрузок на колонну сводится к определению по формуле (3.10) значений сг в зависимости от о2 и планируемой величины устьевого давления ру или с помощью кривых на рис. 23 можно сразу определить степень увеличения напряжения в трубах от создаваемого давления с последующим сравнением с показателем от для данных труб.

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЯССОВ

ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ, ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ ИСПЫТАНИИ И БУРЕНИИ СКВАЖИН

При выполнении операций испытателями пластов как в открытом стволе бурящихся скважин, так и в колонне в компоновку ИПТ, как правило, включают гидравлические яссы. Необходимость применения яссов диктуется тем, что при работе в не- обсаженном стволе возможны осложнения: прихваты, прилипания хвостовика и пакера, находящихся в течение нескольких часов в неподвижном, нагруженном состоянии (нагрузка на хвостовик с пакером достигает 1000 кН). Поэтому после завершения исследования снимают пакер со значительными затяжками. В некоторых случаях необходимо расхаживание инструмента, снятие пакера и отрыв хвостовика от забоя с помощью ясса. Очевидно, при работе в осложненных скважинах необходимо добиться такого режима работы ясса, когда при расхаживании инструмента он наносит удары максимальной величины. Не исключены прихваты и при операциях с ИПТ в эксплуатационных колоннах, особенно при испытании искривленных скважин.

Наиболее глубокие теоретические исследования условий применения гидравлических яссов выполнены Н. Ф. Рязанцевым [8]. Приведем результаты дальнейших исследований, раскрывающие механизм и особенности применения яссов в компоновке ИПТ.

Модель системы «бурильные трубы — ясс» может быть представлена в виде вертикального стержня, имеющего линейный вес q, неподвижно закрепленного в верхней своей точке. Снизу к стержню присоединен груз массой М, размерами и деформацией 6* 83

которого пренебрегаем. Таким грузом может быть несколько утяжеленных бурильных труб (УБТ), устанавливаемых над комплектом ИПТ, жесткость которых значительно превышает жесткость бурильных труб. На стержень действует растягивающая сила Ро, приложенная к грузу. В начальный момент действие силы Ро прекращается. Движение стержня описывается для последующих моментов времени следующим уравнением колебаний:

dt2dt29 d2u— о2 dx9 d2u— о2 dx(3.72)(3.72)

dt2

dt2

9 d2u

— о2 dx

9 d2u

— о2 dx

(3.72)

(3.72)

где и — смещение в сечении х при времени t; а — скорость звука, а = ^EF!q\ Е — модуль упругости Юнга; F — площадь поперечного сечения труб; g — ускорение свободного падения (данное слагаемое в уравнении (3.72) учитывает силу тяжести элемента колонны с координатой х).

Краевыми и начальными условиями, очевидно, являются:

«(О, Z) = О,«(О, Z) = О,~I при t > 0;(3.73)

«(О, Z) = О,

«(О, Z) = О,

al дх |x=z

^^- = 0, Цх, 0) = (Д + В + еВ)х — Bx2/(2Z)

при 0<х<1,

где А = P0/(EF), В = qll(EF), г = gM^qty

Выделяя в искомой функции статическое смещение при К.0

и^х, t) = у(х, Z) + Ыст(х),

(3.74)

«ст (х) = (А + В + еВ) х — Вх2/ (2/),

для функции а(х) получим краевую задачу:

д2и „ д2и

= Ср — , dt2дх2

Iа2 ди„ А2 Л

у (0, Z) = 0, — а2 при Z > 0;

dt2е/ дх x=i&1

(3.75)

v(х, 0) = 0, ^-21 = о при OcxcZ.

dt

Решение данной краевой задачи можно найти методом характеристик. Для этого запишем общее решение дифференциального уравнения в следующем виде:

(3.76)(3.76)у(х, Z) = <p(aZ— х) + f(at + х),

(3.76)

(3.76)

где ф(х, /), Цх, t) — неизвестные функции, подлежащие определению.

Учитывая краевое условие при х = 0, находим, что v^x, t) = = ф (at — х) — ф (at + х).

Второе же краевое условие приводит к уравнению для определения ф(х):

Ф"(х) + _L_ ф'(х) - ф"(х — 2Z)— ф'(х —2Z) + -А- .

8/8/8/

Так как исходные данные нулевые, то

ф(х) = 0 при —1<х<1.

Вне этого интервала функция продолжается при помощи уравнения

ф(х)=ДЕ/ -— 1+е"”L е/ф(х)=ДЕ/ -— 1+е"”L е/х—1elх—1el, 1<х<^1., 1<х<^1.(3.77)(3.77)

ф(х)=ДЕ/ -— 1+е"”

L е/

ф(х)=ДЕ/ -— 1+е"”

L е/

х—1

el

х—1

el

, 1<х<^1.

, 1<х<^1.

(3.77)

(3.77)

Представив найденное выражение в общее решение, найдем, что при 0<Z<2Z/a

т] (х + at — Z),т] (х + at — Z),(3.78)(3.78)— Ix+nt

т] (х + at — Z),

т] (х + at — Z),

(3.78)

(3.78)

о(х) = —Ad —- —1+е- &/

где т] (х) — ступенчатая функция Хевисайда, х>0;

”W = (о, х<0.

Однако, как видно из формулы (3.78), функция и ее производные — непрерывные функции аргумента (х + at — Z).

Таким образом, решение первой краевой задачи имеет вид:

и(х, t} = —Ad —и(х, t} = —Ad —— 1+е8/— 1+е8/

и(х, t} = —Ad —

и(х, t} = —Ad —

— 1+е8/

— 1+е8/

(3.79)(3.79)X т] (х + at — Z) + wCT (х).

(3.79)

(3.79)

Значения и(х, t) при Z = 0 — времени остановки груза, а также ди(х, t = $)ldt — скорости стержня в этот же момент времени — начальные условия для решения второй краевой задачи:

д2и9 д2и

= а2g

(3.80)(3.80)dt2дх2

(3.80)

(3.80)

ы(0, Z) = 0, u(l, Z) = S, Z>0; и(х, 0) = у(х, 0) + Ыст(х),

аи(х, 0) ди^х, 0) Q<x<l at "at ’ '

Представим искомую функцию в следующем виде:

(3.81)(3.81)

(3.81)

(3.81)

U^X, 0) = и(х, 6),U^X, 0) = и(х, 6),ди^х, 0) ди(х, 0)ди^х, 0) ди(х, 0)

U^X, 0) = и(х, 6),

U^X, 0) = и(х, 6),

ди^х, 0) ди(х, 0)

ди^х, 0) ди(х, 0)

и^х, 0) = —Ав1и^х, 0) = —Ав1х + а9 — Iх + а9 — I+ е+ ех+а0—/х+а0—/

и^х, 0) = —Ав1

и^х, 0) = —Ав1

х + а9 — I

х + а9 — I

+ е

+ е

х+а0—/

х+а0—/

Тогда, обозначив выражение в квадратных скобках (3.81) через и, получим для этой функции простейшую краевую задачу о колебаниях стержня с закрепленными концами

(3.82)(3.82)м(0, Z) = «(Z, Z) = 0,

(3.82)

(3.82)

X т] (х + at — Z) + Dx,

ди(х, 0)atди(х, 0)at= —Аа 1 — с= —Аа 1 — сx+aQ-l "x+aQ-l "ц (х + аЭ — Z),ц (х + аЭ — Z),(3.83)(3.83)

ди(х, 0)at

ди(х, 0)at

= —Аа 1 — с

= —Аа 1 — с

x+aQ-l "

x+aQ-l "

ц (х + аЭ — Z),

ц (х + аЭ — Z),

(3.83)

(3.83)

где D = А + —— + вВ —

Решение данной краевой задачи может быть выражено формулой д'Аламбера

U^x, t) =U^x, t) =uo (х — at) + «о (х + at) 1uo (х — at) + «о (х + at) 1xlat M1 ^^’xlat M1 ^^’(3.84)(3.84)

U^x, t) =

U^x, t) =

uo (х — at) + «о (х + at) 1

uo (х — at) + «о (х + at) 1

xlat M1 ^^’

xlat M1 ^^’

(3.84)

(3.84)

где Uq и U\ — нечетное (относительно нуля) и периодическое (Г = 2/) продолжение начальных данных.

Используя условия продолжения начальных данных через границу интервала

^о (I + х) — —и0 (I — х),

^i (Z + х) = —Mj (/ — х),(3.85)

и разлагая выражение (3.84) вблизи нижнего конца в ряд по б = / — х, получаем

(3.86)(3.87)(3.88)(3.86)(3.87)(3.88)ди диЦ — at) Uy ^1 — at) _ ^

(3.86)

(3.87)

(3.88)

(3.86)

(3.87)

(3.88)

dx x=l dxa

Таким образом,

■ I = D + —= A + eB при К.Ца

ex Ix=iI2

или о = A + eB при t<Zl!a, t. e. 0(^0 + Mg)IF.

Следует учитывать следующие специфические особенности: работы яссов в компоновке ИПТ.

Колонна труб, как правило, заполнена жидкостью не полностью.

Сообщение между жидкостями в трубном и затрубном пространстве отсутствует.

В связи с наличием перепада давления между трубной полостью и затрубным пространством на низ колонны действует помимо растягивающей силы Ро еще выталкивающая сила Fr.

Эти особенности накладывают отпечаток на динамику процессов перераспределения напряжений в трубах после снятия растягивающих нагрузок Ро и на распределение статических напряжений по длине колонны труб.

Из формул (3.87) и (3.88) видно, что увеличить ударную* нагрузку на прихваченный хвостовик можно за счет увеличения массы М, т. е. увеличением длины утяжеленных бурильных труб^ устанавливаемых над комплектом ИПТ.

Так, при нахождении предельных глубин спуска гидравлических яссов Япр необходимо учитывать рабочие усилия, требуемые для срабатывания яссов, и грузоподъемность буровой установки.

Усилие срабатывания ясса Сср = Н^трРИ, где Н — глубина установки, FH — неуравновешенная площадь гидравлического* затвора ясса.

Предельная глубина спуска ясса определяется из условий:

Син Сср = ЯПр(<7м + Угр^н) Скр;

Син Т" Сср с СГр,(3.89)

где Син, Спр, СГр — вес инструмента, критическая нагрузка на трубы, грузоподъемность буровой установки.

Тогда ЯПР с Gkp/(7m + ТмЯн).(3.90)

Если к моменту нанесения ударов яссом колонна труб еще не заполнена промывочной жидкостью, то в этом случае ясс мо- 87

жет сработать и на большей глубине. Условие его срабатывания будет:

Син + Сср — ДРРТ с Скр, (3.91) где ДР = Яугр — Нлу3, Н3у3 — высота и плотность залитой в трубы жидкости; Рт — площадь сечения внутренней полости труб.

Таким образом, при работе с полупустой колонной предельная глубина установки ясса становится большей:

Нпр< GKP/[g-M + угр^н— ^т) —у3Н3/Н]. (3.92)

Отмеченные особенности функционирования гидравлического ясса позволяет сделать практические выводы: если после испытания обнаружено, что нижняя часть компоновки ИПТ не извлекается из скважины, то расхаживать инструмент и включать ясс в работу следует до восстановления циркуляции и замещения жидкости в трубах на глинистый раствор из затрубного пространства.

О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ПАКЕРОВКИ ПРИ ИСПЫТАНИИ СКВАЖИН ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ

Пакерующий узел — один из основных и вместе с тем наименее надежных узлов испытательного оборудования. Работоспособность уплотнительного элемента пакера зависит от следующих факторов: величины перепада давления, зазора между пакером и скважиной, каверзности ствола скважины, качества резины, температуры на забое и т. д. Чем меньше зазор между стенкой скважины и пакером, тем выше вероятность достижения герметичной пакеровки. Однако с уменьшением зазора затрудняется проходимость пакера по стволу скважины из-за возникновения высоких гидравлических сопротивлений при спускоподъемных операциях. Для пакеров механического сжатия оптимальным (с точки зрения удовлетворения хорошей проходимости пакера в стволе скважины и обеспечения герметичной пакеровки) считается соотношение djdn = 1,10—1,12, где dc, dn — диаметры соответственно скважины и пакера.

Заметим, что несмотря на то, что существует много работ, посвященных изучению условий работы пакеров при испытании скважин (выполненные Рязанцевым Н. Ф., Сухоносовым Г. Д., Беленьковым А. Ф. и др.), задача обеспечения герметичности пакеровки остается нерешенной. Анализ работ по испытанию скважин показывает, что из общего числа неудачных работ с ИПТ (испытателем пластов на бурильных трубах) 40—50% приходится на негерметичность пакеровки, причем с ростом глубин этот процент увеличивается. Такой высокий процент неудач характерен для всех районов бурения нефтяных и газовых сква- 88

жин. Поэтому требуется выполнение дальнейших теоретических, экспериментальных и промысловых исследований условий работы пакера, поиск новых конструкторских решений по их изготовлению.

Резиновый элемент пакера при установке в скважине деформируется под действием приложенной к нему сжимающей нагрузки из-за частичной разгрузки колонны труб над пакером при упоре хвостовиков в забой. При осевом сжатии резинового элемента он увеличивается в диаметре до касания своей цилиндрической поверхностью стенки скважины.

Рассматривая работу пакерующего элемента в соответствии с законом Гука:

gt = a[er (1 — ц) + це© + psz],

а© = а[е© (I — ц) + ает + Ц8г],(3.93)

02 = а[82(1 — ц) + цег + ре©],

можно найти напряжения и их распределение по основным сечениям элемента. В уравнениях ог, о©, ог — нормальные напряжения соответственно в радиальном, тангенциальном окружном и осевом направлениях; еп <е©, е2 — относительные деформации в тех же направлениях; р — коэффициент Пуассона; a = £/[(1 — ■—2ц) (1 + ц)], Е — модуль упругости резины. Перемещение уплотнителя в осевом направлении при сжатии вертикальной нагрузкой составит А/, а относительная деформация в этом направлении 8г = AZ/Z (Z — длина уплотнителя). Относительные деформации элементов уплотнителя в его поперечном сечении будут в соответствии с уравнениями Коши равны:

ег = _^д ,(3.94)

дг

^ы ©игит

Е© — = •

гдггг

В последнем уравнении из-за симметричности системы принято du«jdr = Q.

Полагая, что вертикальные напряжения определяются сжимающей нагрузкой G, действующей на пакер, с2 = G^F0 (Го — — лг22— лг2ь г2, Г\ — внешний и внутренний радиусы уплотнителя), можно по третьему уравнению системы (3.93) с учетом (3.94) найти радиальные перемещения кольцевых цилиндрических слоев уплотнителя. При этом решением уравнения

= д, Л = - ^ + “«И1-н)( 3 95)

дггар

будет

ит = С1Г + с2 —-— ,(3.96)

г

а относительные деформации ег и ее:

€r ~ О ~~ с2 ; is — Ci Т- с2,(3.97)

г2г2

где Ci и с2 — постоянные интегрирования.

Из первых двух уравнений системы (3.95) с учетом выражений (3.97) находим:

or = a — &(1/r)2; os - a + b-Цг2,(3.98)

я=а(С1+82|л); 6 = a(l—2ц)с2.

Обратим внимание на то, что при сжатии пакера и увеличении его в диаметре происходит перемещение его внешней цилиндрической поверхности на величину ит = 62 (62 — тс — г2 — зазор между скважиной и пакером). Внутри цилиндрического пакерующего элемента возможно перемещение (или увеличение внутреннего диаметра уплотнителя) на величину дь Поэтому постоянные интегрирования ci и с2 определим именно исходя из смещений внутренней и внешней поверхности уплотнителя, т. е.

62 = С\г2 + сУСЧгУу

61 — схт\ + с2(1/г1).(3.99)

Отсюда

62Г2-— 61П62Г2Г21 — S^i^a/О

сх — , с2 ~.(3.100)

Гг2—Г21Г22 — г21

Итак, единственный неопределенный параметр в записанных уравнениях — смещение 61. Его величину определим из условия минимума упругой энергии сжатого уплотнителя, которую можно найти как

dd Тг

—— [м(61)] =— - [J {ог(г)2лг/ег(г) + о2(г)2лг/ед (г)}б/г).

Г1(3.101)

После выполнения операций интегрирования с последующим дифференцированием по параметру di находим:

61 = 0.5б2Г2/гь

Тогда

Ci = 0,562г2/(г22 — r2i); с2 = 0,5б2Г2 (r22 — 2r2i)/(r22 — r2i).

90

Возвращаясь к уравнениям (3.98) и (3.99), установим связь между о и ег, а также Дг и 62. При этом, зная, что ег = 2д2г2/ /(г32 —r2i), что легко определяется исходя из условия несжимаемости материала уплотнителя, найдем в окончательном виде

G = пгзЕ^г — r2i)G = пгзЕ^г — r2i)2-ц2(1 — 2И) (1 + И)2-ц2(1 — 2И) (1 + И)(3.102)(3.102)

G = пгзЕ^г — r2i)

G = пгзЕ^г — r2i)

2-ц

2(1 — 2И) (1 + И)

2-ц

2(1 — 2И) (1 + И)

(3.102)

(3.102)

или

G = л,62г2ЕG = л,62г2Е2 — ц2(1-2ц)(1 + ц)2 — ц2(1-2ц)(1 + ц)(3.103)(3.103)

G = л,62г2Е

G = л,62г2Е

2 — ц

2(1-2ц)(1 + ц)

2 — ц

2(1-2ц)(1 + ц)

(3.103)

(3.103)

Полученные уравнения определяют зависимость нагрузки, требуемой для сжатия пакера до соприкосновения его с цилиндрической поверхностью стенки скважины, от смещения верхнего его торца головки и зазора между скважиной и пакером.

При создании дополнительной нагрузки на пакер (после его контакта со стенкой скважины) происходит перемещение его внутренней поверхности в обратном направлении в сторону штока пакера. Нагрузка, необходимая для полного перекрытия пространства от скважины до штока, может быть определена таким же путем, что и выполненным выше.

При этом постоянные Сь с2 находятся из условий:

62 — № + С2(1/г2); 62 = 0 = С1П + Сз(1/Г1).

Окончательно изменение нагрузки от зазора и физических характеристик материала уплотнителя принимает вид:

G = л62£.(З.Ю4)

(1 -2ц)(1 + р)г2

Выполним расчеты по приведенным зависимостям (3.103) и (3.104) для стандартных пакеров. Пусть имеем /£ = 215,9 мм, /£=195 мм, £=10 МПа, ц = 0,45, 4Шт = 80 мм (диаметр штока пакера). При этом Ь2 = 10,45 мм, г2= 107,95 мм, ri = 40 мм.

В результате расчетов получаем, что для расширения уплотнителя до соприкосновения со стенкой скважины требуется нагрузка 189 кН, а для полной деформации резинового элемента нагрузка на пакер должна составить 383 кН. Нагрузки, вычисленные по формулам (3.103) и (3.104), значительно превышают рекомендуемые для предварительного сжатия пакеров. Например, для установки пакеров диаметром 195 мм обычно создают нагрузки 100—150 кН, в скважинах с зазором 10—12 мм. Объяснить таксе расхождение можно тем, что на практике, как правило, перекрытие сечения скважины не происходит по всей длине уплотнителя. Чаще всего по мере нагружения пакера в пер- гую очередь расширяется нижняя часть резинового уплотнителя. В нижней части уплотнитель не имеет жесткого соединения с

корпусом пакера, поэтому здесь и происходит «соскальзывание» и расширение резины по отношению к нижней опорной тарелке. Поскольку нагрузка передается на пакер не скачком, а постепенно, то после открытия клапана испытателя и фиксирования уровня жидкости в затрубном пространстве дальнейшую нагрузку на пакер не увеличивают. Иногда перекрытие скважины происходит расширением уплотнителя в верхней части. Подобное явление многократно наблюдалось при исследовании остаточной деформации отработанных пакеров.

На рис. 25 показано два варианта деформированных пакеров, извлеченных из скважины. Пакер спускался в скв. 90 Тагрин- скую при испытании первого объекта (см. рис. 25). На внешней поверхности нижней части пакера наблюдалась остаточная деформация — диаметр пакера в этой части оказался на 5 мм больше первоначального. Во внутренней части уплотнитель также имел больший диаметр по сравнению с первоначальным. Заметим, что такой вид деформации характерен для большинства извлекаемых из скважин, но не разрушенных пакеров. При этом очень хорошо фиксируется изменение диаметра по внутренней поверхности уплотнителя.

После повторного спуска этого же уплотнителя в скважину и увеличения нагрузки на пакер до 200 кН деформация в нижней его части незначительно изменилась, но дополнительно сильно сдеформировалась верхняя часть уплонителя (см. рис. 25,6). Здесь также наблюдалась глубокая впадина по внутренней поверхности верхней части пакера. Заметим, что как в данных случаях, так и во многих других по средней части уплотнителя, как правило, не наблюдается каких-либо деформации инн ииорежде- ний. В этой части остаются заводские пометки, слепы резцов у пакеров, расточенных перед испытанием и т. д. Это подтверждает то, что уплотнитель герметизирует скважину только своей верхней или нижней частью.

Заметим, что деформация и разрушение уплотнителя происходит не только в результате действия сжимающих нагрузок, но и вследствие действия крутящего момента, передаваемого на пакер при вращении колонны труб во время закрытия или открытия скважины, например, с помощью запорно-поворотного клапана. Если опорный подшипник ЗПК сжат усилием, превышающим 150—200 кН, то он может заклинить и тогда при вращении возможен проворот и всех корпусных деталей нижерасполо- женных узлов, в том числе головки пакера, нижней опорной тарелки, а также хвостовика. При этом значительное прижатие резинового элемента к стенке скважины не дает возможности его поворота. Происходит срез в верхней части резинового уплотнения, жестко закрепленного на головке. Опасность такого среза состоит в том, что при подъеме инструмента возможно увеличение поршневания за счет задира образовавшегося кольца в верху уплотнителя. Так, на скв. 282 Верхне-Назымской после 92

Рис. 25. Схемы деформации уплотнительного элемента при первом (а) и втором (б) спуске в скважинуРис. 25. Схемы деформации уплотнительного элемента при первом (а) и втором (б) спуске в скважинуРис. 26. Схема разрушения уплотнительного элементаРис. 26. Схема разрушения уплотнительного элемента

Рис. 25. Схемы деформации уплотнительного элемента при первом (а) и втором (б) спуске в скважину

Рис. 25. Схемы деформации уплотнительного элемента при первом (а) и втором (б) спуске в скважину

Рис. 26. Схема разрушения уплотнительного элемента

Рис. 26. Схема разрушения уплотнительного элемента

подъема уплотнителя было обнаружено, что верхнее кольцо наползло на поверхность пакера (рис. 26), тем самым полностью перекрыв зазор между стенкой скважины и пакером.

Заметим, что подобный случай разрушения верхней части пакера наблюдается при испытании запорно-поворотного клапана типа ЗПКМ конструкции ВНИИНефтепромгеофизики, где последний вращается при полной нагрузке на пакер, так как технология испытания данных клапанов предусматривает работу без испытателя пластов. Итак, данная схема испытания не гарантирует надежного закрытия или открытия скважины и, кроме того, может вызвать дополнительные напряжения кручения у резинового уплотнителя, вызвав преждевременный выход его из строя.

В соответствии с расчетами, основанными на результатах обследования большого числа отработанных резиновыл уплотнительных элементов, могут быть сделаны следующие выводы. При расчете требуемых сжимающих нагрузок для установки пакеров в скважине необходимо пользоваться приведенными зависимостями (3.103) и (3.104), но полученные значения должны быть уменьшены в 2—3 раза, поскольку в работе участвует только 7г—7з часть уплотнителя.

Расчетная формула для определения нагрузки на пакер окончательно может быть представлена в следующем виде:

6 = (0,3-^0,5)62£^-^ (3.105)

k ’ (1-2р)(1 + ц)г2

На практике следует принимать значения коэффициента 0,5— в случаях испытаний с большими зазорами, когда коэффициент пакеровки составляет &п = 1,114-1,15; при меньших кп (когда ^п<1,1) в формуле (3.105) необходимо принимать коэффициент, равный 0,3.

ГЛАВА IV

ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИН И СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ПРИ РАБОТЕ С ИПТ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА, УДЕЛЬНОГО ВЕСА

И ДЕБИТА ПОСТУПИВШЕГО ФЛЮИДА

Приток однофазных жидкостей

По объему и интенсивности поступления жидкости в скважину во время испытания судят о характеристиках испытанного объекта, его потенциальных возможностях. Поэтому точности определения объема поступившего пластового флюида и среднего дебита придается первостепенное значение.

От правильности установления дебита зависят также точность и достоверность расчета параметров пласта по данным кривых восстановления давления и кривых притока, так как во все формулы расчета гидропроводности и проницаемости пласта входит дебит.

Об объеме поступившего флюида можно судить по изменению уровня жидкости, залитой в бурильные трубы:

К - (Якп-Янп)/7 (4.1) и по величине изменения давления, зарегистрированного глубинными манометрами при притоке:

у = ^кп Ph^F (4 2)

Yn

где Янш Якп — уровень жидкости в бурильных трубах соответственно в начале и конце притока; F — площадь внутреннего сечения колонны бурильных труб; рнп, Ркп — давление жидкости на забое скважины соответственно в начале и конце притока; Тп — удельный вес поступившего флюида.

Приведенные формулы справедливы для притока однофазной жидкости (вода, нефть), имеющей невысокую газонасыщенность, в односекционную колонну бурильных труб. При тщательном замере уровня залитой и поступившей жидкости, точной регистрации данных об изменении давления объемы должны иметь одно и то же значение. Поэтому всегда можно контролировать правильность определения объема поступившей жидкости.

При поступлении жидкости в двух- или многосекционную колонну бурильных труб по величине изменения уровня жидкости 94

в бурильных трубах также можно судить об объеме поступившего в нижнюю часть колонны пластового флюида:

V = 5 AHiFi,(4.3)

г = 1

где АН,. — высота i-й секции заполнения залитым флюидом; F;— площадь сечения внутренней полости i-й секции колонны.

По величине объема отобранного флюида рассчитывается дебит:

q - Ж

где Т — время притока.

Для слабосжимаемых малогазонасыщенных жидкостей можно принять найденную величину дебита равной забойному дебиту.

Объем поступившей жидкости в многосекционную колонну труб можно определить и по данным изменения давления при притоке:

17 Ркп рНП

у3 V3 —уп *(4.4)

Fe Fh

где уп, Уз — удельный вес жидкости соответственно поступившей и залитой.

Приток газонефтяных смесей в односекционную колонну бурильных труб

При поступлении в трубы газонефтяных смесей объемы нефти и газа определяются следующим образом. Полагая, что

^СМ Аг Ан,

(4.5)

Ркп '— Рнп — АСмУсм — Анун + Агуг, находим относительное содержание нефти и газа в смеси:

X — VJV = Ан/АСм = (Усм Уг)/ (Ун Уг)

И

(1 Х^ = Vr/У = hylhcu — (ун Усм) / (ун Уг)»

где Асм, hH> hT — соответственно фактическая высота смеси жидкости, поступившей в нижнюю часть колонны бурильных труб; высота, которую заняла бы дегазированная нефть в забойных

условиях; высота пачки газа в предположении, что весь газ выделился из нефти после поступления смеси в бурильные трубы; Тем, Тн, Тг — соответственно удельные веса смеси, нефти и газа.

В приведенной формуле удельные веса жидкостей определяются следующим образом.

Удельный вес смеси находится по формуле

Удельный вес нефти находится по данным замера плотности дегазированной нефти в поверхностных условиях

ун = png.(4.7)

Удельный вес газа для забойных условий находится по формуле

Тг = 3,42 • 10-2ркп/(zT),(4.8)

где коэффициент сжимаемости 2 определяется по данным анализа компонентного состава газа.

Таким образом, объемы дегазированной нефти и газа составят

Ун = XV и Уг = (1 — Х)У, где общий объем поступившей смеси определяется по изменению» уровня залитой жидкости.

Зная величину объемного коэффициента газа, который находится по результатам анализа компонентного состава газа, рассчитаем объем поступившего газа для поверхностных условий:

Уго - VJBT.(4.9)

Формула (4.9) может быть представлена в ином виде после подстановки в нее значений

Вт = z —^— р0 , ТоРки

У — рД — Р^Ркп рнп АиУн)

Тг

Тогда после упрощений получаем:

Ко = 6,75-Ю3 -^- (Рх„ — р„„ — Л„Т„).(4.10)

Р*гРо

Исходя из найденных величин объемов, дебиты нефти и газа для поверхностных условий:

q„ = VTJT и q„ = V„(T.(4.11)

96

Газовый фактор

ГФ = Уго/Г.

В общем виде дебит газонефтяной смеси для пластовых условий:

<7 — Sh^h " By (^ Qh Vрг) .

Если в пластовых условиях газ полностью растворен в нефти, то

</н = 5нун и (/г = ^пГрг, (4,12) т. е. весь газ выделился из нефти при снижении давления в трубах ниже давления насыщения.

На практике в зависимости от того, какие параметры процесса притока определены точнее, можно по разному воспользоваться приведенными выше зависимостями.

Если по результатам испытания точно фиксируется уровень повышения жидкости в бурильных трубах (например отмечается момент появления уровня на устье во время притока жидкости из пласта) или регистрируется объем вытесняемой жидкости Епов при работе скважины с первоначально полностью заполненными бурильными трубами, но недостаточно точно определен объем отобранной нефти, то необходимо рассчитать в такой последовательности: вычислить /гсмУпов/Е; определить содержания нефти и газа в смеси Л" и 1 —X; по формулам (4.10) и (4.12) рассчитать Его, ГФ и q.

Если уровень жидкости не появился на устье в процессе притока и определен во время подъема бурильной колонны, то объем поступившего флюида, найденный по данным замера уровней жидкости до и после испытания, может быть ошибочным, так как по мере подъема инструмента газ мог продвигаться по колонне труб, расширяясь, и, тем самым, увеличивая столб смеси в трубах. Газ также может поднимать столб жидкости во время закрытого периода испытания. Неверно может быть определен и объем жидкости при притоке, если газ уже во время испытания проник через столб жидкости и вышел на поверхность.,

В этих случаях необходимо точнее установить момент появления нефти в трубах при подъеме бурильной колонны и найти Гн. Тогда порядок расчета будет иным: определяется йн = VJF; по формуле (4.10) вычисляется объем газа, поступившего на поверхность; рассчитываются ГФ и q для забойных условий.

Если не удается точно зафиксировать изменение уровня жидкости или появление его на устье при притоке и нет возможности определить объем поступившей дегазированной смеси, что. отмечается, например при интенсивных притоках жидкости, когда происходит бурный выброс газонефтяных смесей из буриль-

9Т9Т7—1404

9Т

9Т

ных труб при их подъеме, то расчет необходимо вести в такой последовательности. По формулам (4.11), (4.12) находят удельные веса ун и уг.

Принимая во внимание, что коэффициент растворимости газа в нефти а = 4-4-5 (м3/м3)/МПа, и зная компонентный состав газа, ориентировочно принимаем левое или правое значения коэффициента растворимости.

Находим объем растворимого газа в нефти

Ирг — аркп.(4.13)

Для забойных условий будем иметь следующее отношение содержания газа к нефти:

К/Ил = RrBr = аркпВг = hr[hH.(4.14)

Так как

hr]hn = (ун усм)/(усм Уг),(4.15)

то

/гг

Ун +Уг

Тем- .(4.16)

hv

Находим

Л = Р^,(4.17)

У см

V-FF.(4.18)

Далее по приведенным выше формулам определяем Ин, Иг, Иго,

Данная методика расчета менее точная, но позволяет судить о характере притока и соотношении фаз флюида, поступающих в бурильные трубы.

Приток газонефтяных смесей в многосекционную колонну бурильных труб

Способы расчета удельных весов и объемов поступления жидкости в многосекционную колонну бурильных труб, существенно отличаются от ранее рассмотренных.

В зависимости от того, насколько отличаются удельные веса залитой и поступившей из пласта жидкости, а также от отноше- 98

ния площадей сечений внутренних полостей отдельных секций бурильных труб, получают различные по виду кривые притока. На последних обнаруживаются точки излома, соответствующие моментам времени изменения режимов притока — переход уровня жидкости, залитой в бурильные трубы (или поступившей из пласта), из одной секции бурильной колонны в другую. Излом на кривой притока появляется также при достижении вытесняемой жидкостью устья скважины и последующем переливе.

Эти особенности притока жидкости в многосекционную колонну бурильных труб — дополнительная информация о характере притока, а также естественная привязка длины труб секций колонны к состояниям подъема уровня жидкости по бурильной колонне, где не требуется ждать появления залитой жидкости на поверхности.

С использованием данных о давлениях в местах перехода жидкости из одной секции в другую можно точнее определить удельный вес и объем поступившей из пласта смеси.

На примере притока жидкости в двухсекционную колонну покажем, как можно рассчитать удельные веса поступившей смеси для различных состояний притока. Удельные веса пластовой жидкости для точек излома кривой притока (соответственно для состояний 3, 5, 7, 9, рис. 27) составят:

Тсм.з = (рз — Pi) /АЯ2;

Рь — pi — А/Луз

Уем,5 —Уем,5 —HiHi(4.19)(4.19)

Уем,5 —

Уем,5 —

Hi

Hi

(4.19)

(4.19)

pl — Pi — Mi^3

*Усм,7 —*Усм,7 —А//^ - HiА//^ - Hi

*Усм,7 —

*Усм,7 —

А//^ - Hi

А//^ - Hi

Vcm,9 — рэ/(Я1 — Я2),

где pi Рип, рз = Ркп-

В идеальном случае рассчитанные удельные веса по приведенным формулам должны быть одинаковыми. Это бывает во время притока в трубы воды или разгазированной нефти.

При поступлении в скважину газа или газоконденсатной смеси удельные веса, рассчитанные по формулам (4.19), отличаются друг от друга, так как удельный вес газонефтяной смеси зависит от давления и температуры, которые изменяются по мере перемещения отобранной пробы по бурильным трубам на поверхность.

При поступлении газа в двухсекционную колонну бурильных: труб формулы для определения отобранного газа в поверхностных условиях изменятся и примут вид (соответственно для состояний 3, 5, 7, 9, см. рис. 27) [8]:

7* 9S

Рис. 27. Кривые притока при поступлении жидкости в двухсекционную колонну труб:

1—9 — состояние режимов притока; у3 = 20 кН/м; уп = 0,5 кН/м; FJF2 = 2

V„,3 = 6,75-Ю3—51— (Рз —Pi);

Р*г£о

,Vo,s = 6,75. № —51— Гр5 — р, — чАН! (1Е1-

р*гРо L\7*1

V0>7 = 6,75-103

100

d^cpр*гРо

р7 — pi — узА/71

(4.20)

Время притока х минВремя притока х мин

Время притока х мин

Время притока х мин

V.,о = 6,75-103 -d'v» (Pa —pi);

Р*гР0

АО22- Hvd?v(v

■^2cp- ———-(для Vo,7);

\П — /71

^ CP = (для Vo,9),

Л 2 ill

где p* — относительная плотность газа.

Описанный пример расчета объема отобранной жидкости относится к притоку ее в двухсекционную колонну бурильных труб. Однако такой прием расчета может быть распространен на более сложный случай притока жидкости в многосекционную колонну, что будет рассмотрено ниже.

В приведенном примере была выбрана упрощенная схема притока жидкости в колонну бурильных труб. На самом деле характер притока жидкости в скважину значительно сложнее, так как дебит жидкости по мере ее накопления в трубах изменяется и, кроме того, пластовая жидкость смешивается с ранее залитой. Однако указанные факторы влияют только на изменение наклона кривых притока на отдельных их участках, а точки излома всегда можно выделить однозначно.

Рассмотрим пример поступления жидкости в двухсекционную бурильную колонну (рис. 28). Скважина испытывалась в интервале 4265—4309 м. В трубы было залито 3044 м промывочной жидкости удельного веса 15,7 кН/м3.

В результате анализа пробы газа, отобранной при испытании, установлено, что ее относительная плотность по воздуху составляет р*г=0,63. Найдем объемы поступившей в трубы жидкости.

Рис. 28. Диаграмма поступления жидкости в двухсекционную колонну труб при испытании газовой скважины:

■°* 1, 2, 3 — точки изменения режима притока

соответствующие точкам излома кривой притока. По формуле, аналогичной формуле для определения У0;з вычислим объем поступившего газа в момент перехода уровня жидкости в 114-мм колонну:

0,1-106-0,630,1-106-0,63Vo,i = 6,75-103 —2WL- (48,5-106—45,0 • 106) = 1785,4 м3.

0,1-106-0,63

0,1-106-0,63

Объем газа в нижней секции бурильных труб для момента времени, когда уровень залитой жидкости появился на устье, находим по формуле, аналогичной формуле для определения

0,1 -106-0,630,1 -106-0,630,09420,09420,06920,0692= 5514 м3.= 5514 м3.Уо/з = 6,75-Ю3 —^^—ГбОД-Ю6—45,0-106—15,7-10М10Х

0,1 -106-0,63

0,1 -106-0,63

0,0942

0,0942

0,0692

0,0692

= 5514 м3.

= 5514 м3.

Для конца периода притока объем газа

Ро.з = 6,75- №^— Гр„„ - р„„ — у,//2 fl^

/?ор*г L\d\

0,l-106-0,630,l-106-0,63Уо,з = 6,75* 103 —^^—[48,9-Ю6—45,0-106—15,7-103-410 X

0,l-106-0,63

0,l-106-0,63

где Упер — объем жидкости, вытесненной во время испытания? из бурильных труб на устье при переливе (Упер=1,5 м3).

Общую схему расчета удельного веса смеси поступившего флюида при известных значениях уровня залитой жидкости до и после испытания для случая притока в многосекционную колонну бурильных труб можно представить, используя выражения для двухсекционной колонны.

Для состояния в конце притока будет справедливо равенство»

Рип = Я2у3 — /tyn(4.21)

или

YcM = Ркп-^з . h= ^ h..YcM = Ркп-^з . h= ^ h..h’i = lh’i = lЯ2 = S ан5.Я2 = S ан5.(4.22)(4.22)

YcM = Ркп-^з . h= ^ h..

YcM = Ркп-^з . h= ^ h..

h’i = l

h’i = l

Я2 = S ан5.

Я2 = S ан5.

(4.22)

(4.22)

где n — число секций колонны, в которых находится поступившая жидкость; hi — высота заполнения i-й секции поступившим, флюидом (i=l, 2, .... п); к — число секций колонны, в пределах.

которых произошло повышение столба залитой жидкости; АН,— высота заполнения ;-й секции залитым флюидом (/=1, 2, ..., /г).

Величины h и Н2 связаны соотношениями

Л/ср - 2 hi = H2Fcp = 2 AHj Fj = Vn,(4.23)

4=1j = l

где fCp, Fcp — соответственно средние площади сечений полости нижней части колонны бурильных труб, заполненной поступившим флюидом, и верхней части, заполненной поднявшейся залитой жидкостью.

Зная уровни залитой жидкости до и после испытания Я; и Н\ + АН, можно рассчитать объем V по высоте h по формулам (4,23) поступившего флюида, после чего по формуле (4.22) найти удельный вес смеси.

Для упрощения расчетов все вычисления удобнее представить в виде графиков.

На номограмме (рис. 29) строится график изменения столба .залитой жидкости Н2 в зависимости от продвижения верхнего уровня по высоте колонны. На этом же графике отмечается изменение столба поступившего флюида. Изменения количества жидкости в трубах в зависимости от высоты залитой жидкости

Рис. 29. Номограмма расчета удельного веса и объема поступившего флюида в многосекционную колонну труб:

а — график изменения залитой I и поступившей II жидкостей в зависимости от поступившего флюида; б — график соотношений удельных весов поступившей жидкости и создаваемого давления в трубах; 1—8 — состояние притока; У — 1^ — объемы 1—4 секций колонны труб

и промежуточные значения по секциям объемов жидкости определяются в соответствии с прямой пропорциональной зависимостью, имеющей вид, например для третьей секции: V^ =■ = Vajhs^h, где V(/z) — промежуточный объем заполнения третьей секции на высоту h; hs — длина всей секции, Уз — объем; залитой жидкости.

Величину уСм определяют по номограмме в такой последовательности:

для известного уровня жидкости в конце операции Я3 находят соотношение столбов залитой и поступившей жидкостей (из- точки А, соответствующей Яз, проводят горизонтальную линию- до пересечения с линией уровня — точка В, а затем на вертикальной прямой BD берут отсчеты значений столба залитой, жидкости ВС = Я3 и поступившей CD = Лп;

объем поступившей жидкости определяют по вертикальной, шкале объемов проведением из точки D горизонтальной прямой, до пересечения с осью объемов;

из точек С и D, которые соответствуют столбам поступившей и залитой жидкостей, проводят параллельные прямые линии на график удельных весов; из точки пересечения DL с линией, соответствующей удельному весу залитой жидкости, проводят вертикальную линию до пересечения с линией OR и через- точку пересечения — опять горизонтальную линию;

по давлению в конце притока рм, отсчет значения которого берется с оси абсцисс графика д, опускают перпендикуляр на линию MN, и из точки пересечения с этой линией проводят линию NS, параллельную OR, до пересечения с осью давления;

из точки S проводят вертикальную линию, на пересечении) которой с СС] можно прочитать значение удельного веса смеси поступившего флюида.

Несколько сложнее вычислять объем поступившего флюида при известном удельном весе поступившей смеси, когда по результатам испытания не удалось определить истинный уровень, повышения жидкости в трубах.

В основу расчета объема поступившего флюида положены соотношения (4.21) — (4.23) и для облегчения можно пользоваться тем же порядком, как и в предыдущем случае, с применением предварительного построенного графика перемещения флюидов по колонне бурильных труб и номограммы для удельных весов жидкостей (см. рис. 29).

При этом необходимо задаваться величиной искомого объема и по приведенной выше схеме находить совпадение ркп расчетного с полученным. Например, если после выбора объема поступившего флюида расчетное рКп оказалось выше заданной, то необходимо уменьшить принимаемый исходный объем флюида (при условии, что во время притока давление возрастало) и повторить расчет; если давление при притоке уменьшалось, то при: 104

выборе нового значения исходного объема следует увеличить •его величину по сравнению с предыдущим значением.

Так, задаваясь каждый раз новыми значениями объема поступившего флюида, рассчитывают ркп до совпадения его значения с фактическим.

Определение дебита во время притока малой интенсивности. Во время притока в скважину небольшого количества жидкости (несколько литров) невозможно точно определить изменение уровня жидкости в трубах и объем поступившего флюида. Незначительное изменение столба жидкости в трубах не вызывает -существенного изменения давления за период притока, поэтому по бланкам глубинных манометров невозможно определить изменение давления за время притока из-за того, что величина прироста давления находится за пределами чувствительности манометров.

Оценить величину дебита при слабой интенсивности притока можно по данным изменения давления после закрытия скважины, исходя из следующих предпосылок.

Давление сжимаемой жидкости в подпакерной зоне после закрытия запорно-поворотного клапана повышается вследствие поступления в нес некоторого объема флюида из пласта ДУ = = УпрДр, где Уп —- объем подпакерного пространства; [3 — сжимаемость жидкости в подпакерной зоне; Др — прирост давления.

Если теперь определить объем поступившей жидкости за время восстановления давления Д6, то получим дебит жидкости после закрытия скважины, который будет меняться с ростом давления на забое скважины и уменьшением прироста давления в единицу времени: q = ЛУ/Л6.

Поскольку скорость потока не может измениться скачком при изменении режима течения, дебиты в конце притока и в начале периода восстановления давления должны быть одинаковыми. Отсюда вытекает порядок расчета дебита при притоках малой интенсивности по данным записи кривой восстановления давления:

к кривой восстановления давления проводят касательную линию в точке, соответствующей времени закрытия скважины;

определяются наклон касательной линии Др/ДО;

находят дебит жидкости во время притока.

Описанный прием расчета дебита по начальному участку кривой восстановления давления можно использовать в тех случаях, если имеются затруднения в оценке дебита по данным притока средней интенсивности, например из-за искажения записи кривой притока. Это возможно, если на кривой восстановления давления выделяется начальный наклонный участок. В большинстве же случаев сразу после остановки скважины давление резко изменяется, и по таким кривым трудно найти начальное изменение давления, поэтому по ним нельзя рассчитать дебит.

ГЛАВА V

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО ДАННЫМ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИНЫ

Отличительная особенность исследования скважин с применением испытателей пластов состоит в том, что испытываемый горизонт изолируется от заполняющей скважину жидкости пакером, спускаемым на пустых (или полупустых) трубах. С помощью клапанов (например, ЗПК, ИП) подпакерная зона и пласт сообщаются с полостью бурильных или насосно-компрессорных труб, давление столба жидкости в которых значительно меньше давления испытываемого пласта. В результате пластовый флюид начинает поступать в трубы. По истечении некоторого времени отбора жидкости из пласта (периода притока) с помощью тех же клапанов скважину закрывают и регистрируют рост давления в подпакерной зоне (кривую восстановления давления).

Очевидно, интенсивность заполнения труб жидкостью и характер (скорость) роста давления в остановленной скважине и есть основные предпосылки при оценке пласта либо как высокопроницаемого и промышленно перспективного, либо как слабопроницаемого и бесперспективного для промышленного освоения.

Для количественной оценки фактических фильтрационных характеристик пласта необходимо знать законы динамического изменения давления на забое скважины в зависимости от свойств пласта, его насыщения и пластового давления, а также в зависимости от параметров «емкости» скважины, в которую поступает жидкость после создания депрессии.

Итак, достоверность и точность методов оценки параметров пласта определится тем, насколько глубоко и всесторонне будут рассмотрены те процессы, которые протекают в системе пласт — скважина при испытании.

Однако возросшие требования практики диктуют необходимость совершенствования существующих методов интерпретации результатов испытания. Используемые методики интерпретации диаграмм давления не всегда удовлетворяют различным условиям и особенностям получения информации о пласте.

Характер получаемых кривых давления существенно зависит от условий испытания и влияния разных технологических и геологических факторов. К основным факторам можно отнести:

удельную емкость колонн труб, определяющую степень заполнения труб жидкостью при притоке, а следовательно, интенсивность роста давления в открытом периоде испытания;

емкостный эффект подпакерной зоны (послеприточный эффект), замедляющий процесс восстановления давления после остановки скважины;

загрязнение пласта (скин-эффект), связанное с влиянием промывочной жидкости на фильтрационные свойства призабойной зоны.

Следует также учитывать особенности многоцикловых испытаний, где при многократном открытии и закрытии скважины искажается картина роста давления на забое скважины.

В указанных методиках используются уравнения, полученные для «идеальных» условий фильтрации. Предполагается, что пласт горизонтальный, бесконечный, жидкость в открытом периоде испытания свободно «без помех» поступает в бурильные трубы, и после остановки скважины дебит равен нулю. Ясно, что при указанных условиях полученные уравнения не полно описывают реальные условия испытания, а разработанные на базе этих уравнений методики не обеспечивают необходимую точность определения параметров пласта.

Разработка эффективных методик анализа и интерпретации данных испытания возможна только на основе учета всех факторов, влияющих на процесс испытания.

В связи с этим возникает необходимость всестороннего изучения качественного и количественного влияния различных факторов на кривые давления, решения задач фильтрации жидкости в пласте и поступления ее в трубы при соответствующих условиях испытания.

Математическая модель фильтрации жидкости в пласте описывается системой уравнений:

’& у = — grad р (закон движущихся сил),

Р = Рое (уравнение состояния),

— ЛОЯ

div(py) = —— (р^) + —— (руу) + —— >

ОХоу02

X (рУг) = гп др (закон сохранения масс), dt

где и — вектор скорости потока; их, иу, и2 — проекции вектора скорости потока по соответствующим координатным осям прямоугольной пространственной системы; р — плотность жидкости; т — пористость; р — давление; к — проницаемость.

Подставляя уравнения (5.1) и (5.2) в уравнение (5.3) и производя несложные преобразования, находим

div (grad р) + P(gradp)2 = —.(5.4)

й dt

При движении жидкости в пласте в радиальном направлении к скважине дифференциальное уравнение (5.4) принимает вид:

107

■ д2Р । 1 др _ mp-P др ,5

■ dr2 r dr k dt ‘

Этоуравнение основное и исходное при решении практически всех задач о движении жидкости в пласте при испытании скважин.

При решении уравнения (5.5) обычно рассматривают два класса задач.

Наружная граница предполагается бесконечной с постоянным начальным давлением р = рПл на ней, внутренняя граница предполагается весьма малой (по конечной) г = гс с дебитом жидкости на ней или заданным давлением pQ.

Наружная граница пласта (контур питания) предполагается большой (но конечной) г = тк с постоянным давлением на ней рк = рПл = const или отсутствием течения жидкости через эту границу (^ = 0), внутренняя граница также предполагается конечной с заданными давлениями или дебитом.

Однако допущения о постоянстве дебита или депрессии, так же как и выражение этих показателей через какие-либо элементарные функции, не считаются строгим отображением реальных условий притока. Дебит и депрессия изменяются не произвольно, а зависят от особенностей накопления жидкости в бурильных трубах. В общем случае забойное давление рс(0 может быть определено из выражения:

Ре (0 = рс(0) + Дрт(0 + Лршт(0, (56) где рс(0) = /?нп — давление в начале притока, равное гидростатическому давлению залитой жидкости в бурильные трубы; Дрт(Д — дополнительное давление, оказываемое столбом жидкости, поступившей в бурильные трубы из пласта за время работы скважины t; ДрПгг(О — перепад давления на штуцере испытателя в момент времени

Формула для расчета Лрт(1) и ДрШт(0 соответственно имеют вид:

(5-7)(5-7)&РАП = -Д /qMd(т) = ДУ- ; т оL т

(5-7)

(5-7)

Дршт(0 - дЧЛДршт(0 - дЧЛYn2Д^2ШТYn2Д^2ШТ(5-8)(5-8)

Дршт(0 - дЧЛ

Дршт(0 - дЧЛ

Yn

2Д^2ШТ

Yn

2Д^2ШТ

(5-8)

(5-8)

где Ст — емкостный показатель, характеризующий прирост объема жидкости в бурильных трубах при притоке на единицу изменения давления в них (емкость труб),

(5-9)(5-9), _ ДУ FTh лг3т т — — —

(5-9)

(5-9)

ДрупАYn

FT — площадь сечения внутренней полости бурильных труб; гт — радиус внутренней полости труб; уп — удельный вес поступившего флюида; Л — коэффициент формы штуцера; g — ускорение свободного падения; /шТ — площадь сечения штуцера.

Уравнение (5.7) записано для случая поступления жидкости в односекционную колонну труб. При притоке жидкости в многосекционную колонну формула для расчета прироста давления в трубах изменится и примет в зависимости от состояния процесса притока следующий вид (при /K</<4+i):

й J 9(т)^(т)f q^d^)k

Ap^t) - 2+ J* = 2 X

г—1CT,iСт,й<=1

где i, k — номера состояний процесса притока, когда уровни жидкостей, залитой и поступившей во время притока, находятся в соответствующих секциях колонны бурильных труб без перехода их из одного диаметра труб в другой Ц, ^=1, 2, 3, ..., п); ti — время изменения состояния процесса притока, когда какой- либо из уровней залитой или поступившей жидкостей переходит из одной секции колонны в другую; CT,i — емкостный показатель для i-ro состояния притока

Ст,(= !(5.11)

Yn Yn — Уз

F пF m

Fn, Fm — площади сечений труб, в которых находятся уровни залитой и поступившей жидкостей при i-ом состоянии; Vi — объем жидкости, поступившей в течение всего t-го интервала времени притока.

При достижении уровнем залитой жидкости поверхности,, когда Fn = Люв = сю, Ct,i = РтЦ^п — у3). После выхода уровня поступившей жидкости на поверхность, т. е. Fm = Fn0B = °°, CT,i = oo. Следовательно, при дальнейшем притоке жидкости изменения давления в трубах происходить не будет, т. е. Ар (Г) = = 0 или pc(t) = const.

Все вышеприведенные рассуждения касаются определения связи между забойным давлением и дебитом в открытом периоде испытания. В закрытом периоде испытания зависимость А.р = — f(q) можно установить следующим образом. После закрытия скважины в подпакерную зону поступает пластовый флюид за счет сжатия находящейся в ней жидкости, объем которой V = = лг2с/7, где Н — расстояние от забоя скважины до места установки пакера.

Пользуясь известной зависимостью между давлением и объемом слабосжимаемой жидкости ^dp = dViV, можно получить

109

выражение для дебита в период восстановления давления, которое имеет вид

-7(0 = Vp ^(5.12)

at

ИЛИ

Др(0=-^ /Лт)А,(5.13)

Сво

где Св ~ К[3 — емкостный показатель, характеризующий прирост объема в подпакерном пространстве на единицу изменения в нем давления после остановки скважины.

Из всего сказанного следует, что решить уравнения (5.2) при условиях (5.6) — (5.12) с применением известных аналитических приемов трудно.

На первых этапах изучения поставленных задач (1970—■ 1974 гг.) был применен метод электромоделирования, как наиболее простой и наглядный способ решения задач теории поля со сложными граничными условиями [6]. Однако он позволил рассмотреть несколько задач испытания с укрупненным шагом расчленения пласта. Позже (в 1976—1978 гг.) были разработаны программы расчета кривых давления с применением методов численного моделирования, поэтому последующие исследования проводились на ЭВМ. [6].

Результаты полученных решений на основе моделирования различных пластовых систем приводятся ниже по мере рассмотрения тех или иных задач испытания.

МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ КРИВЫХ ПРИТОКА

Кривые притока (КП), регистрируемые глубинными манометрами во время открытых периодов испытания, дают информацию об интенсивности поступления жидкости в бурильные трубы и при обработке могут дать ценные сведения о фильтрационных параметрах исследуемой залежи.

Характер КП определяется технологическими и геологическими факторами. Очевидно, при разработке методик расчета параметров пласта по данным кривых притока Требуется знание закономерностей влияния указанных факторов на получаемые диаграммы давления.

На основе исследования динамики поступления жидкости в одно-, двух-, трехсекционные колонны труб установим зависимости изменения забойного давления от параметров пласта и емкостных характеристик труб.

но

Приток жидкости в односекционную колонну труб

Данная задача сводится к решению уравнения (5.5) при следующих условиях:

забойное давление в начале испытания равно давлению столба залитой жидкости в трубы:

(5.14)(5.14)рс(0) = ро = Я3у3;

(5.14)

(5.14)

начальное давление в пласте перед пуском скважины в работу

(5-15)(5-15)Р (г, 0) = Рил

(5-15)

(5-15)

дебит жидкости равен скорости накопления флюида в трубах:

q = — -— 2л-гс/г ^- )= Ст -^— ;(5.16)

ц\ dr )r==Tcdt

давление на бесконечном расстоянии от скважины не меняется

limp (с, 0 = рпл.(5.17)

Решение задачи удобно проводить с использованием безразмерных параметров:

2ккк рб -

q

[Рпл™ Р(Г, 01,

(5.18)

,kt

1б —,

(5.19)

тцрг2с

Гб = Г/(ГС),

(5.20)

Ст

Ьб —

(5.21)

2лт/фг2с

Уравнения

(5.5) и (5.14) —(5.16)

в безразмерной форме при-

мут вид:

д2Рб,1

_ дрб дрб.

(5.22)

dr26Гб

дгбdie

Ро.б = Рб(0);

(5.23)

Рб^Гб, 0) =0;

(5.24)

рdp с б

Сб— 1

dt6

/ дрб\

V дгб) гб”'1

(5.25)

lim рб(гб, 0) = 0.(5.26)

Решение уравнения (5.22) при условиях (5.23) — (5.26) находим с помощью интегрального преобразования Лапласа, наиболее часто применяемого при решении задач фильтрации.

Преобразуя уравнения (5.22) — (5.26) относительно переменной /б, получаем обыкновенное дифференциальное уравнение второго порядка

^ - + —= sp6 - р6 (г6, 0)(5.27)

дг2бгб дг6

при условиях:

с6(5рс,б"--ро.б) =),(5.28)

\ дг6 / го-'

lim Рб(гб, ^) = 0.(5.29)

В уравнении (5.27), согласно выражению (5.23), p^Ve, 0)=0.

Решением уравнения (5.27) является функция

рб = Д/оСгбр) + BKo^s),(5.30)

где А и В •— постоянные величины; lo^eVs) и ^(^Vs) — модифицированные функции Бесселя нулевого порядка соответственно первого и второго рода.

Из условия (5.29) следует, что постоянная А должна быть равна нулю, так как функция lo^re^s) стремится к бесконечности При Гб^ОО.

Таким образом, получаем

Рб = BMrcfs).(5.31)

Определив, что

/ д^\= —В^К1 (У?),(5.32)

\ дгб/гб=1

из условия (5.28) находим постоянную В

В = -СбВ = -Сб8Рс б — Роб M(psT8Рс б — Роб M(psT(5.33)(5.33)

В = -Сб

В = -Сб

8Рс б — Роб M(psT

8Рс б — Роб M(psT

(5.33)

(5.33)

Подставляя В из уравнения (5.33) в выражение (5.31) и решая последнее относительно рСб, находим 112

рсб =рсб =(5.34)(5.34)РобСбКо (Vs)

рсб =

рсб =

(5.34)

(5.34)

СбхКо(У5) Н~ I'sKi (ps)

Произведя обратное преобразование Лапласа для этого уравнения, получим

рсб РобФ1(Сб, ^б),(5.35)

ООW л

Ф,(С6. /в) = /—

о u{[uCV0(w) — /i(u)]2 + [иСбУо(ы) - П(и)]2}

(5.36)

После подстановки в соотношение (5.35) значений г^ и рОб, определенных по формуле (5.18), получим

,р\ = £пл^М0 = ф1(Сб(53?)

Рп л Ро (О

Уравнение, аналогичное выражению (5.37), было впервые получено Ж- С. Егером при решении задачи о понижении температуры в нагретом бесконечном по длине цилиндра при мгновенном помещении его в бесконечное пространство, первоначальная температура которого равна нулю. Г. X. Купер и другие авторы использовали полученное Ж- С. Егером уравнение для анализа данных исследования гидрогеологических скважин, устанавливая соответствие между физическими параметрами поля температуропроводности и поля фильтрации.

Применительно к задачам испытания скважин полученные Г. X. Купером уравнения и данные расчетов давлений в зависимости от показателей фильтрационных характеристик пласта и емкости труб, были использованы Ч. А. Кохлхасом [12].

Уравнение (5.35) превращается в выражение, используемое Г. X. Купером и Ч. А. Кохлхасом, при подстановке в него значений параметров, входящих в безразмерную величину Сб — уравнение (5.21).

Построенные Г. X. Купером обобщенные кривые давления рекомендуются для анализа данных водоносных пластов. Однако эти кривые не охватывают всего диапазона возможного на практике изменения параметра Сб, поэтому автором рассчитаны кривые давления для большего диапазона значений Сб (рис. 30).

Порядок расчета параметров пласта по обобщенным кривым давления (или эталонным кривым) следующий.

Точки фактической КП наносятся на график с координатами р*с, lg t, выполненный в том же масштабе, что и график эталонных кривых.

8—1404 ИЗ

Фактический график КП накладывается на эталонный и параллельным перемещением этих графиков относительно друг друга вдоль оси абсцисс находится такая кривая на эталонном графике, которая наиболее полно совпадает со сравниваемой кривой на всей ее протяженности.

Определяется величина Сб, соответствующая выбранной эталонной кривой, совпадающей с фактической, и рассчитывается пористость пласта по формуле:

Сбу/ф

Устанавливается соответствие между произвольно выраженным значением фактического времени t на графике КП и безразмерным временем /б, после чего находится проницаемость пласта по формуле

^ 1f 2 т Ц7 t б

2 th \ Сб

Описанная методика, наряду с проницаемостью, позволяет определять пористость пласта. Этим она выгодно отличается от других методик расчета параметров исследуемой залежи.

Графики на рис. 30 построены для наиболее простого случая поступления жидкости в трубы, когда соблюдается условие Рпл^^зТз + ^пУп № 4- Нп = Н, где Н3 — высота залитой жидкости, Яп — высота поступившего флюида; Н — глубина залегания продуктивного пласта). При продолжительном притоке жидкости уровень залитой жидкости не достигает устья скважины, а давление в трубах возрастает до статического пластового давления. Если же гидростатическое давление заполненных труб меньше пластового, то при притоке уровень залитой жидкости достигает устья скважины и начинается перелив. В этом случае приведенные кривые могут быть использованы в качестве кривых сравнения только для того участка диаграммы давления притока, который соответствует периоду времени работы скважины до наступления перелива.

Приток жидкости в многосекционную колонну труб

Рассмотренный выше случай поступления жидкости в колонну труб соответствует условиям «идеального» притока, когда колонна труб имеет неизменный внутренний диаметр.

При работе с многосекционными колоннами труб характер получаемых кривых давления притока резко меняется. При этом приведенные выше выражения уже нельзя использовать для расчета параметров пласта.

На примере моделирования процесса испытания пласта, имеющего различные значения проницаемости, установим наиболее характерные признаки получаемых кривых притока при поступлении жидкости в многоступенчатую колонну (в нашем случае трехсекционную колонну).

Для исследования выбираем следующие параметры системы пласт — скважина: удельные веса залитой и поступившей жидкостей у3=15 кН/м3, уп = 5 кН/м3; проницаемость пласта для различных случаев равна 0,02; 0,04; 0,06; 0,08; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5 мкм2; каждая секция трехсекционной колонны имеет длину 1000 м и внутренний диаметр 5, 10 и 15 см соответственно. Начальное давление притока 22,5 МПа. Остальные сведения о моделировании видны из приведенных на рис. 31 схем поступления жидкости в трубы и полученных кривых давления притока.

Из приведенных результатов моделирования видно, что вид кривых притока (см. рис. 31) существенно отличается от КП, получаемых при односекционной колонне. В начальной стадии притока наблюдается резкое снижение давления в трубах за счет замещения залитой жидкости пластовым флюидом в нижней секции и вытеснения залитой жидкости во вторую секцию (участок АВ кривой 1 на рис. 31). После полного вытеснения залитой жидкости из нижней секции наступает стадия роста давления в трубах (участок ВС), где прирост давления связан 8* 115

Рис. 31. Кривые притока при поступлении жидкости в трехсекционную колонну труб при ^ = 0,54-0,2 (о) и А = 0,14-0,02 мкм2 (б):

I—IV — состояние процесса притока;

Номер кривой ...123456789

к, мкм2 0,50,40,30,20,10,080,060,040,02

с накоплением пластового флюида во второй секции. При этом весь объем залитой жидкости находится во второй секции.

В последующий период замещения залитой жидкости во второй секции вновь получаем убывающий участок КП (участок CD). После полного замещения залитой жидкости в этой секции КП претерпевает излом и вновь давление в трубах начинает возрастать (участок DE). Последний «падающий» участок КП связан с вытеснением жидкости высокой плотности на устье (при переливе, EF). После полного замещения залитой жидкости в трубах пластовым флюидом давление в скважине становится постоянным и равным гидростатическому давлению столба пластового флюида.

Итак, интенсивность падения и роста давления в отдельных стадиях процесса притока зависит от проницаемых свойств пласта и от соотношений удельных весов залитой и поступившей жидкостей и площадей сечений внутренних частей секций бурильных труб.

Ниже установим аналитическую связь между емкостными параметрами колонны труб и изменением давления при притоке. Рассмотрим ряд наиболее возможных на практике случаев.

Удельный вес залитой жидкости равен удельному весу поступившей (у3 = уп). На рис. 32, а приведена схема притока жидкости для рассматриваемого случая. В исходный момент времени забойное давление ро = //Зуз (рис. 32). При решении задачи рассмотрим два состояния (рис. 32,6): I — верхний уровень залитой жидкости находится в нижней секции колонны; II — верхний уровень залитой жидкости находится в верхней секции колонны.

В данной постановке задачи сохраняются все условия, при-

Рис. 32. Схема притока в двухсекционную колонну (уп = Уз):

а — кривая притока на эталонном графике; б — диаграмма давления; в — состояние процесса

нятые при решении уравнения (5.5), за исключением условия" (5.16), где Ст определяется теперь так:

т = СТ1 = при рт < рТ1 = Н^п

Уп

и

Ст — Ст,2 = " При рт > рт,1.

Уп

При этом изменится и уравнение для емкости труб в без-- размерной форме:

Сб = Ci при рб > рх;

Сб > С2 при рб < р^

где для упрощения символы «б» и «т» в величинах Сед и рб,1 опущены.

Очевидно, при рв>рх решение исходного уравнения будет аналогичным полученному для односекционной колонны, т. е.

(5.38)(5.38),Рс.б — Ро.бФ(СЬ ^б) •

(5.38)

(5.38)

Найдем решение для /б> ^e,i при рб<Србд. Представим уравнение (5.25) в следующем виде:

7бJ Сб о7бJ Сб о4Рсбdts4Рсбdts^б dk = /^б dk = /дрб дгбдрб дгбdt6.dt6.

7б

J Сб о

7б

J Сб о

4Рсбdts

4Рсбdts

^б dk = /

^б dk = /

дрб дгб

дрб дгб

dt6.

dt6.

— ^(р —р0) S— ^(р —р0) S С2р\ + СзРсб — s С2р\ + СзРсб — s1S1S

— ^(р —р0) S

— ^(р —р0) S

С2р\ + СзРсб — s

С2р\ + СзРсб — s

1

S

1

S

Разбивая интервал интегрирования на две части, получаем

Р1Рсб\

С1(р1—Ро)J c2dpc6=J( —^) _die

р0р,о\ dr^/гб~1

ИЛИ

С1(Р: Ро.) + С2(РсбР1) = f() _ dtf).

О\ ОГб / гб~1

Операторное изображениеОператорное изображениепоследнего уравнения имеет вид:

Операторное изображение

Операторное изображение

Опуская промежуточные выкладки, запишем решение данной задачи в операторной форме

"7,робС^Ко(Vs)р хKo(Vs)

C^sKo (Vs) + VsKi (Vs)C^sKo (Vs) + W (Vs)

Подставляем в последнее уравнение значение рСб = Pi при Ав = t из уравнения (5.35) и произведя несложные преобразования, получаем решение уравнения в окончательном виде (для /б>/1):

Аб = РобФ(С2, /б) Г—ф(Сь /б) 1 ,(5.39)

L С2 С2J

где Сб = С2 определяется по уравнению (5.21).

На рис. 32, а показана кривая притока, построенная на графике эталонных кривых при Ci=10°; С2=102 и pi=0,7. Как видим, начальный участок КП совпадает с эталонной кривой, соответствующей Сб=Ю°. Отклонение КП от эталонной кривой (Сб=10°) соответствует моменту времени притока, когда залитая и поступившая жидкость полностью заполнили нижнюю секцию бурильных труб. По мере роста времени 4б КП асимптотически приближается к эталонной кривой, соответствующей Сб = = 102.

Из этого следует важный практический вывод: в случае по- -лучения кривой притока, имеющей возрастающие участки с раз-

ными наклонами, необходимо при интерпретации находить такую кривую на графике эталонных кривых, которая совпадает с начальной частью КП, отражающей характер поступления жидкости в трубы до момента перелива ее из одной секции бурильных труб в другую. Характер отклонения второго участка КП от первого и данные о новой эталонной кривой, совпадающей с конечным участком КП, дают дополнительную информацию о параметрах пласта, так как представляется возможность вести расчет по двум различным кривым эталонного графика при различных значениях Сб.

Удельные веса залитой и поступившей жидкостей различны (уп<Уз), кривая притока возрастает на всем своем протяжении. В начальный момент забойное давление равно ро = Н3\з (рис. 33, а, б).

Кривая притока имеет два излома. Резкое изменение характера роста давления при переходе верхнего уровня залитой жидкости из нижней секции труб в верхнюю связано с «потерей» давления вследствие замещения жидкости с высокой плотностью* в нижней секции пластовым флюидом с малой плотностью (переход участка КП I на участок II, см. рис. 33,6).

Рис. 33. Схема притока в двухсекционную колонну (уп < Уз):

с — КП на эталонном графике; б — КП; в — схема притока

'При переходе уровня поступившего флюида из нижней секции труб в верхнюю (участки // и /// КП) скорость роста дав- .ления увеличивается (см. рис. 32).

В рассматриваемом случае задача сводится к определению функций давления для различных состояний притока (участки I, II, III). Очевидно, эти состояния будут определяться величинами коэффициентов Ст, которые, согласно уравнению (5.11), будут соответственно иметь вид:

Ст = СТ1 = F' (I участок);

Yn

Ст = СТ2 = (II участок);

^гУп — ^ilyn — Уз)

Ст = Стз = —F- (III участок).

Yn

Для безразмерных значений емкостных коэффициентов Сбь 5Сб2, Сбз в соответствии с приведенными выше выводами уравнений для функций давлений найдем:

для участка I

.Реб ~ РобФ(Сь ^б);

для участка //

,Рсб = РобФ(С2, /б) [—^С1™С2" ф(Сь Z1) ] ’

для участка ///

Реб = Р0бФ(С3, /б) Г1 , L СзСзрОб J

где Рсб2 = РобФ(С2, /2) [-^ф<Сь ^) ]

По аналогии с полученными уравнениями можно записать уравнение для /г-го состояния притока, где коэффициенты емкости труб рассчитываются по формуле (5.11) для любого из п— состояний процесса притока,

Реб(л) = РобФ(С„/6) (-^Ф(С„_Ь <„) С"-<-С« Х

В качестве иллюстрации на рис. 33 приведена КП, построенная на полулогарифмическом графике р*с, Ig^/Ce при Ci = 10°; г120

С2=105; С3=102 и р*с1 = 0,8; р*с2 = 0,75. Такая КП имеет своеобразный вид. При получении на практике подобных КП можно точно определить кривые сравнения, совпадающие с отдельными участками фактической кривой притока, а следовательно, получить достоверную информацию об исследуемых пластах.

Удельные веса залитой и поступившей жидкостей различны (уп<Уз), а забойное давление при притоке уменьшается. В некоторых случаях при замещении тяжелой жидкости в нижней секции труб легким пластовым флюидом возникающие «потери» давления оказываются настолько значительными, что по мере заполнения труб давление на забое не возрастает, а уменьшается. Это происходит при вытеснении тяжелой жидкости из нижних секций труб в верхние и вытеснении залитой жидкости из труб при переливе на поверхности. Исследуем особенности получаемых в данном случае кривых притока на примере работы: переливающей скважины.

При поступлении жидкости в односекционную колонну, первоначально заполненную до устья промывочной жидкостью- удельного веса у3, приток возможен только при условии, что Рпл>Н3у3. В данном случае существенно изменится условие (5.16), отражающее особенности накопления жидкости в трубах. Для записи этого условия необходимо установить соответствие между дебитом жидкости на поверхности q дебитом на забое qc и дебитом «в трубах» qT. Последний дебит формально определяет исчезновение тяжелой жидкости из труб при ее замещении легким пластовым флюидом.

Итак, запишем зависимость:

q = q^ + ^т или 1 = ——1— ,(5.40)

q q

где q — дебит на поверхности; qc — дебит в забойных условиях (^с = — — 2nrch( —; qT — дебит «в Tpy6ax»(qT = Ст^-Л;

ц \ дг / г=гс\dt /

Ст == , так как гп = оо.

Tn Уп ■ УзУп Уз

F п F m

В безразмерном виде эта зависимость имеет вид

гб dp с б / дрб \_ J

dts\ дгб/ гб=1

Применяя преобразование Лапласа к последнему уравнению^ получаем

Сб^зрсб — Роб) гh f

бs ,\ дгб /гб=1

Исходя из последнего уравнения и соотношений (5.30) — (5.36), находим решение

-Рс6 -_рю (5 41)

s Ъ’^СН) + CoS^oO's)JsAi (У s) + СбХАо(Ух)

В итоге получаем уравнение для безразмерного давления в виде

,рсб = Фг(Сб, /б) + РобФ1(Сб, /б),(5.42)

Ф2(С6, /6) = —4- У W ,

л* 0 u4[M£Wo(u) А(и)Р + [ыСбУо^) — У1(и)]}

(5.43)

Зависимость Ф1(Сб, ^б), как и ранее, определяется по формуле (5.36). Функция (5.43) табулирована. Ее представление в виде таблиц и графиков можно найти в работе [20].

На рис. 34 приведены графики эталонных кривых в коорди

натах р*, 1g /б, где р* = — Ф2(Сб, ^е) при различных значениях Ро

Сб, которые можно использовать при анализе КП, полученных при переливе.

К рассмотренному варианту можно отнести также такой случай притока в многосекционную колонну, когда при перетоке залитой в трубы жидкости, из одной секции в другую давление уменьшается (а не возрастает, как «обычно»). При этом

Порядок расчета параметров пласта, как и ранее, сводится к нахождению эталонной кривой совпадающей с фактической.

Кривая притока имеет возрастающие и убывающие участки. Представленные выше решения задачи о притоке жидкости в двухсекционную колонну могут быть распространены на более общий случай притока, когда в зависимости от того, в каких секциях происходит движение залитой и поступившей жидкостей, получаемые кривые притока имеют возрастающие и убывающие участки, описываемые различными уравнениями.

Приведем несколько примеров.

Залитая жидкость перед пуском скважины в работу занимает нижнюю и часть верхней (второй) секции колонны, Ci = 10—2 (рис. 35, а). Рассмотрим сначала случай, когда залитая жидкость во время притока полностью заполняет вторую секцию и переходит в третью, в то время как поступивший флюид остается в нижней секции. При переходе уровня залитой жидкости из второй секции в третью изменится величина Ст. В нашем случае ^2=10-4. На рис. 35, в показана КП, нанесенная на графики

Рис. 35. Кривые притока с возрастающими и убывающими участками

эталонных кривых (кривые 1, 2). Как видно, КП претерпевает излом (Л5С) при ре = Р\ (или /б = 6), т. е. при давлении в трубах, когда жидкость переливается из второй в третью секцию.

Для сравнения приведена КП, полученная при / = Л, когда нижний уровень залитой жидкости достиг второй секции колонны труб, а верхний уровень залитой жидкости все время остается во второй секции (рис. 35,6). В этом случае кривая притока вначале имеет падающий участок (рис. 35, в), а затем (после изменения режима притока) — возрастающий участок. Первый участок совпадает с эталонной кривой Сб=10-2; второй по мере увеличения времени ^ приближается к эталонной кривой Сб = 104 (кривые 1, 2').

Другой случай притока показан на рис. 36, где в начале испытания залитая жидкость не полностью заполняла нижнюю

1—41—4режим притокарежим притокааРкаРк

1—4

1—4

режим притока

режим притока

а

Рк

а

Рк

Рис. 36. Кривые притока при Ci = 102, Са = =—104

Рис. 37. Кривые притока при Ci =— Ю2, С2 =—Ю3, С3=105, С4=104:

секцию труб. Поэтому после спуска скважины давление в тру-; бах сначала возрастало за счет увеличения столба поступившего флюида в нижней секции (Ci = 102), а затем, после перехода уровня залитой жидкости во вторую секцию давление в трубах начало падать, так как изменился режим притока С2 =—104.

124

Приведем еще один (более сложный) случай притока жидкости в трехсекционную колонну труб (рис. 37). В данном примере рассмотрим четыре различных состояния процесса притока.

Приведенные выше способы получения формул для функции давления показывают, что все варианты изменения давления при притоке могут быть описаны с помощью уравнений, состоящих из различных сочетаний функций Ф1 и Ф2. Поэтому, не приводя подробного вывода, представим уравнения для рассматриваемого примера притока жидкости в трехсекционную колонну, которые для отдельных состояний притока принимают вид:

р*1(Сь I») = —— Ф2(СЬ /«) + ФЧСь Mi(5.45)

Рй

рМСг, /о) = —1— ф2(С2, /6) (-51х рй( С262

X [—— Ф2(СЬ Л) + ФДС1, Л) И;(5.46)

L ро

in. р*з(с3,м = фисз, м[—^—СХС’' р*2^21 t2> ;

(5.47)

р«4(С«, <6) = Ф2(С4, к) [-^~ ^^^ Р*з(С3, м] ■

J (5.48)

На рис. 37,6 приведена КП, построенная в полулогарифмических координатах графика эталонных кривых. Пунктиром показаны возможные продолжения кривых при неизменных режимах поступления жидкости для рассматриваемых состояний,

При этом на графике эталонных кривых выделяется несколько участков КП, которые (исключая первый) не совпали с эталонными кривыми. Поэтому при практических расчетах по второму, третьему и последующим участкам КП могут возникнуть затруднения при определении соответствующих им эталонных кривых. Однако на основе этих участков можно уточнить расчет параметров пласта после того, как найдены параметры по первому участку кривой притока и данным кривой восстановления давления.

Приведем несколько практических примеров расчета параметров с использованием данной методики.

На графике эталонных кривых нанесены точки начальной части кривой притока, полученной при испытании скв. 12 Даттых (основные сведения об этом испытании приведены в работе [7]), где жидкость поступала в двухсекционную колонну труб (рис. 38). Показатели емкости секций труб в данном случае

Рис. 38. Обработка диаграмм давления по скв. 12 Даттых: а — КП; б — КП эталонных кривых

Ci = 0,01 г/см5; С2 = 0,0215 г/см5; их соотношение С2/С1 = 2,15„ После совмещения фактической и эталонной кривых было найдено, что наиболее близкими кривыми для КП являются кривые С1б=102 и С2б = 2-102. В этом примере есть возможность сравнить расчет найденного значения гидропроводности с показателем гидропроводности, определенного по КВД. Они соответственно оказались равными: 68,9 и 52,00 мкм2/Па. Это показывает, что призабойная зона испытанного пласта не подверглась, значительному загрязнению, так проницаемость удаленной зоны пласта и средняя проницаемость удаленной и призабойной зон оказались близкими по величине.

Другой пример интерпретации диаграммы давления притока полученной при испытании, связан с исследованием наклонной скважины.

Попутно заметим, что при интерпретации диаграмм давления, записанных в условиях поступления жидкости в колонну труб, находящуюся в скважине со сложным профилем, расположение части труб на наклонном участке скважины может быть рассмотрено как наличие секции колонны большего диаметра. В самом деле, поскольку емкость наклонного участка V = игЧ (где г — внутренний радиус труб; I — длина наклонного участка), после представления этого же участка труб в виде «вертикальной» секции той же емкости, т. е. V = лг21Л получим, что вертикальная секция должна иметь внутренний радиус

Г] = г ——— , где cos а = Н! I. (5.49) P^cos а

При этом следует иметь в виду, что на кривой притока при поступлении жидкости в трубы нет точек излома как при секционной колонне. Кривая притока переходит с одного участка на другой плавно, поэтому при обычной схеме интерпретации такой «переход» может быть просто незамечен.

Итак, скв. 2232 Средне-Балыкского месторождения имеет •сложный профиль ствола. На рис. 39 схематично изображен участок труб, в пределах которых жидкость поднималась при притоке. Здесь же показана эквивалентная схема вертикального ствола, который изображен в виде трех участков. Поскольку жидкостью перед испытанием было заполнено нижняя и часть средней полости труб, то в расчетах учтен только фактор перехода жидкости из средней в верхнюю «секцию» колонны. В связи с тем, что переход от одной секции к другой имеет «плавный» характер на КП нет точки излома. Однако фактор изменения вместимости труб учтен при поиске наиболее совпадающей КП на эталонном графике. Нижний участок КП хорошо вписывается между кривыми Сб=10 и Сб^Ю2 (см. рис. 39). Отклонение верхнего участка фактической кривой в сторону кривой Сб=10 связано, как мы уже отметили, с уменьшением емкостного показателя. Далее в соответствии с вышеизложенной методикой были найдены показатели проницаемости.

Рассмотренная методика имеет следующие преимущества по сравнению с известными методиками интерпретации кривых притока:

учитывает важнейшие факторы, связанные с изменением емкости труб, которые существенно влияют на характер притока;

благодаря выделению нескольких участков на КП создается возможность находить точнее совпадающие кривые на эталонном графике;

нет необходимости вести громоздские расчеты при построении рабочих графиков, как это приходится делать с применением существующих методик; достаточно вычислить только значения логарифмов времени притока и соответствующие им относительные давления;

помимо проницаемости определяется еще пористость — важный показатель емкости пород пласта;

не надо знать дебит, без определения которого все известные методики не могут дать сведений о параметрах пласта.

Влияние скин-эффекта на кривые давления, получаемые при испытании скважин

Особенности влияния зоны пониженной (или повышенной) проницаемости, окружающей скважину, на получаемые кривые давления рассмотрены во многих работах. Однако применительно к задачам испытания скважин данный вопрос не нашел достаточного отражения в литературе.

О точности определения параметров пласта при наличии скин-эффекта. На примерах моделирования пласта с различной, степенью загрязнения рассмотрим, как меняются кривые давле- 127

66Рис. 39. Обработка диаграммы давления по скв. 2232 Средне-Балык- ской:Рис. 39. Обработка диаграммы давления по скв. 2232 Средне-Балык- ской:а — профиль ствола скважины; б — схематическое изображение колонны труб; в — КП на графике эталонных кривых;

6

6

Рис. 39. Обработка диаграммы давления по скв. 2232 Средне-Балык- ской:

Рис. 39. Обработка диаграммы давления по скв. 2232 Средне-Балык- ской:

2, 3 — участки ствола скважины

Рис. 40. Диаграммы давления, полученные при моделировании проницаемого пласта с различным загрязнением:

/ — 0; 2 — 5; 3—10

ния, и оценим точность определяемых параметров пласта при интерпретации этих кривых по существующим методикам.

На рис. 40 показаны диаграммы давления, полученные при моделировании работы пласта, имеющего пластовое давление 16 МПа, гидропроводность — 865 (м3/с)/ТПа и различные показатели скин-эффекта.

При увеличении скин-эффекта интенсивность роста давления при притоке уменьшается (см. рис. 40). По таким кривым на практике трудно определить, записаны ли они в условиях влияния загрязнения пласта или нет. Также трудно определить только по виду кривых притока степень загрязнения пласта.

По внешней форме и кривые восстановления давления нельзя характеризовать однозначно, записаны ли они в условиях влияния скин-эффекта или при отсутствии последнего.

В связи с отмеченным определим, насколько параметры пласта, рассчитанные по данным полученных диаграмм давления, отличаются или совпадают с исходными данными при проведе- 128

Таблица 7

Результаты обработки эталонных кривых диаграмм давления по методикам УфНИИ, Э. Б. Чекалюка и Сейза-Хорнера

Методика интерпретации диаграмм давления

Скин- эффект

Пластовое давление

ГИДРОПРОВОДНОСТЬ

Отклонение от заданной, %

s S

О Гоо^

удаленной части пласта

прискважинной

части

пл чета

УфНИИ-1

0

16,2

1,6

830

—4

—4,9

5

16,9

5,4

257

—70,3

— 10,8

10

15,3

—4,4

177

—79,5

— 18,1

УфНИИ-2

0

—-

—

885

2,3

2,3

5

—

355

—61,3

16,2

10

—

-—

208

—76

—3,7

Чекалюка-1

0

16,3

1,9

1140

31,8

31,8

5

15,6

—2,5

482

—44,3

66,9

10

15,8

—0,9

327

—62,2

51,3

Чекалюка-2

0

—

1170

35,2

35,2

5

—

—

457

—47,2

58,5

10

•—■

—

345

—60,1

59,8

Эталонных кривых

0

—

—

835

3,5

3,5

5

.—.

—■

417

—51,8

44,6"

10

—

—

279

—67,7

19,2

Сейза-Хорнера

0

16,1

0,6

8716

0,8

0.8

5

16,2

1,6

8816

1,9

206

10

16,3

1,9

8935

3,3

313

нии расчетов по существующим методикам обработки диаграмм давления.

Кривые притока обрабатывали по формулам первого и второго вида УфНИИ (П. С. Лапшина) и Э. Б. Чекалюка, а так^ по методике эталонных кривых, методу Сейза-Хорнера (табл. 7),..

Из анализа табл. 7 вытекает следующее.

Отклонение расчетных величин пластовых давлений от заданных по всем методикам не превышает 5,4%, что свидетельствует о том, что наличие скин-эффекта не влияет на расчетную величину пластового давления.

При скин-эффекте равном нулю методики Сейза-Хорнера^ УфНИИ и эталонных кривых дают точные значения гидрспро- водности пласта: в первой отклонение составляет 0,8, во второй— 4 и 2,3, в третьей — 3,5%. Значительнее отклонение рас- рой — 4 и 2,3, в третьей — 3,5%. Значительнее отклонение расчетных значений гидропроводности пласта от заданных полу- ственно 31,8 и 35,2%.

9—1404 429

Ошибка определения гидропроводности пласта по методу Сейза-Хорнера при наличии загрязнения составляет 1,9 и 3,3% при сравнении с заданной гидропроводностью удаленной части пласта и 206,0; 314,0% — при сравнении с заданной гидропроводностью прискважинной части пласта. Итак, по методу Сейза- Хорнера, независимо от величины скин-эффекта, всегда определяется гидропроводность (проницаемость) удаленной части пласта.

Отклонение величин гидропроводности, рассчитанных по формулам УфНИИ, от заданных ее значений соответственно составляет: 61,3—79,5% (удаленная часть пласта) и 3,7—18,1% (прискважинная часть пласта).

При обработке кривой притока по формулам Э. Б. Чекалюка отклонение величин гидропроводности от заданных значений составляет: 44,3—62,2% (удаленная часть пласта) и 51,3—66,9% (прискважинная часть пласта).

Аналогичное сравнение отклонений значений гидропроводностей расчетных от заданных по методике эталонных кривых соответственно дало 67,7 и 44,6%.

По результатам проделанного анализа можно сделать следующие выводы.

Существующие методики обработки диаграмм давления дают вполне приемлемые для практики значения пластовых давлений.

Методика Сейза-Хорнера позволяет точно определить гидропроводность (проницаемость) удаленной части пласта.

По методикам интерпретации кривых притока нельзя однозначно судить о величине гидропроводности удаленной или прискважинной части пласта. При расчетах получается некоторая усредненная величина гидропроводности удаленной и прискважинной частей пласта.

Следует отметить, что приведенный анализ выполнен для сравнительной оценки применяемых методов путем отработки «идеальных» КП, полученных для односекциснной колонны. Для многосекционных колонн методики УфНИИ и Э. Б. Чекалюка неприменимы, так как дают большие погрешности.

Влияние штуцера на получаемые кривые притока

Условие равномерного притока жидкости в скважину нарушается при установке в испытателе штуцера с небольшим проходным отверстием. Влияние гидродинамического эффекта штуцера на кривые притока тем больше, чем меньше его проходное сечение и чем выше фильтрационные параметры пласта, т. е. чем выше интенсивность притока жидкости в скважину.

В некоторых случаях гидродинамический эффект «штуциро- вания» возникает вследствие влияния узких проходных каналов 130

в узлах испытательного оборудования при интенсивных притоках жидкости в скважину.

Исследование влияния штуцера на основе моделирования. Для исследования характера влияния штуцера на получаемые кривые изменения давления моделировались три процесса испытания при следующих параметрах системы: проницаемость пласта ^ = 0,51 мкм2, пористость т = 0,159; вязкость пластовой жидкости ц = 1 мПа-с; сжимаемость пластовой жидкости [5 = = 10-3 1/МПа; мощность пласта Л = 7,87 м; радиус скважины гс= 10 см; радиус внутренней полости бурильных труб гт = 5 см: пластовое давление рПл=13 МПа. Режимы испытания: депрессия на пласт 8 МПа, периоды притока и восстановления давления, соответственно h = 5 мин, 01 = 20 мин, Т2=20 мин, 02 = 20 мин.

Моделируемые процессы отличались величиной сечений Штуцера: в первом, втором и третьем опыте диаметр штуцера ^шт соответственно равны: 5, 10, 20 мм.

Результаты моделирования представлены на рис. 41, где диаграммы давления всех четырех моделируемых процессов для наглядности нанесены на один график. На рис. 41, <7 показаны кривые, регистрируемые верхним манометром, установленным над испытателем и над штуцером на рис. 41,6 — кривые соответствующие записи нижнего манометра, установленного под испытателем пластов.

Гидродинамический эффект штуцера испытателя снижает депрессию: для 5-мм штуцера депрессия на пласт составила всего 2 МПа против 8 МПа депрессии, которая могла бы быть при отсутствии штуцера. В данном случае перепад давления на штуцер составил 6 МПа.

Как известно применение штуцеров малого диаметра позволяет осуществить плавный запуск скважины, без резких ударов, которые возникают при мгновенном снятии с пласта противодавления 10—20 МПа, что во многих случаях на практике ухудшает условие вызова притока из пласта. Однако при наличии шту-

Рис; 41. Диаграммы забойного давлена#Рис; 41. Диаграммы забойного давлена#а, Д^?,вЛ0МеД) ,B,,Tp^aeU6 Т «нометр под ч^'Хфом при диаметре илуцерй. та; < ^Ш // - 20; Ш — Kh IV -* S’ ха, Д^?,вЛ0МеД) ,B,,Tp^aeU6 Т «нометр под ч^'Хфом при диаметре илуцерй. та; < ^Ш // - 20; Ш — Kh IV -* S’ х9*9*131131

Рис; 41. Диаграммы забойного давлена#

Рис; 41. Диаграммы забойного давлена#

а, Д^?,вЛ0МеД) ,B,,Tp^aeU6 Т «нометр под ч^'Хфом при диаметре илуцерй. та; < ^Ш // - 20; Ш — Kh IV -* S’ х

а, Д^?,вЛ0МеД) ,B,,Tp^aeU6 Т «нометр под ч^'Хфом при диаметре илуцерй. та; < ^Ш // - 20; Ш — Kh IV -* S’ х

9*

9*

131

131

цера малого сечения давление на забое не снижается до давления гидростатического столба залитой жидкости, поскольку большая часть депрессии, передаваемой на пласт, падает на штуцер (75% депрессии, где ^Шт = 5 мм).

Из рассмотрения полученных КП следует, что диаграммы давления, искаженные действием штуцера испытателя, не пригодны для обработки по известным методикам интерпретации кривых притока, так как последние предполагают постепенный рост давления при накоплении жидкости в трубах.

В то же время, поскольку давление под штуцером в открытый период испытания остается постоянным, дебит перед остановкой скважины не меняется. При этом, как показывают расчеты, повышается точность определения параметров пласта по кривым восстановления давления.

При диаметре штуцера, равном 10 мм, «нижний манометр» фиксирует кривую давления, которая после достижения минимума начинает возрастать. При этом давление под штуцером не остается постоянным и «верхний манометр» фиксирует кривую притока очень малой кривизны. Поэтому и в данном примере не применимы методики обработки кривых притока.

В последнем примере моделировался процесс притока при штуцере с диаметром отверстия 20 мм. В данном случае влияние гидродинамического эффекта штуцера испытателя не существенно отразилось на притоке жидкости в скважину. Кривая притока, записанная «верхним» манометром, имеет выпуклый вид и поэтому вполне пригодна для обработки. При обработке подобных кривых притока значения дебитов необходимо брать по данным изменения давления «верхнего» манометра, а значения давлений — по кривой давления, записанной «нижним» манометром. Расчеты показывают, что определенные так отклонения значений параметров пласта находятся в допустимых пределах.

МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ КВД

Многолетняя практика проведения испытаний с помощью испытателей пластов показала, что наиболее достоверные и надежные данные о гидродинамических характеристиках пласта могут быть получены в том случае, если при испытании совместно с отбором представительной пластовой пробы осуществляется запись кривых восстановления давления. Поэтому и технология испытания скважин разработана так, чтобы обеспечить получение качественных кривых восстановления давления КВД.

1'32 '

Метод интерпретации КВД Сейза-Хорнера

При интерпретации КВД чаще всего используют метод, известный в литературе как метод Д. Р. Хорнера. Сущность метода заключается в том, что закрытие скважины после работы с постоянным дебитом рассматривается как результат продолжающегося отбора с тем же дебитом и нагнетания, которое начинается с момента фактического закрытия скважины и длится в течение всего закрытого периода с тем же дебитом. При такой постановке задачи можно для описания изменения давления в закрытой скважине использовать уравнение (5.47), в котором отбор и нагнетание характеризует соответственно +у и —q.

Тогда разницу между начальным пластовым давлением рПл и давлением на забое закрытой скважины рс можно выразить суммой падений давления вследствие работы скважины с дебитом -4-<7 в течение времени Г 4-6 и дебитом —q в течение времени 6, где Т — продолжительность работы скважины до фактического закрытия скважины; 9 — продолжительность закрытого периода к рассматриваемому моменту времени.

Сказанное можно записать так

„№2,25^(7 4-6)2,25^9

РПЛ рС —U1 —————— Ш

4лМ/пр.рг2с4ккк mLifir2c

ИЛИ

Рс = Рил—— Ig = рпл — 0,183 х

4и№6

X —— In .(5.50)

topх ?

Такой прием считается реализацией известного принципа суперпозиции.

Построение точек кривой восстановления давления в коорди- . 7 4-0

натах рс, 1g —— должно дать прямую линию согласно уравне

нию (5.50). Пересечение этой прямой с осью ординат соответст- 7 10

вует 1g—~ =0, что равносильно 0-хоо, т. е. бесконечно длинно

му закрытому периоду, и характеризует пластовое давление. Наклон прямой к оси абсцисс определяется в соответствии с выражением (5.50) комбинацией параметров qplikhY Рели обозначить тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс 'М, то можно подсчитать гидропроводность пласта, khlp = 0,183^7 Af, а имея данные о вязкости пластового флюида в пластовых условиях и об эффективной'-^ощности пласта, можно рассчитать его проницаемость. с \ '

Однако приведенная схема расчета параметров пласта была предложена С. В. Сейзом при исследовании гидрогеологических скважин i[8]. Поэтому описанный метод обработки КВД, предусматривающий использование полулогарифмических графиков кривых давления назван методом Сейза-Хорнера.

Заслуга Д. Р. Хорнера состоит в том, что он предложил использовать данную схему расчета параметров пласта при исследовании нефтяных скважин. Он же предложил метод оценки степени загрязнения пласта — нахождения величины скин-эффекта — по данным обработки КВД.

Скин-эффект Д. Р. Хорнером определен как дополнительный перепад давления, который следует создать, чтобы преодолеть сопротивление зоны пониженной проницаемости. Мера этого дополнительного перепада характеризуется безразмерной величиной 5, и тогда скиновый перепад давления

Арскин — kps — S —- —— 2лАЛ

При этом давление на забое работающей скважины

Рс РпЛРс РпЛ— Г in —2^— + 2S

Рс РпЛ

Рс РпЛ

4лй/г L тцрг2с

Рассматривая момент времени окончания притока t = Т при рс = Рпл

5— Рдд — Р«и1 ]п 2^5^7

2к2 тц[3г2с

Если рпл найти из графика Сейза-Хорнера, то, помня, что о < 12,3011

угловой коэффициент М =, можем упростить предыдущее

4лМ

соотношение:

2,3 Рпл — Ркп 1^2,25^7' 2 М2тцрг22

или окончательно

5 = 1,151,(5 51)

\ Мтцрг2с /

Поскольку при испытании скважины в процессе бурения многие характеристики (пористость, проницаемость пласта, вязкость и сжимаемость жидкости) неизвестны, можно вместо них подставить среднестатические значения m^r-*. В большинстве слу чаев указанные параметры находятся в слмующих пределах, к от 103 до 0,2 мкм2; m — от 0,1 до 0,3; pt <— от 0,05 до 50 «Па-с; р — от 10~3 до 10 ! 1/МПа; г. — от 1,5 до 9,5 см, 134

Расчеты показывают, что комбинация параметров изменяется от 0,0174 до 58,88 мин-1, а значение логарифма от —1,76 до + 1,77. Средним значением логарифма может быть принят нуль. Тогда получаем

±2,±2,51,151lg Т

±2,

±2,

где Т — время, мин; ±2 указывает на возможные отклонения истинного значения 5 от вычисленного.

Методы обработки КВД с учетом влияния прискважинных факторов

Рассмотренный выше метод обработки КВД разработан в предположении, что сразу после закрытия скважины движение жидкости прекращается и дебит равен нулю, т. е. «послеприток» отсутствует.

Практически такая ситуация невозможна и игнорирование ею объясняется повышенными математическими трудностями, возникающими при попытке учесть влияние послеприточного эффекта на кривые восстановления давления.

Во многих случаях, если испытание производится в открытом стволе и объем под- или межпакерного пространства очень мал, пренебрежение послеприточным эффектом оправдано, поскольку сам эффект проявляется почти незаметно, а объем информации, получаемой при использовании существующих методов интерпретации, вполне достаточен для принятия правильного решения в выборе оптимального варианта заканнипяния скважины.

В то же время часто встречаются такие ситуации, которые вызывают необходимость устанавливать пакер далеко от забоя 100—150 м и более, в результате чего объем подпакерного пространства уже становится благоприятной базой для появления послеприточного эффекта, который накладывает определенный отпечаток на форму КВД. Это приводит к тому, что при обработке диаграмм давления используется не вся КВД, а только незначительный ее конечный участок.

Другой фактор, влияющий на характер изменения давления — скин-эффект — показатель загрязнения пласта. В теории восстановления давления, обобщение которой дано в работе [14], влияние сопротивления фильтрации жидкости в призабойной зоне, связанное с загрязнением пласта, учитывается введением в расчетные формулы функции для дополнительного перепада давления, пропорционального величине скин-эффекта. При этом не рассматривается характер влияния глубины и проницаемости призабойной зоны, а устанавливается лишь факт наличия загрязненной ПЗП, влияние которой оценивается обобщенным показателем возникающего сопротивления Зр,/(2л£Л).

Такой подход приемлем при рассмотрении пластовой системы с глубокой зоной дренирования по сравнению с зоной загрязнения пласта, размерами которой при этом пренебрегают. Однако при испытании скважин испытателями пластов размеры зоны загрязнения оказываются соизмеримы с глубиной зоны, охваченной исследованием пласта. Поэтому необходимо учитывать нестационарные явления перераспределения давления при испытании внутри самой зоны загрязнения пласта.

В методике Сейза-Хорнера, как отмечалось выше, определяется качественная характеристика зоны загрязнения по формуле для скин-эффекта (5.51), по величине которого невозможно определить, связан ли он с глубоким загрязнением самого пласта или же с неглубоким, но значительным по величине загрязнения пзп.

Совместное действие двух рассмотренных эффектов значительно искажает КВД, затрудняет интерпретацию ее и выявление конечного прямолинейного участка. Не ясно, как влияют отдельно эти факторы и за счет какого из них можно отнести искривление начального участка КВД. Знание причины и характер искривления КВД позволит использовать при интерпретации всю информацию об изменении давления после закрытия скважины, а следовательно, точнее определить характеристики удаленной и призабойной зон пласта.

На примерах моделирования процессов испытания рассмотрим количественное влияние скин-эффекта и послеприточного эффекта на КВД.

Влияние скин-эффекта. На примерах моделирования загрязненного и очищенного пластов рассмотрим, как изменяется характер перераспределения давления в пласте и на забое остановленной скважины.

На рис. 42, а, б приведены результаты моделирования процесса восстановления давления в однородном пласте с проницаемостью 0,11 мкм2 и в загрязненном пласте (радиус загрязнения равен 6,4 м) с той же проницаемостью, что и в однородном пласте, но с пониженной в призабойной своей части — 0,055 мкм2.

Кривые распределения давления (КРД) в пласте (1—7) при восстановлении давления отличаются от КРД, получаемых при притоке (пунктирная линия), наличием вогнутого начального участка — АВС (кривая для 0 = 2 мин), относящегося к прискважинной части пласта, который по мере роста г переходит на выпуклый участок (ВС), приближающийся в бесконечности к асимптоте р = рпп.

Характерной особенностью КРД считается то, что участок АВС в свою очередь разбивается на два участка: АВ (начальный горизонтальный) и ВС (криволинейный). Причем, протяженность горизонтального участка возрастет по мере продолжения периода восстановления давления. Последнее свидетельствует о том, что в прискважинной зоне пласта образуется об- 136

Рис. 42. Кривые распределения давления в пласте: а — S = 0;

б — S = 4,85; в — КВД по данным а и б

дасть, давление в которой такое же как и в скважине, и движение жидкости в ней практически не происходит. Рост же давления в этой области обусловлен сжатием жидкости в ней за счет перетока в направлении скважины жидкости из удаленных областей пласта с более высоким давлением.

Рассматривая КРД для кусочно-однородного пласта (рис. 42, б) обнаруживаем тот же характер распределения давления, что и для однородного пласта при 0>2 мин. Исключение составляют КРД для моментов времени 6=1 и 0 = 2 мин, у которых имеется излом при г = г3.

Можно заметить, что излом КРД исчезает при времени, когда начальный горизонтальный участок достигает границы прискважинной зоны пониженной проницаемости — г3.

Это позволяет сделать предположение о том, что в кусочнооднородном пласте, т. е. в пласте, имеющем кольцевую прискважинную зону пониженной проницаемости, восстановление давления в начальной стадии зависит от проницаемостей прискважинной и удаленной частей пласта.

При этом прямолинейный начальный горизонтальный участок (см. рис. 42, б) целиком находится внутри области пониженной проницаемости. По истечении некоторого времени периода вос-

137

становления, когда начальный горизонтальный участок по протяжении превышает радиус зоны пониженной проницаемости, на характер последующего процесса восстановления давления начинает оказывать влияние только проницаемость удаленной части пласта. Это значение времени 0 (см. рис. 42, б) лежит внутри интервала времени 2—3 мин. При построении графиков давления в полулогарифмических координатах (см. рис. 42, в) находим, что при восстановлении давления в однородном пласте все точки КВД лежат на прямолинейном участке.

При кусочно-однородном пласте КВД имеет два прямолинейных участка: начальный включает точки соответствующие моментам времени 0= 1ч-2 мин; конечный прямолинейный с точками, соответствующие времени 0 = 34-10 мин. Точка пересечения прямолинейных участков КВД (кривая 2, см. рис. 42, в) соответствует значению lg(7 + 0з)/0з = О,73. Зная время притока 7 = = 10 мин, находим значение времени 03, при котором длина горизонтального участка КРД становится равной радиусу зоны: пониженной проницаемости г3 = 6,4 м, 03 = 2,3 мин.

Итак, выявленные особенности процесса восстановления давления в кусочно-однородном пласте позволяют сделать следующие выводы.

Если точки КВД ложатся на прямолинейный участок, то КРД целиком лежит в однородной части области исследования пласта и ее наклон определяет фильтрационные свойства именно этой части пласта.

Изменение в наклоне КВД свидетельствует о том, что область влияния изменения режима испытания распространилась за пределы околоствольной зоны пониженной (или повышенной) проницаемости. Наклон второго участка КВД характеризует фильтрационные свойства удаленной части пласта.

КВД, на которой можно выделить несколько прямолинейных участков, свидетельствует о том, что пласт состоит из нескольких зон, имеющих разную проницаемость.

Наклон и протяженность отдельных участков КВД определяются гидропроводностью и размерами тех зон пласта, в пределах которых в соответствующие этим наклонам интервалы времени восстановления давления происходило расширение границы области влияния изменения режима испытания. По точкам- излома КВД можно судить о расстоянии до границ соответствующих зон пласта.

Влияние послеприточного эффекта. Эффект притока жидкости в скважину после ее остановки тем сильнее искажает КВД, чем больше объем подпакерного пространства и чем меньше дебит и сжимаемость поступающего флюида. Иллюстрацией служат кривые (рис. 43), полученные в результате моделирования работы слабопроницаемого пласта при разных значениях объема подпакерного пространства. При Кп = 0,06 м3, т. е. при небольшом объеме подпакерного пространства, КВД имеют плав- 138

Рис. 43. КВД, полученные при различных объемах подпакерной зоны Vn, м3:

1 — 0,06; 2 — 0,6; 3 — 6

Рис. 44. Схема модели испытания

«ый возрастающий характер. Пластовое давление, определенное по такой КВД, совпадает с заданным начальным пластовым давлением.

При Vn = 0,6 м3 при тех же условиях фильтрации в пласте интенсивность восстановления давления заметно падает (кривая ^). Пластовое давление в этом случае составило: по начальной КВД — 11,5 МПа, по конечной — 10 МПа, что значительно меньше заданного (истинного).

При Кп = 6 м3 получены кривые восстановления давления с малым наклоном. Когда на практике при испытании скважин получают столь незначительный прирост давления, обычно делают вывод о низкой проницаемости пласта или о том, что пласт не является коллектором. Однако, как видим, подобные КВД могут быть получены и при испытании проницаемого пласта вследствие значительного проявления «послеприточного» эффекта.

Решение задачи о восстановлении давления с учетом прискважинных факторов. Для решения задачи восстановления давления с учетом влияния скин-эффекта и послеприточного эффек-

та воспользуемся приближенным методом решения задач нестационарной фильтрации — методом интегральных соотношений, который позволяет получить решения в простой аналитической форме.

Пусть бесконечный однородный горизонтальный пласт имеет загрязненную кольцевую околоскважинную зону пониженной проницаемости кх. Глубина загрязненной зоны — г3, а проницаемость удаленной зоны — &2. Расстояние от забоя скважины до места установки пакера — Н (рис. 44).

Предположим, что вне области влияния скважины (при г> >гк) движения жидкости нет, а внутри нее давление распределено, как при стационарной фильтрации. Дебит постоянный. Тогда:

р(г) = рпл при г>гк;

РИ = рпл — q ——■ InРИ = рпл — q ——■ Inпри г3<г<гк;при г3<г<гк;(5.52>(5.52>

РИ = рпл — q ——■ In

РИ = рпл — q ——■ In

при г3<г<гк;

при г3<г<гк;

(5.52>

(5.52>

РкА =Рпл — Я 1ПРкА =Рпл — Я 1П— q In - при ГсСгСгз.

РкА =Рпл — Я 1П

РкА =Рпл — Я 1П

2nAi/i г

(5.53)(5.53)В уравнениях (5.52) неизвестна только величина гк, которая; может быть определена из уравнения материального баланса

(5.53)

(5.53)

И (О = ^к(О) — VK(0,

где V ^ — объем жидкости, извлеченной из пласта за время работы скважины; Рк(0) = л(г2к— r^^mh — объем жидкости, находящейся в области (гс — г^ пласта до пуска скважины в работу

Рпл

VK(Z) = / ^rhm^dp

Ро

— объем жидкости, находящейся в области (гк — гс) пласта в момент времени t притока.

Подставляя значения объемов в уравнение (5.53) с последующим интегрированием и упрощением, получаем уравнение для расчета гк

(5.54)(5.54)

(5.54)

(5.54)

После закрытия скважины изменяются условия перераспределения давления в призабойной зоне. На удаленных участках пласта процесс протекает, не изменяясь, как при открытом периоде. Поэтому считаем, что волна давления продолжает распространяться по закону (5.52), 140

В прискважинной зоне, как было установлено при моделировании различных условий фильтрации, кривые распределения давления в закрытом периоде испытания характеризуются выраженными прямолинейными горизонтальными участками, протяженность которых растет с ростом забойного давления.

В связи с этим будем искать уравнение восстановления забойного давления, полагая, что функция распределения давления имеет вид:

р(г) = рПл при г>гкРИ = Рпл — q —— In 2ЛЯ2«р(г)= Рпл — q —^— In 2 ля 2 лпри Гз>Г>Гх;Р {г) = рпл — q —- In 2 Л&2Ипри а>г>гс.р(г) = рПл при г>гкРИ = Рпл — q —— In 2ЛЯ2«р(г)= Рпл — q —^— In 2 ля 2 лпри Гз>Г>Гх;Р {г) = рпл — q —- In 2 Л&2Ипри а>г>гс.— при гк>г>г3; гr32лА1Агq _±_ inг32л&1Аr X— при гк>г>г3; гr32лА1Агq _±_ inг32л&1Аr X(5.55)(5.55)

р(г) = рПл при г>гк

РИ = Рпл — q —— In 2ЛЯ2«

р(г)= Рпл — q —^— In 2 ля 2 л

при Гз>Г>Гх;

Р {г) = рпл — q —- In 2 Л&2И

при а>г>гс.

р(г) = рПл при г>гк

РИ = Рпл — q —— In 2ЛЯ2«

р(г)= Рпл — q —^— In 2 ля 2 л

при Гз>Г>Гх;

Р {г) = рпл — q —- In 2 Л&2И

при а>г>гс.

— при гк>г>г3; г

r32лА1Аг

q _±_ in

г32л&1Аr X

— при гк>г>г3; г

r32лА1Аг

q _±_ in

г32л&1Аr X

(5.55)

(5.55)

В уравнении (5.55) неизвестна только величина гх — радиус прискважинной зоны постоянного давления.

Следует отметить, что при г^>г3 функция распределения давления изменится и примет вид:

РИ = рпл при г>гк;

р(г) = рпл — q-~- in2nkahр(г) = рпл — q-~- in2nkahp(r) ^Рпл — q —In 2ля2лp(r) ^Рпл — q —In 2ля2лпри ту <<r<rK;при rc<r<a,при ту <<r<rK;при rc<r<a,(5.56)(5.56)

р(г) = рпл — q-~- in2nkah

р(г) = рпл — q-~- in2nkah

p(r) ^Рпл — q —In 2ля2л

p(r) ^Рпл — q —In 2ля2л

при ту <<r<rK;

при rc<r<a,

при ту <<r<rK;

при rc<r<a,

(5.56)

(5.56)

т. e. после распространения области постоянного давления за пределы зоны загрязнения дальнейший процесс восстановления давления протекает так же, как при отсутствии загрязнения пласта.

Величину гх, как и ранее, находим из уравнения материального баланса, которое теперь примет вид (при t = Т + 0):

+ дуп(0) = vK(0) - v^n,

где У(Т) — объем жидкости, извлеченной из пласта при притоке;

AVn(6) = №с/ф[рс(0 -рс(Г)]

— объем жидкости, поступившей в подпакерную зону после закрытия скважины за время 0.

Подставляя значения объемов в исходное уравнение, находим гл, а после подстановки найденных выражений для г^ в исходные уравнения (5.55) и (5.56) получаем окончательно уравнения, определяющие изменение забойного давления в закрытом периоде испытания при 0<03, п тхл9з(1 — v) + v(7 + 0). 0з 1.

Рс (о) — Рил q - —- invln —,

4лА2/г I6з0 — т J

/ 1\0з — 1+ Г + 0InН7 ;<5-58)031 —— 1 ) + 0 — т\ V// 1\0з — 1+ Г + 0InН7 ;<5-58)031 —— 1 ) + 0 — т\ V/(5.57) или

/ 1\

0з — 1+ Г + 0

InН7 ;<5-58)

031 —— 1 ) + 0 — т

\ V/

/ 1\

0з — 1+ Г + 0

InН7 ;<5-58)

031 —— 1 ) + 0 — т

\ V/

Pc (9) = рпл —

v = W&i-, при 0>0з, где 6 — время восстановления давления, при котором область влияния скважины после ее остановки распространилась до границы загрязнения пласта; т — время задержки процесса восстановления давления, определяемое влиянием послеприточного эффекта;

т = №с//р[рс(0) — р3(Г)]—— •

Уравнения (5.57) и (5.58) при v=l и т = 0 превращаются в уравнение Сейза-Хорнера, выведенное для однородного пласта в предположении, что дебит после остановки скважины равен нулю.

Рассмотрим некоторые частные случаи процессов восстановления давления на основе уравнений (5.57) и (5.58).

Влияние скин-эффекта при отсутствии послепритока. Этот случай возможен при т->0. На рис. 45, а приведены КВД, рассчитанные по формулам (5.57) и (5.58), при следующих параметрах: рПл=Ю МПа, 0,183^— =0,5мп_, Гэ равно 1, 2, 3, 4, 5 kah л.ц.

и 6 м, ^2/^i=10, а на рис. 45,6 при г3 = 2 м и £2/^1: 0,1, 0,5, 1, 3, 10.

Анализ полученных кривых показывает следующее.

Действие зоны пониженной проницаемости отражается на КВД в виде отклонения начального участка КВД от конечного.

Отношение наклонов конечного участка КВД к начальному обратно пропорционально отношению проницаемостей удаленной и прискважинной зон пласта

Мг . kt =1

AfiкгV

142

Рис. 45. Кривые восстановления давления:а — v = ЛО, г8, м:7 — 1; 2 — 2; 3 — 3; 4 — 4; 5 — 5; 6 — 6; б — г3 = 2 м, V: 7 — 0,1; 2-0,5; 3-1; 4-3;5 — 5; 6 — 10; 7 — 20Рис. 45. Кривые восстановления давления:а — v = ЛО, г8, м:7 — 1; 2 — 2; 3 — 3; 4 — 4; 5 — 5; 6 — 6; б — г3 = 2 м, V: 7 — 0,1; 2-0,5; 3-1; 4-3;5 — 5; 6 — 10; 7 — 20

Рис. 45. Кривые восстановления давления:

а — v = ЛО, г8, м:

7 — 1; 2 — 2; 3 — 3; 4 — 4; 5 — 5; 6 — 6; б — г3 = 2 м, V: 7 — 0,1; 2-0,5; 3-1; 4-3;

5 — 5; 6 — 10; 7 — 20

Рис. 45. Кривые восстановления давления:

а — v = ЛО, г8, м:

7 — 1; 2 — 2; 3 — 3; 4 — 4; 5 — 5; 6 — 6; б — г3 = 2 м, V: 7 — 0,1; 2-0,5; 3-1; 4-3;

5 — 5; 6 — 10; 7 — 20

Время выхода КВД на конечный прямолинейный участок зависит от степени понижения проницаемости пласта v и от глубины скиновой зоны пласта г3; 0 тем больше, чем больше v и г3.

Время распространения области влияния скважины до круговой границы ПЗП при притоке равно времени, при котором область постоянного давления, образующаяся в окрестности скважины после ее закрытия, распространяется до этой же границы; 03 определяется по точке (Д) отклонения КВД от начального прямолинейного участка КВД (см. рис. 45, а).

По точке искривления КВД, построенной на полулогарифмическом графике, можно рассчитать радиус зоны пониженной (повышенной) проницаемости

Гз = У'4х03.

Выше отмечалось, что скин-эффект может быть определен приближенно по формуле (5.51). Точную же формулу, полученную Хавкинсом, до сих пор использовать было нельзя из-за того, что величины гэ и &i определять по данным исследования пласта не удавалось. Эта формула имеет вид:

(5.59)(5.59)Л’ = (-^11 In —

(5.59)

(5.59)

\ Al/ Гс

Теперь можно использовать эту формулу.

Преимущество указанного подхода при оценке показателей призабойной зоны пласта заключается в том, что теперь по известным параметрам &i и г3 можно правильнее спланировать работы по освоению скважины. Так, в случае высокого показателя S, но малой величине г3, можно ожидать, что пласт само- очистится при длительной работе скважины при освоении ее и

143

поэтому не требуются дополнительные затраты по очистке пла~ ста от загрязнения. Если же при высоком S отмечается глубокая зона проникновения фильтрата в пласт, то необходимо проводить специальные работы по активизации пласта (кислотная обработка, перфорация и пр.).

Влияние эффекта послепритока. Для анализа влияния после- приточного эффекта выделим в формуле для времени задержки процесса восстановления комплекс постоянных параметров и обозначим его через а = ur^cH^lq.

Рассчитаем КВД для параметров: рПл= Ю МПа; рНп = 0; Т= = 103 с, значения -а: 0,32, 1, 3,16, 10,0, 31,6, 100, 316, 1000 с/МПа.

Результаты расчета представлены на рис. 46. КВД имеет сильно отклоненный от прямой v=l начальный участок. Время выхода КВД на конечный прямолинейный участок определяет продолжительность влияния эффекта притока после остановки скважины. Это время тем больше, чем больше показатель а. Отсюда следует важный практический вывод: во время испытания пластов с большим объемом подпакерной зоны и при поступлении из пласта сильно сжимаемых пластовых флюидов, например газа или газоконденсатной смеси, на период записи кривой восстановления давления следует отводить больше времени, чтобы можно было получить конечный участок КВД.

Предположим, что при заданных параметрах пласта и режимах испытания, при которых получены КВД на рис. 46, время восстановления давления было равно 10 мин. В этом случае последним точкам КВД будет соответствовать значение IgU?' + + 6)/6] = 0,425. Анализируя участки КВД, ограниченные временем 6=10 мин, замечаем, что только кривые 2, 3, 4, 5, 6 имеют конечный прямолинейный участок. Кривые же 7, 8, 9, 10 не имеют конечного прямолинейного участка КВД. Следовательно, обрабатывая КВД (кривые 2—6) можно правильно рассчитать

Рис. 46. КВД, полученные с учетом влияния эффекта после притока:

Номер кривой ..,12345678910

а. с/МПа 00,3213,21031,6100316 ЮОО 3160

144

параметры пласта. Попытка обработать КВД (кривые 7, 8) обычными методами приведет к ошибочному результату.

Поскольку по мере протекания процесса восстановления давления КВД (см. рис. 46) приближается к асимптоте 1 и тем скорее, чем меньше а, то для каждой КВД существует такое значение времени 6, при котором погрешность расчета параметров пласта по конечному участку КВД с использованием методики Сейза-Хорнера не превышает допустимые значения. Известно, что для составления технологической схемы разработки нефтяных месторождений необходимо получить данные о параметрах пласта с точностью до 2—3% — по пластовому давлению, 30—35% — по гидропроводности пласта. Исходя из этого, определим по данным рис. 46 минимальные значения времени, при которых параметры пласта, рассчитанные по последним точкам КВД, находятся в допустимых пределах. Очевидно, можно принять, что это время равно времени влияния эффекта после- притока. В результате анализа получена следующая эмпирическая зависимость:

еп = 3,33 -109 . (5.60) q

Полученная формула может быть использована при интерпретации фактических диаграмм забойного давления. Если известен примерный порядок ожидаемых величин q и р (например по данным геофизических исследований), то, подставляя эти значения в формулу (5.60) можно еще до проведения испытания оценить 0п, а следовательно, правильнее выбрать время закрытого периода.

Практика показывает, что для надежной интерпретации достаточно иметь четыре точки, лежащие на прямолинейном участке с интервалом между точками 200 с, то минимальное время закрытого периода может быть рассчитано по следующей формуле:

Omin - On + 600 = 3,3-109 +6оо. (5.61) q

Эти данные можно использовать при планировании режимов испытания и интерпретации получаемых диаграмм давления.

Совместное действие двух эффектов. По уравнениям (5.57) и (5.58) рассчитаны КВД, представленных на рис. 47. Из рисунка следует, что совместное действие двух эффектов приводит к большему отклонению КВД от конечного прямолинейного участка, чем при отдельном проявлении этих эффектов. При большом показателе v действие послеприточного эффекта не наблюдается.

Для того, чтобы исключить из рассмотрения при интерпретации влияние эффекта притока жидкости в скважину, необходи- 10—1404 145

Рис. 47. КВД, искаженные совместным действием скин-эффекта и послеприточного эффекта

Рис. 48. КВД, полученные при испытании скв. 49 Хаян-Корт в интервале 5236—5266 м:

- (рс, lg(9 —т)); 2 — кРй, lg(r + + 9)/9)

мо строить рабочий график в координатах рс, lgi[(7 + 0)/(9—■ — т)]. Пунктирные кривые 2', 4' и 6' на рис. 47 именно так и построены. Эти кривые совпадают с кривыми 1, 3 и 5, т. е. получаем как бы процесс испытания без «послепритока». Построенные так КВД можно интерпретировать по обычной схеме с учетом полученных результатов.

В заключение отметим, что поскольку при интерпретации интересует не только конечный прямолинейный участок, но и начальная его часть, характеризующая параметры прискважинной части пласта, то независимо от того, намного ли больше время закрытого периода времени действия послеприточного эффекта, необходимо рабочий график КВД строить в координатах рс> lg![(7 + 9)/(9— т)] при этом «исключается» влияние притока и на начальную часть КВД.

Границу применимости формулы (5.60) можно определить из условия «практически полного» отсутствия эффекта послепритока — а<1 с/МПа, соответствующего согласно выражению (5.60) времени 9 = 45 с, т. е. той нижней временной границе, при 146

которой обычно начинают отсчет значений точек КВД при обработке диаграмм давления.

Обработка КВД в случае, когда область влияния скважины охватывает лишь прискважинную зону пониженной проницаемости. При исследовании процессов испытания было установлено, что в некоторых случаях пласт дренируется лишь на глубину зоны пониженной проницаемости. При этом на границе перехода из прискважинной зоны пласта в удаленную давление остается постоянным во всем цикле испытания. Такое явление наблюдается при исследовании высокопроницаемых пластов, имеющих очень глубокую зону загрязнения со значительным понижением проницаемости в ней.

На рис. 48 показана КВД, иллюстрирующая рассматриваемый тип кривых, которая получена при испытании скв. 49 Хаян- Корт. КВД после плавного роста переходит сразу на горизонтальный участок, что свидетельствует о том, что давление в пласте полностью восстановилось до первоначального пластового. Можно заметить также, что начальная часть КВД по виду напоминает кривые, полученные при работе слабопроницаемых пластов, когда значительно проявляет себя послеприточный эффект. В связи с этим рассматриваемый тип КВД отнесен к разновидности таких кривых, искривленных совместным влиянием двух эффектов. В этом случае разница в проницаемостях удаленной и прискважинной зон пласта настолько велика, что манометры не в состоянии фиксировать какие-либо изменения давления после того, как уровень постоянного давления распространяется на глубину зоны загрязнения пласта, поскольку эти изменения настолько малы, что они лежат за пределами чувствительности манометра.

Таким образом, результаты приведенного выше анализа можно распространить и на эту разновидность кривых давления. Непосредственно из формулы (5.57) при ^2/^i = v = oo получаем искомое выражение

и л 0зц2,з , г2с

Ре = Рпл — Ч —— 1П — = Рпл — У -^ТТ 1g —-— (5.62)

4л&1/г0 — т4л^1й4х(0— т)

при гс<г<г3 и рс>Рпл при т">Тз, описывающее процесс восстановления давления при рассматриваемом случае.

Из выражения (5.62) видно, что при 0 — т = г23/4х давление на забое становится равным первоначальному пластовому давлению. После построения кривых в координатах рс, 1g (0— т) они переходят в прямую, по наклону Mi которой также можно определить гидропроводность (проницаемость) пласта. По точке В, соответствующей времени 0В полного восстановления давления, можно рассчитать радиус зоны пониженной проницаемости

^з I/ 4x(us T) 4 I Os (Рпл Ркп) I K

(5.63)

где kh[\x, определяется по наклону КВД; m — находится приближенно, если нет сведений о ней по результатам испытаний в данной или соседних скважинах или если нет керна; р — определяется по данным отобранной пробы.

Интерпретация диаграмм давления при многоцикловом испытании скважин. В последнее десятилетие в Советском Союзе широко применяется метод испытания скважин испытателями пластов многоциклового действия. Разработан размерный ряд многоциклового оборудования: в СевКавНИПИнефти — МИГ-146, МИГ-127, МИГ-80, МИГ-65, во ВНИИНПГ — МИГ-95. В США многоцикловые испытания проводят с помощью испытателей фирм «Джонсон», «Лайнс» и др.

С точки зрения совершенствования технологии испытания скважин преимущества применения многоцикловых испытателей пластов связаны с возможностью осуществления этим оборудованием периодического проворачивания бурильной колонны непосредственно в процессе исследования пласта, не нарушая режим его испытания. Поэтому вероятность прихвата бурильных труб в процессе испытания сведена до минимума, и в связи с этим общая продолжительность исследования пласта может быть увеличена.

С точки зрения расширения возможностей гидродинамического метода исследования пласта в процессе бурения многоцикловое испытание (в отличие от других методов исследования) дает возможность более достоверно определять параметры пласта, так как расчет параметров ведется по нескольким КВД и есть возможность сравнивать полученные результаты. Если в процессе испытания фильтрат вымывается промывочной жидкостью из прискважинной зоны пласта, т. е. происходит уменьшение скин-эффекта, или если снижается пластовое давление вследствие истощения замкнутой пачки испытываемого объекта, то эти особенности хорошо выявляются при испытании пласта в несколько циклов. При этом результаты обработки КВД могут отличаться друг от друга. Изменение расчетных величин pM и khl^ свидетельствует о динамике изменения этих параметров при испытании.

При интерпретации КВД, полученных при многоцикловом испытании, начиная со второй КВД 1, следует учитывать влияние предыдущих циклов испытания на последующие.

Выведем выражения для расчета параметров пласта по и-ой КВД. Для первой КВД /, в случае отсутствия влияния скин-эффекта и послеприточного эффекта, расчетным выражением считается формула Сейза-Хорнера.

148

Рис. 49. Схема распределения давления в пласте при двухцикловом испытании в процессе:1 — притока (ABDEF); 2 — восстановления давления {A'B'C'D'E'F')Рис. 49. Схема распределения давления в пласте при двухцикловом испытании в процессе:1 — притока (ABDEF); 2 — восстановления давления {A'B'C'D'E'F')

Рис. 49. Схема распределения давления в пласте при двухцикловом испытании в процессе:

1 — притока (ABDEF); 2 — восстановления давления {A'B'C'D'E'F')

Рис. 49. Схема распределения давления в пласте при двухцикловом испытании в процессе:

1 — притока (ABDEF); 2 — восстановления давления {A'B'C'D'E'F')

Рассмотрим процесс при втором закрытом периоде. Выберем кривую распределения давления по тому же принципу, что и в предыдущих анализах. На рис. 49 схематично показано распределение давления в пласте в момент времени Ti + 01<Л + + 01 + Г2 второго периода притока (кривая 1 — ABDE), описываемое уравнениями

Р = рпл — qР = рпл — q4^kh4^khInInл + е + /01+ ^л + е + /01+ ^— ^2— ^22ккк2кккInIn

Р = рпл — q

Р = рпл — q

4^kh

4^kh

In

In

л + е + /01+ ^

л + е + /01+ ^

— ^2

— ^2

2ккк

2ккк

In

In

при Гс<г<Гк,'2;

Р = рил — </1Р = рил — </14лМ4лМ, Т1 -[- 0 -р t.

Р = рил — </1

Р = рил — </1

4лМ

4лМ

In —!при rK,'2<r<rx,i;

6i +t

Р = рил — <71 In ——— при гx,i<r<rK,i;

4з.ккга

Р = рпл При Г>ГКд,

где Т — текущее время второго открытого периода; гкд, гк,2 — радиусы контуров питания первого и второго циклов испытания

^кд —У '4x1 (Т i + 61 + Т), гк/2 — V^^;

гл,1 — радиус горизонтального участка кривой распределения давления при восстановлении давления в первом цикле испытания

rx,i — 4x(6i + 7);

^i и ^2 — дебиты соответственно в первом и втором циклах испытания.

После закрытия скважины во втором цикле испытания распределение давления в пласте будет иметь вид (кривая 2) — A'B'C'D'E'F'

р = рс при гс<г<гх,2;

Р Рил <71Р Рил <71Р п 4- 01 + ?2 + 6„ и

Р Рил <71

Р Рил <71

Ш 4л&/г01 + Т^ + 04лМ

X 1П—^ г2X 1П—^ г2при г х,! <г<к,2;при г х,! <г<к,2;р = рпл — qiР = РпЛ Qiр = рпл — qiР = РпЛ QiР jn 7i +01 + 72 + 04тскк01 +74 + 0Р jn 7i +01 + 72 + 04тскк01 +74 + 0При Гк,2<'Г<Гх,Г,При Гк,2<'Г<Гх,Г,—^In —-"д4ukhг2 .—^In —-"д4ukhг2 .При г х ,1<г<гкЛ;При г х ,1<г<гкЛ;

X 1П—^ г2

X 1П—^ г2

при г х,! <г<к,2;

при г х,! <г<к,2;

р = рпл — qi

Р = РпЛ Qi

р = рпл — qi

Р = РпЛ Qi

Р jn 7i +01 + 72 + 0

4тскк01 +74 + 0

Р jn 7i +01 + 72 + 0

4тскк01 +74 + 0

При Гк,2<'Г<Гх,Г,

При Гк,2<'Г<Гх,Г,

—^In —-"д

4ukhг2 .

—^In —-"д

4ukhг2 .

При г х ,1<г<гкЛ;

При г х ,1<г<гкЛ;

Р = рпл при Г>Гк,Ь

где 6 — текущее время второго закрытого периода: гк,1 = y^4x(Ti + 61 + Т2 + 6);

г к,2 = V 4х ^Т 2 + 6);

П,1 = У%^Т2 +61 + 0).

В этой системе уравнений неизвестна зависимость rx ,2 = f (6), которая определяется, так же как и ранее, с применением метода материального баланса

Гх ,2 = V4x6.

Окончательно выражение для определения забойного давления во втором закрытом периоде испытания принимает вид

Р,.2 = р„л —0,183 -£khР,.2 = р„л —0,183 -£kh71 + 01 + 7г + 001 + 7г + 071 + 01 + 7г + 001 + 7г + 0— 721g— 721gТ2 + 0 \0/(5.64)Т2 + 0 \0/(5.64)

Р,.2 = р„л —0,183 -£

kh

Р,.2 = р„л —0,183 -£

kh

71 + 01 + 7г + 0

01 + 7г + 0

71 + 01 + 7г + 0

01 + 7г + 0

— 721g

— 721g

Т2 + 0 \

0/

(5.64)

Т2 + 0 \

0/

(5.64)

Аналогично этому можно получить выражение для zz-го закрытого периода

s т5 + п£*0/-! + о

Рс,2 = Рпл — 0,183—^ 2 qi\^—— *(5.65)

kh. j—гnn

S 7/+ 2 01 + 0

/=i + ij = i

где 0 — текущее время л-го закрытого периода.

При 71 = 7г = ... = 7п = 7 последнее выражение принимает более простой вид

р.с.п = Рпл — 0,183 —— khр.с.п = Рпл — 0,183 —— kh2 1gi = l2 1gi = l2 I, + ”2 0/-i + 6 /=1j=i2 Г/ + ”£ 01 + 0 /=i+i/=,2 I, + ”2 0/-i + 6 /=1j=i2 Г/ + ”£ 01 + 0 /=i+i/=,(5.66)(5.66)

р.с.п = Рпл — 0,183 —— kh

р.с.п = Рпл — 0,183 —— kh

2 1g

i = l

2 1g

i = l

2 I, + ”2 0/-i + 6 /=1j=i

2 Г/ + ”£ 01 + 0 /=i+i/=,

2 I, + ”2 0/-i + 6 /=1j=i

2 Г/ + ”£ 01 + 0 /=i+i/=,

(5.66)

(5.66)

Как указывалось в работе [8], выражения (5.64) — (5.65) могут быть получены методом суперпозиции, как это сделано в работах П. С. Лапшина, Мак-Элистера и др.

Применяемый в данной работе приближенный метод построения решений задачи о восстановлении давления позволяет получить также уравнения восстановления давления при многоцикловом испытании с учетом скин-эффекта и послеприточного эффекта.

Для второй КВД уравнение имеет вид:

при 0>0з

pc,2 = рпл — 0,18372pc,2 = рпл — 0,18372цk2hцk2h

pc,2 = рпл — 0,18372

pc,2 = рпл — 0,18372

ц

k2h

ц

k2h

03

v'lgv'lg

v'lg

v'lg

03 I 1 ) + У2 til (Рс,1 Ркп.1) + 0

\ V/

+ 1g+ 1g9$и9$и1 + г2 + о1 + г2 + о\ V/0з [— 1 ) + 0 — ОСг(рс,2 — Ркп,г)\ V/0з [— 1 ) + 0 — ОСг(рс,2 — Ркп,г)

+ 1g

+ 1g

9$и

9$и

1 + г2 + о

1 + г2 + о

\ V/

0з [— 1 ) + 0 — ОСг(рс,2 — Ркп,г)

\ V/

0з [— 1 ) + 0 — ОСг(рс,2 — Ркп,г)

и при 0<О3

= р„„ —0,183.7—^ k2h

63 (— l^+n + Oi + T’a + Q

\ v )

v'lg Т—хГ

0з I — 1 ) + 91 4- Т2 -|- 0 — di ^рсд — ркп,1) \ V/

+ ig e^l^^ir + e) _ vlg в»' 030 СС2(Рс,2'—Ркп,2^

где 71/72 = V.

Эти уравнения громоздки при использовании в практических расчетах. Они допускают упрощения. В самом деле, членом в3 (1/v—1) можно пренебречь в первых логарифмических членах этих уравнений, так как отношение 93ЦТ1 + 61 + Г2 + 0) по мере роста 0 стремится к нулю. Можно пренебречь также членом ai(pC)i — ркпл), так как он ограничен по величине и при 0->оо принимает свое предельное значение а1(рпл — Ркпд), в то время как члены (Л 4- 01 + Т2 + 0) и (01 + Т2 +0) возрастают и вскоре значительно превышают члены, характеризующие после- приточный эффект.

С учетом этих упрощений уравнения для л-го закрытого периода несколько упрощаются и принимают следующий вид:

при 0<03

Рс,п — Рпл 0,183Рс,п — Рпл 0,183кНкН2 9dg<=12 9dg<=1t=lП —1n —1s Т/ + 2 ef + e /=«+it=lП —1n —1s Т/ + 2 ef + e /=«+i

Рс,п — Рпл 0,183

Рс,п — Рпл 0,183

кН

кН

2 9dg

<=1

2 9dg

<=1

t=l

П —1n —1

s Т/ + 2 ef + e /=«+i

t=l

П —1n —1

s Т/ + 2 ef + e /=«+i

+ 9„lg e,(i-v)+v(r„ + 6)+ v?Jg ^ 1 (567)

030 Ctn(pc,n Ркп.п) J

У^-на +0-1l=i2 ^ilgH= 1n —1n —1S Tj— 5 0,-0 7=<+lУ^-на +0-1l=i2 ^ilgH= 1n —1n —1S Tj— 5 0,-0 7=<+lи при 0>03

У^-на +0

-1l=i

2 ^ilgH

= 1n —1n —1

S Tj— 5 0,-0 7=<+l

У^-на +0

-1l=i

2 ^ilgH

= 1n —1n —1

S Tj— 5 0,-0 7=<+l

Pc,n = Рпл — 0,183 —— kh.

03 |— i 4- тn 4- 0

+ ^Ig —

03 I ' 1 ) 4~ 0 «П (рС,П Ркп.п) \ V/

где 0 — текущее время л-го периода восстановления давления;

лг2с//р

Приведенные выше расчетные выражения можно использовать для обработки любой КВД при многоцикловом испытании.

Определение расстояния до прямолинейной границы пласта. Радиус исследования скважины. В естественных условиях неоднородности в пласте в результате действия продолжительных геологических процессов возникают вследствие: осадконакопления, напластования, эрозии и т. д. Существуют различные типы неоднородности в пласте: неоднородность коллектора, тектониче- 152

ские нарушения, участки пласта с непостоянной мощностью, пласт может быть неоднородно насыщен пластовой жидкостью. При испытании неоднородных пластов методом восстановления давления информация о виде неоднородности пласта определяется по характеру искривления КВД.

Несмотря на то, что общий цикл исследования скважин в процессе бурения весьма непродолжительный по сравнению с обычными исследованиями, по данным испытания все-таки удается иногда определить резкие неоднородности в пласте, например типа прямолинейного сброса, находящиеся в зоне дренирования скважины.

Д. Р. Хорнер получил выражение для восстановления давления на стенке скважины при работе пласта, экранированного прямолинейной границей большой протяженности, которое имеет вид:

„0fс / r2cW₽\/г2ст^ф\ 4л£йL к4^(7+ 0))к4А0/

г, 7 a2muB \„ / a2mu.B П

— ЕЛ —— ЕЛ— ’(5.6

к ^(т + о)/ к &о Л

где а — расстояние от прямолинейной границы до скважины. При малых значениях времени 0 и х-<0,01

Рс — Рпл qРс — Рпл q(5.69)(5.69)и Гт Л+_0 /Е^РЛ

Рс — Рпл q

Рс — Рпл q

(5.69)

(5.69)

4лЛЛ [0Л kT

При больших значениях 0 исходное выражение принимает вид

Рс — рпл qРс — рпл q—^— in 1±12n^/t0—^— in 1±12n^/t0(5.70)(5.70)

Рс — рпл q

Рс — рпл q

—^— in 1±12n^/t0

—^— in 1±12n^/t0

(5.70)

(5.70)

Из выражений (5.69) и (5.70) следует, что КВД в начальный промежуток времени восстановления давления должна иметь наклон в 2 раза меньше, чем в конечный.

Если при обработке фактической КВД образуется два прямолинейных участка с соотношением наклонов их 1:2, то это признак того, что в области исследования пласта имеется прямолинейная непроницаемая граница. Эта особенность была использована Д. Р. Хорнером для разработки метода определения расстояния до границы по данным КВД. Им была получена следующая формула:

= In= InТ ОперТ Опер

= In

= In

Т Опер

Т Опер

а2тцВя"

которая при —— <3 принимает более простои вид

a — 0,75 |/ иОпер ^ ^ g ’ (5-71) где Опер соответствует точке пересечения прямых, образованных конечным участком КВД.

Следует отметить, что при расчете расстояния до барьера по формуле (5.71) на преобразованной КВД необходимо иметь два прямолинейных участка.

Ранее нами было получено уравнение восстановления забойного давления, учитывающее влияние кольцевой прискважинной зоны пониженной проницаемости, и дана формула для расчета глубины этой зоны. При отношении проницаемостей двух зон, равном 2, очевидно КВД должна вести себя так же, как если бы испытывался пласт с прямолинейной непроницаемой границей, расположенной на расстоянии а — г3 от скважины. На рис. 50 приведены КВД, рассчитанные по формуле (5.68) — для пласта (^ = 0,25 мкм2), имеющего прямолинейный барьер на расстоянии а = 10 м от скважины (кривая /),ипо формулам (5.57) и (5.58) —для кусочно-однородного пласта при гэ=10 м, ^1 = 0,25 мкм2, Л2 = 0,125 мкм2 (кривая 2).

Кривые близко расположены относительно друг друга (см. рис. 50). Максимальное отклонение кривых 0,05 МПа, что составляет 0,5% при рпл= Ю МПа.

Отсюда вытекает следующее. КВД, получаемые при исследовании пластов с прямолинейным непроницаемым экраном и с кольцевой околоскважинной зоной, проницаемость которой в 2 раза превышает проницаемость самого пласта, имеют аналогичный вид. Поэтому расстояние до прямолинейной границы можно рассчитать по формуле:

Рис. 50. КВД, рассчитанные по формулам:

/ — (5.68); 2 -(5.57), (5.58)

Гз —4Х10отк,

где ботк — время отклонения КВД от начального прямолинейного участка.

Приведенная формула для расчета расстояния до прямолинейной границы в пласте имеет преимущество перед известной формулой —■ для расчетов не требуется получение второго прямолинейного участка на полулогарифмическом графике, т. е. достаточно иметь начальный прямолинейный участок и зафиксировать начало отклонения КВД от первого прямолинейного участка.

Итак, установлено, что по кривым восстановления давления, в отличие от кривых притока, точнее определяются условия фильтрации жидкости в пласте (проницаемые свойства пласта в прискважинной и удаленной зонах, радиус загрязнения пласта, расстояние до резких неоднородностей в пласте, истощаемые свойства пласта). По кривым притока находят только среднюю проницаемость в зоне исследования. Поэтому область исследования пласта следует определять по данным КВД.

Например, если все точки КВД на полулогарифмическом графике ложатся на прямую линию, то можно утверждать, что в области пласта, ограниченной радиусом ги = у4х0, пласт однороден. Если КВД претерпевает излом с соотношением наклонов, образуемых прямолинейных участков 1:2, то это значит, что в области исследования пласта гс<гОи имеется прямолинейная граница, расстояние до которой можно рассчитать по формуле (5.71).

В общем случае все геометрические параметры пласта в области исследования можно определить по данным КВД с использованием формулы, учитывающей влияние скин-эффекта, которая имеет вид:

+ 4+ 4^2тцр^2тцр(О-бз).(О-бз).(5.72)(5.72)

+ 4

+ 4

^2

тцр

^2

тцр

(О-бз).

(О-бз).

(5.72)

(5.72)

При 0 = 0з определяется радиус призабойной зоны пласта; при 6 = 0отк — расстояние до резких неоднородностей в пласте; при 0 = 02 — радиус исследования пласта.

Следует отметить, что в случае проявления эффекта притока жидкости в скважину после ее остановки, как отмечалось выше, графики КВД необходимо строить в координатах pCl lg[(7 + 0)/ /(б-т)].

При этом координаты точек отклонения КВД на оси абсцисс будут соответствовать значениям lg[(r + 6,)/(63 — т3)1 и lg[(7 Е б»™)/(Оотк — тотк)] по данным которых находятся 03 и 0,>ти.

Для освещения большой области исследования пласта необ ходгшо планировать испытание с максимально возможным вр^ моном восстановления давления.

Порядок расчета параметров пласта при двухцикловом испытании. Поскольку наиболее распространенной схемой ведения работ с ИП стало двухцикловое испытание, то целесообразно определить область возможного использования полученных здесь выражений для расчета параметров пласта именно применительно к таким схемам. В этих схемах первый цикл обычно отводится для «механического» замера пластового давления, второй — для отбора представительного образца пластовой пробы и регистрации качественной КВД для расчета по ее данным параметров пласта.

Возможность расчета параметров по второй КВД с применением метода Сейза-Хорнера основана на предположении, что перед проведением второго цикла испытания давление в пласте установилось до начального статического уровня и на процесс испытания во втором цикле не оказывал влияние первый цикл.

Указанное предположение во многих случаях выполняется на практике, так как после кратковременного первого периода притока 71 = 34-5 мин следует относительно продолжительный закрытый период 01 = 304-60 мин.

Однако анализ большого числа испытаний показывает, что значительное место среди них занимают и те, в которых время первого периода притока составляло 20—30 мин и продолжительности отдельных открытых и закрытых периодов оказывались соизмеримыми по величине. В таких случаях обработка конечной КВД обычным образом без учета влияния первого цикла приводит к значительным погрешностям при определении параметров пласта.

Определим погрешности расчета основных параметров пласта при обработке конечной КВД обычным образом. Воспользуемся более точной формулой (5.64), описывающей процесс восстановления давления во втором закрытом периоде с учетом влияния на него первого цикла испытания.

Расчет параметров пласта по формуле (5.64) аналогичен расчету по формуле Сейза-Хорнера. Для этого следует точки КВД, отснятые с диаграмм давления, нанести на график

Р=, v1g л + е^+Д, + ] Л±е . в, + Т, + 0 S

Затем по последним точкам, нанесенным на график, необходимо провести прямую, пересечение которой с осью давления дает величину пластового давления, а по величине наклона прямой определяется гидропроницаемость пласта.

Поскольку формула (5.64) точнее описывает процесс восстановления давления в пласте во втором закрытом периоде, то задаваясь различными значениями параметров, входящих в эту формулу, были получены «идеальные» КВД. Затем эти кривые были обработаны по методу Сейза-Хорнера. Результаты срав- 156

Отклонение параметров от заданных, ■%

Соотношение периодов

о

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

(М/ц)р (^W)3

62 = 0,572

5,0

8,75

12,5

16,5

20,0

-——--100

(Жц)з

02 = 72

02 = 272

10,0

17,5

17,5

30,0

30,0

47,5

40,0

62,5

47,5

85,5

(Рпл)р— (Рпл)з1АЛ

02 = 0,57г

2,75

5,50

8,75

12,0

15,5

(рпл)3

02 = 7г

0г = 272

2,12

1,25

4,25

2,75

6,00

3,75

8,5

5,0

10,7 6,0

Примечание. (/гк/ц)р — расчетная величина гидропроводности; (&/г/ц)3 — заданная величина гидроп|ров-одност|и; (рпл)р — расчетная величина пластового давления; (РдЛ)з — заданная величина пластового давления.

нения, полученных так параметров пласта в зависимости от параметра ia = Vig —61 + ^2 , даны в табл. 8.

91 + Га

Полученные данные свидетельствуют о том, что чем больше значение параметра а, тем больше погрешность определения параметров пласта. Отклонение расчетного значения гидропроводности пласта от заданного составило 85,5% при ц = 0,5 и 6 = 27; отклонение расчетного значения пластового давления составило 15,5% при о = 0,5 и 6 = 0,57.

Анализ полученных результатов показывает, что погрешность расчета параметров пласта по формуле Сейза-Хорнера не будет превышать 17,5% при расчете гидропроводности и 2,75% при расчете пластового давления, если о<0,1. Очевидно, последнее условие может служить критерием применимости формулы Сейза-Хорнера, так как указанные значения отклонений параметров находятся в допустимых пределах [8].

Проиллюстрируем сказанное несколькими промысловыми примерами. В табл. 9 приведены сопоставления результатов расчета параметров пласта по формулам Сейза-Хорнера и (5.64) при обработке КВД, полученных при испытании скв. 221 Октябрьская, скв. 3 Минеральная и скв. 105 Ястребиная. Максимальное отклонение величины пластового давления во втором примере 1,75%, гидропроводности 46,3%.

Данные табл. 9 наглядно убеждают в необходимости учета влияния первого цикла испытания на второй, особенно в случаях значительного изменения дебитов, что отмечается при интенсивных притоках за счет значительного изменения величины депрессии и в тех случаях, когда время первого и второго периодов притока соизмеримо по величине.

Поэтому методика интерпретации второй КВД по существу сводится к выбору в зависимости от типа полученной кривой и величин параметров а й <т тех илй иных координат для постро-

1

£

Интервал испытания, м, !площадь

Т

7

V

a

Пластовое давление рпп, МПа

Гидропровод- НОСТЬ, &/1/Ц, (м3/с)/ТПа

по формулам

i

по формул а м

О о""

их

221

5220—5300, Октябрьская

666

183

3,65

0,328

49,0

49,3

0,71

2,06

3,81

46,3

3

5000—5067, Минеральная

4150

319

13,2

0,53

62,3

63,4

1,75

3,84

6,80

43,5

105

4606—4570, Ястребиная

766

766

1,0

0,1

63,8

63,8

10,02

140

15,9

13,0

ения рабочего графика. Значения точек КВД наносят на график р, Х[, где Xi определяется по одной из приведенных ниже формул:

Xi =Xi =ig ^±-6 ;еig ^±-6 ;е 9i Ti 4~ Qi -f- Та -р 09г ^g 01 -р Та -р 9х3 = 1g ;0-т 9i Ti 4~ Qi -f- Та -р 09г ^g 01 -р Та -р 9х3 = 1g ;0-т+ 1g+ 1gл + о. о ’л + о. о ’(5.73)(5.73)

Xi =

Xi =

ig ^±-6 ;е

ig ^±-6 ;е

9i Ti 4~ Qi -f- Та -р 0

9г ^g 01 -р Та -р 9

х3 = 1g ;

0-т

9i Ti 4~ Qi -f- Та -р 0

9г ^g 01 -р Та -р 9

х3 = 1g ;

0-т

+ 1g

+ 1g

л + о. о ’

л + о. о ’

(5.73)

(5.73)

+ lg Z1+.0 ;9 —т+ lg Z1+.0 ;9 —т9i j„ Ti + Qi + Та + 0

+ lg Z1+.0 ;

9 —т

+ lg Z1+.0 ;

9 —т

9291 + Та -р 0

х5 = 1g 6; х6 = lg(9— т).

Порядок выбора координат для построения графика КВД и сведения о получаемых характеристиках пласта приведены в табл. 10.

Методика предусматривает использование в расчетах не только точек конечного участка КВД, но и точек начального искривленного участка кривой, по данным которого определяются параметры прискважинной части пласта,

О ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДИК ИНТЕРПРЕТАЦИИ

ДИАГРАММ ДАВЛЕНИЯ

Рассмотренные выше методики определежия параметров пла ere предусматривают возможность вести расчеты по кривым W

Выбор координат для построения графика КВД

d и

й 8е

Координата при

Определение параметров пластов

Степень

Возможные

к

^ ч в

исследования объекта

рекомендации

S

V

А

о

е>

со

I

<1

хх

х2

+

4

+

4

—

+

Полное

—

II

<1

х2

4

4-

4

+

»

При высоком по-

>1

-г3

Х&

4-

+

4-

+

+

казателе S при

заканчивании сква-

жины необходима активизация ПЗП

ш

<1

х2

4

+

+

4

+

»

—

>1

-^3

Х4

+

4

4

4

4-

»

—•

>1

——

—

—

*~—

—

—

—

Результаты

Повторение испы-

неопреде-

тания с увеличени-

ленные

ем депрессии и времени Т

IV

<1

л"з

4

— -

4

4

4

■"

Неполное

Активизация ПЗП

>1

х8

х9

+

4

+

4

—

и повторение испытания

Примечание. Т]пот

— потенциальная продуктивность.

притока и по кривым восстановления давления. Было показано, что по кривым восстановления давления можно точнее определить параметры пласта, чем по кривым притока. При этом по КВД, помимо проницаемости и пластового давления, дополнительно определяются параметры загрязнения пласта (степень понижения проницаемости в призабойной зоне пласта и радиус загрязнения), а также можно найти расстояние до «аномалии» в пласте и точнее оценить радиус исследования пласта.

Однако при испытании не всегда удается записать кривую восстановления давления, а в некоторых случаях по данным КВД нельзя определить параметры пласта из-за того, что последняя либо отражает «мгновенный» рост давления, когда по КВД невозможно проследить за динамикой изменения давления после закрытия скважины, либо оказывается недовосстановив- шейся, по которой можно сделать только приближенную оценку фильтрационных характеристик пласта.

Кривая притока характеризует интенсивность поступления жидкости в бурильные трубы. По данным КП можно рассчитать среднюю проницаемость пласта. Поэтому при отсутствии КВД по КП можно найти параметры призабойной зоны пласта.

С использованием методик УфНИИ и Э. Б. Чекалюка возможно определение параметров только при условии, что кривые притока получены при поступлении жидкости в односекционную колонну бурильных труб. Приведенные выше методики позволя-

159

ют вести расчеты по нескольким участкам КП, полученным во время притока жидкости в многосекционную колонну бурильных труб.

На примере расчета параметров пласта по диаграмме давления, полученной при испытании скв. 710 Старогрозненская, покажем возможности уже рассмотренных методик.

Скважина испытывалась в интервале 4821—4960 м. Конструкция низа скважины и компоновка бурильной колонны схематично показаны на рис. 51. Конструкция низа скважины: 168-мм колонна спущена до глубины 4438 м, 114-мм хвостовик — 4438— 4821 м, диаметр открытого ствола — 91 мм, его интервал 4821— 4960 м. Скважина заполнена промывочной жидкостью удельного веса 16,1 кН/м3.

На глубине 4400 м установлен глубинный манометр. Бурильные трубы перед испытанием были залиты до устья водой. Испытание проводилось в один цикл: открытый период — 506 мин, закрытый период — 894 мин. Манометр записал диаграмму давления, показанную на рис. 51,6.

При испытании на устье наблюдался перелив 6 м3 залитой воды. При подъеме инструмента из бурильных труб отобраны пробы газа и смеси нефти с глинистым раствором. После пуска скважины в работу давление в трубах сначала возрастало в течение 220 мин, затем — стало уменьшаться. Это объясняется тем, что в начале притока в бурильные трубы из подпакерного пространства поступал глинистый раствор, а затем после прорыва пластового флюида в трубы из подпакерной зоны начала поступать облегченная смесь, состоящая из нефти, газа и глинистого раствора, в результате чего давление в трубах начало уменьшаться. Это подтверждается следующими расчетами соответственно для состояний притока 1—4 (см. рис. 51, в).

На рис. 51 показано состояние притока, когда поступившая из подпакерной зоны жидкость заполнила полностью нижнюю секцию бурильных труб. Удельный вес поступившего за этот период флюида

= Pi-Po . + W4; = 46,7.10«-44J 0^ + 104=I6.104 Н/мз_ Hv 442

Удельные веса поступившего флюида и промывочной жидкости равны. Следовательно, в начале притока в трубы поступал только глинистый раствор из подпакерной зоны.

Интенсивность поступления глинистого раствора уменьшалась после его перетока из первой секции во вторую (второй участок КП). Полагая, что в это время в трубы продолжал поступать глинистый раствор, находим его высоту во второй секции труб

АЯ2160АЯ2160= 82 м.= 82 м.р2 — Р1 . АН = 47,2 -106—46,7 • 10еугр —уз ’21,61 • 104—1 ■ 104

АЯ2

160

АЯ2

160

= 82 м.

= 82 м.

Рис. 51. Обработка диаграммы давления по скв. 710 Старогрозненской:

« — кривая восстановления давления; б — компоновка бурильной колонны и конструкция низа скважины; в — кривая притока; г — обработка КП

И — 1404

Удельный вес поступившей в трубы смеси определим, исходя из следующего уравнения:

рз = pl + Hi | у см — Угр н (?гР — Ув)],

У см —У см —рз — р3Hiрз — р3HiFiF2FiF2/Ув Угр I/Ув Угр I45,3-106—47,2 -10645245,3-106—47,2 -106452++18,837,3'18,837,3'•104 — 1,6-104 х•104 — 1,6-104 хУсм —Усм —— 1 = 0,79-104 Н/м3.— 1 = 0,79-104 Н/м3.

У см —

У см —

рз — р3

Hi

рз — р3

Hi

Fi

F2

Fi

F2

/

Ув Угр I

/

Ув Угр I

45,3-106—47,2 -106

452

45,3-106—47,2 -106

452

+

+

18,8

37,3'

18,8

37,3'

•104 — 1,6-104 х

•104 — 1,6-104 х

Усм —

Усм —

— 1 = 0,79-104 Н/м3.

— 1 = 0,79-104 Н/м3.

После полного вытеснения «пачки» глинистого раствора во вторую секцию интенсивность понижения давления в трубах уменьшается. Зная общий (полный) объем отобранной пробы V = 6 м3, находим объем жидкости, отобранный на последнем этапе притока

V4 = Vo — (Vi + V2 + V3); V4 = 6—(0,875 + 0,875+

+0,311) =3,936 m3,

v. = y3 = 0,875 m3;

V = ^H2F2; V = 83,5-37,3-10~4 = 0,311 m3.

Отсюда определим объем столба смеси, поступившей во вторую секцию

= V4?F2;

№2 = 3,936/(37,3-10~4) = 1080 м3.

43,8-106—45,3-106108043,8-106—45,3-1061080Тогда

43,8-106—45,3-106

1080

43,8-106—45,3-106

1080

Р-> — РЗ |

?см “ ~777 + Vai Тем —

Д/7 2

+ 104 = 0,861-104 Н/м3.

Как видно, расчетные удельные веса смеси, поступившей в бурильные трубы (в 3 и 4 состояниях притока), совпадают. Это позволяет считать, что выбранная схема притока жидкости отражает истинные условия движения жидкости в трубах.

Для определения гидродинамических параметров пласта сначала определим емкостные характеристики бурильных труб:

УпУзУпУзС, = - ^-IP. 4 =3,13-IO"7 м3/Па;

УпУз

УпУз

16-10 я—10-Ю3

п 37,3-10 4 с7

С2 ; С2 = : = 6,22-10-7 м3/Па

п —Уз16-Ю3—10-Ю3

С3С30,86-104—1,6-104+0,86-104—1,6-104+18,8-10-4

С3

С3

0,86-104—1,6-104+

0,86-104—1,6-104+

18,8-10-4

— 1,6-104—1,0-104)

37,3-10~4 v

= —4.29-10-7 м3/Па,

С4 = —^—. С4 =Усм—УвС4 = —^—. С4 =Усм—Ув37,3-10~40,86-104—1,0-Ю437,3-10~40,86-104—1,0-Ю4= — 26,7-10 ’7 м3/Па.= — 26,7-10 ’7 м3/Па.

С4 = —^—. С4 =

Усм—Ув

С4 = —^—. С4 =

Усм—Ув

37,3-10~4

0,86-104—1,0-Ю4

37,3-10~4

0,86-104—1,0-Ю4

= — 26,7-10 ’7 м3/Па.

= — 26,7-10 ’7 м3/Па.

Полагая, т = 0,1, р= 10—3 1/МПа, Л=139 м, по формуле (2.21) находим безразмерные параметры

Сб1 = 1,79-103; Сб2 = 3,51-103;

С63 - -2,43-103; Сб4 = -1,5-103.

После построения кривой притока в полулогарифмических координатах и нанесения ее на график эталонных кривых (рис. 51, г) определим гидропроводность (при /=100 мин и /б = 600):

-^- = /б—^L 600-0,1 • 10~3-10~6 • 139 X

иt и

0>0452 = 2 81-10~12м'3^с

100'60’Па

Теперь определим параметры пласта по кривой восстановления давления.

Дебит жидкости 7 = 6/506-60= 1,98-10-4 м3/с. Гидропроводность пласта (при Л12= 1,34 МПа/л., см. рис. 51)

^L\ =0,183 Д2АДД.4 =27-Ю-12 ——— •

\ И Л1,34-10еПа

Гидропроводность прискважинной части пласта (Л11 = = 6 МПа/л. ц.)

—=0,183 I’98—4 =6,04-1012 - -3/с - '

g Л6,0-Ю6Па

иКак видно, гидропроводность пласта, определенная по кривой притока, оказалась в 2 раза меньше гидропроводности, найденной по КВД.

। / 4 ( W+ 1 у m^h। / 4 ( W+ 1 у m^hРадиус загрязнения пласта

। / 4 ( W+ 1 у m^h

। / 4 ( W+ 1 у m^h

= 13,5 м= 13,5 м/4 6,04-10-1425-60 0,1 ■ 10-310-6 -10

= 13,5 м

= 13,5 м

при 03 — 125 мин.

Кривая восстановления давления имеет «излом» на конечном участке, что свидетельствует о наличии «аномалии» в области исследования пласта

Га = "f^ 10 [6,04.10"2-125+27.10"12(506—125)1-51,5 м

при 0а — 506 мин.

Радиус исследования пласта

и V —771 Оз + (0 —0з);

m^h, L\ Ц /1\ Н /2

Ги = 1/ 1^2 6,04 -1012 -125+27 -1012(894—125) -71,9 м,

o,i-io-i°-iov 7

где h — эффективная мощность проницаемой части пласта ^h = = 10 м); 0з, -0а, 0 — время распространения области влияния скважины соответственно до границы загрязнения пласта и границы смены однородности и полное время исследования объекта.

Значения 03 и 0а определены по данным точек излома КВД на рабочем графике. Итак, из данного примера видно, что объем информации, полученной по данным кривой восстановления давления, полнее характеризует область исследования пласта, чем сведения, полученные по кривой притока. По кривой притока удалось также установить условия поступления жидкости в бурильные трубы и точнее определить параметры поступившего флюида, что невозможно было сделать при анализе КВД.

ПРИМЕНЕНИЕ ЭВМ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ

При разработке новых, более совершенных методик расчета параметров пласта по данным диаграмм давления приходится сталкиваться с необходимостью усложнения расчетных формул, так как всякие попытки математического описания процессов испытания с учетом всего разнообразия факторов, существенно 164

влияющих на процесс испытания (неоднородность пласта, характер вскрытия, изменяющаяся депрессия, ступенчатая форма колонны и т. д.) приводят к громоздким выражениям. Для облегчения ручного счета и повышения точности расчетов, приходится разрабатывать программы выбора расчетных зависимостей для обработки диаграмм давления, которые определяют, в каких случаях следует применять упрощенные формулы, а в каких — более сложные.

В целом же всякие попытки создать универсальную и практически удобную в работе методику ручного счета, учитывающую возможные ситуации, встречаемые при испытании, по-ви- димому, неосуществимы.

Перспективы совершенствования способов интерпретации результатов испытания связаны с привлечением средств вычислительной техники. Во-первых, при использовании ЭВМ снимаются ограничения на применение сложных и громоздких методик расчета параметров пласта; во-вторых, открывается возможность применения численного расчета при непосредственном обращении к дифференциальному уравнению фильтрации, а не к многочисленным его решениям. Кроме того, появляется возможность использовать в расчетах всю информацию об изменении давления при притоке и восстановлении давления, что весьма затруднено в методиках ручного счета.

Методика численного моделирования процесса испытания

Дифференциальное уравнение фильтрации (5.1) для упрощения алгоритма программы представляем в виде

—— [хДх) -dP 1.(5.74)

дх [ дх Jдх

где

х = 1п(г/гс)/1п(гк/п),

а = 1п(г/гс),

х/(х) = ^(х)/(тц|3).

Аппроксимация уравнения (5.74) в конечной форме (в соответствии с рис. 52):

мм(5.75)

м

м

-5^-5^JW-pJW-pДа:>Д1Да:>Д1

-5^

-5^

JW

-p

JW

-p

Да:

>Д1

Да:

>Д1

Рис. 52. Модель элемента пласта

ГДе др — Pli±izz_Ph_ • дР — Pkj ~ р^1 .

Oxkx ’ dtМ ’

x(x)j,3+i = х(х) для Х3 < х < Xj+i;

3-1.5 = К^) ДЛЯ Xj-iCX<Xj.

(5.76)(5.76)Упрощая последнее равенство, получаем следующую систему уравнений

(5.76)

(5.76)

AjPki-i + ^5ph5 + Cjpbj+i = DjPjh ’,

ркз = р^ь Xj); j = 0, 1, 2 ... n;

к = 0, 1, 2 ...;

Xj = /Дх; tk = кМ.

Постоянные коэффициенты в уравнениях (5.76) определяются следующим образом:

I) для /=1, 2, 3, ..., п—1, ^>0

. _ ки_\ . „ _' (khi-Y + k1+lJ аЧгс^ах5\х\.

•*3 * *у 3(—” | ”“I j

/тгцр\ ттгцрМ /

2n/t&o,iA^ h—i.

■Co ” » C'o — •—po ,

цсаAx

IV) для j = n; /г>0 (граничное условие на контуре питания)

Л = 1; В = — 1; С = 0; D = 0,

где С = Сп — при моделировании процесса притока; С = Св — при моделировании процесса восстановления давления.

В случаях, когда радиус загрязнения г3 (или приведенный радиус загрязнения х3) не совпадает с одним из значений Xj, в соответствии с разбивкой пласта на элементарные концентриче- .ские окружности, коэффициенты Aj, Bj, С, и Dj для переходной зоны от прискважинной части пласта в удаленную зону пласта примут вид:

для случая, когда узловая точка / находится в загрязненной зоне, а соседняя точка / + 1 — в незагрязненной зоне

/у 2 *-2 _ р2 <ХХ.

А = -у В = —ф — v Ах2;

АГ

/у 2 #■ 2 р 2 ct х.

-^ = +ф,=-! Ах2,

кз ,Х/+1 — х/

•у = ; ф = ;

каХ3 — X;

Н~ Х/+1 — Хз

для случая, когда узловая точка j находится за пределами зоны загрязнения, а соседняя с ней точка j— 1 —в зоне загрязнения,

а 2 у 2 а х.

.Aj = 6, Bj = 1 — 0 —Ах2;

>^2 у2 р2 д х.

Cj = +1, Dj = --с- Ах2;

„а xi ^/-1

По описанной схеме разработаны алгоритмы и программы, которые позволяют воспроизвести любые процессы испытания при самых разных условиях фильтрации жидкости в пласте и движения жидкости в скважине и бурильных трубах.

Методика интерпретации на основе численного моделирования

В зависимости от типа полученной диаграммы давления и данных отобранного флюида, а также данных о скважине, оборудовании и технологии испытания выбираются исходные параметры для моделирования. Задаваясь величинами параметров пласта и насыщающей его жидкости (&п, ^з, га, рил, т, ^р, ц) и параметрами скважины (rc, rT, к, б/шт) моделируется (воспроизводится) процесс испытания при тех же режимных параметрах, что и при фактическом испытании (7% 0z, Дро).

Методика численного моделирования основана на решении дифференциального уравнения фильтрации (5.5) при условиях, определяемых выражениями (5.6)— (5.13).

Заметим, что исходные параметры моделирования &n, ^3, г3, рпл неизвестны и их необходимо определить в результате анализа данных диаграмм давления. Очевидно произвольный выбор этих показателей для расчета давлений при первой итерации может привести к большому отклонению сравниваемых кривых, усложнить и удорожить расчеты (привести к неопределенности определения истинных пластовых параметров, потребовать выполнения большого числа итераций, так как диапазон изменения параметров проницаемости, радиуса загрязнения и пластового давления велик).

Выбор начальных параметров для моделирования можно было бы сделать на основе альбома типовых диаграмм, для которых установлены диапазоны возможных изменений параметров пласта. Однако при машинной интерпретации для этого понадобилось бы составлять специальные программы распознавания диаграмм давления и определения машинным путем их типа.

Наиболее приемлемый путь оптимального выбора указанных параметров связан с предварительным расчетом этих показателей по какой-либо из существующих методик. При этом даже при получении (по одной из выбранных методик) ошибки при определении параметров на 100% найденный результат будет ближе к искомому, чем при полном отсутствии каких-либо данных о пласте.

В табл. 11 приведены данные, показывающие возможности применения различных методик, рассмотренных выше. В табл. И в колоннах 3—9 знак «плюс» означает, что параметр определяется по данной методике, знак «минус» — параметр не определяется; в 10—11 знак «плюс» — участок кривой используется при анализе и расчете параметров; знак «минус» — не используется; в графах 13—14 знак «плюс» — методика не чувствительна к ошибкам, связанным с использованием данного параметра или показателя, а знак «минус» — методика чувствительна.

Из табл. И видно, что необходимый набор параметров может быть определен только по методике, учитывающей присква- 168

Таблица 11

Информативность методик определения параметров пласта

Методика

Обработка асривых

Ошибки опреде-ления парамет-ров, связанныес неточностью'‘расчетов

восстановления давления

точек

р. а

ййй

I 2 I 3 | 4 | 5 | G | 7 | 8 | 9 | Ю | Ц *| 12 | 13|14

УфНИИ

Э. Б. Чекалюка

Ч. А. Кохлхаса Д. Р. Хорнера Мак-Кинли

М. Л. Карнаухова

На основе численного моделирования

жинные факторы. Поскольку в этой методике предусматривается интерпретация двух прямолинейных участков, то известные программы машинной обработки КВД, которые предусматривают на основе среднеквадратичных зависимостей нахождение некоторой «средней» прямой, проходящей через все точки КВД, неприемлемы.

В связи с этим предлагается следующий порядок машинной обработки КВД. Все точки «сортируются» по определенным признакам и выявляются совокупности точек диаграммы давления (КВД), обладающие одинаковыми или (близкими) признаками. Показателем, характеризующим положение точки на графике, является относительное ее смещение от соседней точки, что можно определить по се координатам рь Xi и тангенсу наклона Mi прямой, проведенной через данную и соседнюю точку КВД.

Для того, чтобы без вмешательства оператора, с помощью программы выявить совокупность точек, через которые можно было бы провести прямые (для определения проницаемостей прискважинной зоны и удаленной зоны пласта), каждая точка КВД проверяется на «сопоставимость» по признакам с соседними точками и выявляется число «похожих» точек по формуле:

Ni^ ^ (Мг-Мг±!г)/Мг,

А = 1

где проверка сопоставимости сравниваемых точек по отношению

169

к i-й точке влево (знак «минус») и вправо (знак «плюс») проверяется до тех пор, пока будет соблюдаться условие

\Mi — Д±№<6,

где д — допустимое отклонение наклонов сравниваемых точек; к — номер точки в отчете от сравниваемой.

Если нанести полученную совокупность значений Nt, i на соответствующий график, то очевидно кривая, проведенная через нанесенные на график точки будет иметь один, два или три максимума.

Точка Nt = Nmax имеет наибольшее число близлежащих «похожих» точек и поэтому соответствующие ей значения 9Z-, Xi, Mi можно брать за основу при расчете величин пластового давления и проницаемости удаленной части пласта, как наиболее достоверно характеризующие условия фильтрации в удаленной части пласта. Второй максимум соответствует точке, наиболее полно характеризующей фильтрационные свойства призабойной зоны пласта.

Расчет параметров пласта на основе численного моделирования

После нахождения исходных параметров для моделирования в соответствии с методикой численного расчета характеристик рассчитываются коэффициенты Ai, Bi, С^ Di модели пласта и устанавливаются начальные и граничные условия, после чего воспроизводится процесс испытания и получают информацию об изменении давления, зафиксированными глубинными манометрами. При этом могут быть варианты отклонения точек кривых давления (рис. 53).

Все точки расчетной диаграммы 1 лежат ниже точек фактической диаграммы давления 2 (см. рис. 53,а). Все точки кривой притока лежат ниже фактической кривой притока, а КВД расчетная пересекается с фактической (см. рис. 53,6). Все точки •расчетной диаграммы давления КП лежат выше точек КП фактической диаграммы давления, а КВД расчетная пересекает фактическую КВД (см. рис. 53, в). Все точки расчетной КП и КВД лежат выше точек фактической КВД и КП (см. рис. 53, г).

Очевидно показателями отклонения точек фактической и расчетной кривых давления могут быть средние величины отклонений участков кривых, где оно имеет один знак (либо положительный, либо отрицательный).

В табл. 12 приведены данные о возможных отклонениях кривых и правила изменения параметров моделирования для максимального снижения величины отклонения сравниваемых кривых.

.170

Рис. 53'. Разновидности отклонений расчетной и фактической диаграмм давлений

Таблица 12

Номер рисунка

Отклонение кривой притока

Отклонение КВД

Отклонение конечной точки

КВД

Направление изменения параметров

начального участка

конечного участка

троницае- мости

пластового давления

1

12

/3

14

5

6

7

53, а

+

+

53,6

—

—

+

+

53, в

+

+

+

+

—

—

53,г

+

+

—

■—

—

+

В табл. 12 в графах 2—5 знак «минус» означает, что среднее отклонение сравниваемого участка кривых (см. рис. 35,6) имеет отрицательное значение; знак «плюс» — отклонение имеет положительное значение; в колонках 6 и 7 знак «минус» — прони-

цаемость или пластовое давление следует уменьшить для сравниваемого варианта кривых; знак «плюс »— увеличить по сравнению с найденными значениями по предварительным расчетам.

При этом среднее отклонение точек на участках кривой притока, начальном и конечном участке КВД может быть найдено по формуле

«

6 = “ .2 (Р^Ф — Рьр) ,

где п — число точек на рассматриваемом участке диаграммы давления; pt^ и pt^ — давления для i-ых точек соответственно фактической и расчетной кривых.

Для последней точки КВД определяется величина и знак отклонения давлений, так как по величине этого отклонения корректируется пластовое давление, закладываемое в модель при последующем шаге моделирования. Величина отклонения

^Рк = Р*,ф — Рк.р.

Точность моделирования и интерпретации численным методом зависит от заданных величин допустимого отклонения б*. Если б<б* и Ap<CAp*, то можно считать, что требуемая точность интерпретации достигнута.

Величина изменения проницаемости и пластового давления зависит от степени отклонения расчетного б и заданного б*, а также расчетного Ар и заданного Др*.

Скорректированные значения проницаемости к и пластового давления могут быть вычислены по следующим формулам

к = к ——-и р'пл = Рпл I ± >

\ б* /\ Ар* /

где знаки «плюс» или «минус» берутся в соответствии с данными табл. 12 (графы 6 и 7).

Корректировка кривых давления выполняется до тех пор, пока не будет достигнуто желаемое совпадение кривых давления.

При определении основных параметров пласта проницаемости, скин-эффекта, пластового давления, а также объема отобранного флюида и дебита, находят потенциальные характеристики скважины: дебит при фонтанировании и продуктивность, с которой будет работать скважина после очистки призабойной зоны пласта.

Блок-схема программы расчета параметров пласта

На рис. 54 приведена блок-схема программы расчета параметров пласта с использованием данной методики. Программа

Рис. 54. Блок-схема программ расчета параметров пластаРис. 54. Блок-схема программ расчета параметров пласта

Рис. 54. Блок-схема программ расчета параметров пласта

Рис. 54. Блок-схема программ расчета параметров пласта

разработана так, что все промежуточные подпрограммы, выполняющие отдельные этапы расчета, запускаются и контролируются при работе одной управляющей программой. Итак, управляющая программа (/) выполняет функции определения производных гидродинамических параметров и запись их на магнитные носители для использования другими обрабатывающими программами.

Порядок работы программы расчета параметров пласта следующий.

После получения заявки на решение задачи управляющая программа запускает подпрограмму формирования исходных данных для расчета параметров. Если ВЦ работает в автоматизированной системе и управляет строительством скважин, где организованы сбор и накопление всей информации о ходе бурения скважин в базе данных, то исходные параметры для рассматриваемой задачи извлекаются из базы данных подпрограммой формирования исходных данных для расчета параметров (2). Если такая система отсутствует, то все необходимые сведения о скважине, технологии бурения и другие учитываются в заявке на решение задачи.

После получения сообщения о подготовке необходимых исходных данных для расчета параметров управляющая программа запускает подпрограмму расчета параметров по методике.

В результате расчета параметров пласта &п, &3, г3 и рПл, о чем получает сообщение управляющая программа, запускается подпрограмма уточненного расчета на основе численного моделирования, если по условиям заявки требуется получение параметров с высокой степенью точности.

Если требуется высокая точность определения параметров, то Данные, полученные программой, используют для расчета осталь-

ных показателей пласта (дебит фактический и потенциальный, скин-эффект, продуктивность и т. д.).

Точность воспроизведения процесса испытания численным методом проверяется также управляющей программой, которая в зависимости от требований заявки по степени точности и достоверности получения параметров задает предельные отклонения исходной и расчетной кривых давления.

После достижения необходимой точности расчета параметров запускается подпрограмма расчета выходных параметров (дебит, скин-эффект, продуктивность и т. д.).

Подпрограмма формирования выходных форм обеспечивает распечатку полученных данных в соответствии с условиями заявки на интерпретацию и формами выдачи заключений о проведенном испытании, построение графиков диаграмм давления, исходной и полученной в результате работы программы интерпретации. Этот совместный график диаграмм давления прилагается к заключению о проведении испытания и является наглядным свидетельством точности воспроизведения процесса на ЭВМ.

Таковы роль и функции отдельных подпрограмм расчета параметров пласта в системе вычислительного процесса переработки информации о процессах испытания.

Проблемы применения машинных методов обработки результатов испытания на производстве

Обращение к машинным методам интерпретации диаграмм давления вызвано желанием облегчить работу операторам по громоздким вычислениям, которые требуются при использовании существующих методик. Разработано множество программ расчета параметров пласта по методикам Д. Р. Хорнера, П. С. Лапшина, Н. Ф. Рязанцева, Я. Б. Чекалюка и др. Однако в производственном режиме применение этих программ связано с существенными затруднениями, а именно: необходимостью в дополнительных операциях в подготовке перфолент, перфокарт (требующих соответствующих корректировок, редактирования и т. д.), при пользовании вычислительными средствами коллективного пользования возникают временные задержки в пропуске программ. Причем основные затраты в подготовке данных для машин связаны не с самой информацией по испытанию, а с дополнительными данными по скважине, оборудованию, режимам, времени работ и т. д.

В итоге эффект от автоматизации процессов вычисления становится ничтожным. Проще оказывается выполнение несложных вычислений ручным способом, а с оснащением производственных служб простыми калькуляторами типа «Электроника» многие задачи стало возможным решать и с их помощью. В пер- 174

спективе с применением персональных компьютеров рассмотренные методы машинной обработки могут быть реализованы на их основе. Обращение к мощным вычислительным средствам может быть сделано только на том этапе развития бурового производства, когда будут комплексно решены задачи сбора и накопления информации по всему процессу строительства скважин, т. е. создана автоматизированная система управления буровыми производственными процессами. Тогда наиболее предпочтительная программа расчета показателей испытания (и не только эта программа, а и многие другие программы, связанные с подготовкой, проведением испытаний и т. д.) будут находиться в «библиотеке» программного обеспечения КИВЦа, и обращение к ЭВМ станет естественной несложной процедурой, требующей ввода только данных, касающихся исследования пласта.

Если непосредственно на буровой будет установлена система оперативного управления процессом бурения и испытания, оснащенная бортовой мини-ЭВМ, терминальным устройством (например типа СГТ, МКУБ и т. д.), то в таком режиме работы возможно и применение уже созданных программ (непосредственно на буровой), так как вычислительные средства станций контроля и управления ориентированы на выполнение вычислительных операций непосредственно в процессе бурения скважин.

При использовании мощных вычислительных машин применение простых методик счета становится малоэффективным, так как все время пользования машиной уходит на ввод и вывод информации, а собственно расчет длится секунды. Поэтому, если учесть, что весь расчетный аппарат для обработки материалов испытания создавался в период отсутствия быстродействующих вычислительных машни и рассчитан на ручной счет, и в связи с этим зачастую разработчики стремились дать простые зависимости, для чего делали массу упрощений и приближений при решении дифференциальных уравнений, то с появлением ЭВМ и доступностью пользования ими ситуация резко меняется. На основе ЭВМ возможно выполнить за несколько минут расчеты не по готовым, упрощенным формулам, а прямо на основе дифференциального уравнения, тем самым исключая саму постановку вопроса о достоинствах тех или иных многочисленных методик расчета параметров. Поэтому в настоящее время в отсутствии развитой системы автоматизированного управления производственными процессами строительства скважин разработанная программа расчета параметров пласта по результатам испытания может использоваться с большим эффектом для исследовательских целей.

Г Л А В A VI

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИСПЫТАНИЯ

НА ОСНОВЕ СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ

И УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ИССЛЕДОВАНИЯ

СОЗДАНИЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ

И УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ИСПЫТАНИЯ

Существующая технология и методика выполнения операций с испытателями пластов на трубах (ИПТ) не предусматривает какие-либо специальные системы наземного контроля и регистрации параметров испытания в процессе непосредственного проведения исследования пластов. О характере процессов оператор судит лишь по данным изменения нагрузки на крюке, фиксируемой индикатором веса, и ориентировочно определяет интенсивность притока по напору выходящего воздуха из бурильных труб. О фактически протекаемых процессах исполнители работ узнают после завершения испытания, подъема оборудования на поверхность и извлечения бланков глубинных манометров. Если выясняется, что при испытании не были выполнены все намеченные технологические режимы исследования (нарушение пакеровки, несрабатывание клапанов, промыв отдельных узлов ИПТ и т. д.) или же выбранные режимы оказались неудовлетворительными (недостаточно отобрано пластовой жидкости, кривая восстановления давления имеет только начальный участок и т. д.), то операция закончилась некачественно или же вообще неуспешно.

Поэтому весьма существенным считается создание и оснащение технологических средств, применяемых при работе с ИПТ, специальными системами контроля и регистрации процессов для того, чтобы получать более значимую информацию о забойных процессах.

Немаловажным является и создание систем автономной регистрации забойных параметров, не ограничиваясь фиксированием только изменения давления (как это делается в существующих системах применяемых с ИПТ), но и записью данных об изменении вязкости, температуры, плотности, электропроводности и других параметров поступающей на забой смеси.

Использование наземных средств контроля позволяет принимать оперативные решения по изменению режима исследования, дает возможность непосредственно в процессе исследования оценить насыщенность и продуктивность испытываемого объекта, а главное — определить момент времени о достаточности полученной информации, либо о необходимости увеличить продолжительность исследования сверх установленной планом.

Комплексная интерпретация результатов исследования по Данным записи изменения на забое давления, температуры, вяз- 176

кости, а также данных устьевых замеров (дистанционных) позволяет повысить информативность и достоверность работ с ИПТ, К наземным средствам контроля можно отнести приборы, показывающие и регистрирующие на протяжении длительного периода по сравнению, например, с ГИВ:

нагрузку на крюке в течение всего процесса исследования;

давление в трубах;

расход поступающей жидкости;

компонентный состав газа в поступающей смеси (воздухе).

Возможно также эффективное использование дистанционных систем контроля за процессом поступления жидкости на забое путем спуска на кабеле в трубы прибора, имеющего датчики давления, температуры, плотности жидкости. Однако последнее требует применения специальных устьевых устройств для пропуска прибора с кабелем в трубы, герметизации труб и т. д.

Существенным при анализе и интерпретации результатов испытания считается обязательный отбор представительных проб жидкости, данные о фактическом составе которых также позволяют повысить достоверность и информативность исследований.

Автором совместно с Э. Е. Лукьяновым, В. М. Осадчим, В. Ф. Антроповым с 1981 г. выполнялись научно-исследовательские работы по поиску рациональных схем контроля и управления за процессами испытания на основе существующих в бурении систем регистрации наземных и скважинных параметров, а также исследования, направленные на создание специальных устройств и приборов для работы с испытательным оборудованием.

В системе контроля и управления процессами испытания применены следующие приборы (рис. 55). Прибор автономный комплексный ПАК-4, предназначен для измерения и регистрации в; цифровой и аналоговой форме давления, температуры, плотности и вязкости флюида в пластовых условиях (разработка ВНИИГИС).

Измеритель нагрузки — прибор для измерения веса инструмента на крюке, включающий датчик веса (применяемый в станции контроля процессов бурения АСПБ), который устанавливается на «мертвом» конце каната талевой системы, аналоговый регистратор с встроенной измерительной схемой и органами; уп:- равления типа КСП-4 АР-4 (разработка треста Мегионнефтегео'- физика).

Уровнемер — прибор для измерения уровня жидкости в трубах во время притока включает: датчик ДПВ-2, принцип измерения которым основан на изменении частоты колебания кварцевой пластины при сжатии воздуха в трубах при притоке, частотомер для измерения частоты колебания кварцевой пластины: (разработка АО ВНИИГНИ).

Комплексная аппаратура «Фонтан» предназначена для регистрации давления, температуры, плотности и влагосодержания: 12—14041777

Рис. 55. Схема расположения оборудования и средств контроля при испытании ИПТ:

1 — датчик нагрузки; 2 — датчик уровня; 3 — технологический модуль; 4 — бурильные трубы; 5— Прибор «Фонтан»; 6, 14 — глубинные манометры; 7 — запорно-поворотный клапан; 8 — пробоотборник-накопитель; 9 — испытатель пластов; 10 — пакер; И — фильтр; 12 — ПАК-4; 13 — исследуемый пласт; 15 — хвостовик

флюида. Для обеспечения исследований с помощью аппаратуры «Фонтан» используется станция для исследования эксплуатационных скважин «Аист» на базе самоходного подъемника ПК-2 (разработка ВНИИНПГ). Регистрация осуществляется на аналоговых регистраторах типа КСП-4 (АР-2) и КСПЛ (АР-3), которые входят в измерительный модуль (модуль изготовлен в Самотлорской специализированной экспедиции).

Для обеспечения исследований с помощью аппаратуры «Фонтан» применяется специальная устьевая головка, которая обеспечивает:

■ герметизацию устья скважины и пропуск аппаратуры «Фонтан»;

сообщение скважинного манифольда с полостью бурильных труб;

контроль и отвод от устья скважины потока пластового флюида;

закачку жидкости в бурильные трубы;

■ вращение колонны труб.

Данные, получаемые с применением вышеперечисленных приборов, позволяют определить и дать следующую информацию.

Диаграммы нагрузки, фиксируемые датчиками нагрузки, отображают весь процесс выполнения работ, начиная со спуска ИПТ в скважину, собственно исследования пласта и затем подъем оборудования на поверхность.

178

Такая диаграмма нагрузки на крюке, записанная в большом масштабе во времени, представляет собой полезную информацию о выполнении операции, по существу являясь хронометром всех работ, проводимых при испытании. По таким диаграммам легче воспроизвести всю последовательность работы на буровой. Поэтому они хорошо дополняют недостающую информацию, регистрируемую глубинными манометрами, где процесс записывается в настолько мелком масштабе, что при интерпретации возникают большие затруднения в оценке последовательности работ. Теперь же более оправдано включение манометра в работу только на период исследования, и нет необходимости фиксировать весь процесс спуска оборудования в скважину, заливку труб жидкостью, а также процесс подъема оборудования, восстановления циркуляции и т. д.

Однако этим функции датчиков не ограничиваются: они дают полезную информацию о протекаемых процессах на забое во время исследования. Если инструмент при перемещении по стволу скважины не испытывает больших сопротивлений, связанных с контактом труб со стенками скважины, то все изменения, происходящие на забое, будут фиксироваться при изменении нагрузки на крюке (при использовании чувствительных датчиков нагрузки). Такая ситуация наблюдается при выполнении операций в вертикальных скважинах. Больших сопротивлений движению колонны и при работе в наклонных скважинах не возникает при использовании облегченного инструмента при выполнении операций в колонне, в случае спуска труб в скважину значительно опорожненных.

Заметим, что и при возникновении больших сил сопротивления при движении колонны в скважине удается фиксировать на устье изменение забойных процессов, особенно при притоках высокой интенсивности. При этом необходимо проводить испытание с подвеской колонны на крюке в течение всего процесса без установки его в клиньях или на ротор элеватором. Только в этом случае может быть зарегистрировано изменение веса наземными датчиками нагрузки.

Наконец, при выполнении интерпретационных работ теперь представляется возможным вести обработку диаграмм давления и нагрузки совместно. При этом существенно повышается точность расчетов за счет использования более полной информации о процессе.

Диаграммы расхода вытесняемого воздуха из труб позволяют судить об интенсивности заполнения труб жидкостью и поэтому можно своевременно, непосредственно в процессе исследования принять решение об изменении режима испытания: либо* увеличить время притока, либо сократить, но зато увеличить длительность восстановления давления. Выбор режимов исследования при наличии сведений об интенсивности поступления'

жидкости в скважину и изменении забойного давления делается в соответствии с известными рекомендациями [8].

Данные расхода вытесняемого воздуха используются также при интерпретации результатов испытания, при этом оценка изменения дебита при испытании и определение суммарного накопления жидкости точнее. Датчики расхода вытесняемой жидкости при исследовании с переливом служат для тех же целей, что и датчики расхода воздуха. Поскольку же при вытеснении жидкости на поверхность можно непосредственно наблюдать за количеством и расходом поступающего флюида, например при работе через мерную емкость, то проконтролировать точность записи расхода в этом случае всегда возможно. Следовательно, точность расчета параметров при выполнении операций по данной схеме более высокая.

Датчики газосодержания фиксируют содержание газа в смеси воздуха, а также компонентный состав отдельных углеводородных фракций, дают также весьма ценную информацию о притоке, а именно о времени прорыва газа через столб буферной жидкости. Компонентный же состав газа позволяет судить о характере насыщения пласта.

Хромотограммы тоже становятся полезной дополнительной информацией при интерпретации результатов испытания, позволяющие судить о характере продвижения пластовых жидкостей по колонне труб, а следовательно о количестве газа в смеси, газовом факторе.

Наконец, чувствительные датчики давления, устанавливаемые на устьевой головке, позволяют получить информацию о поступлении жидкости в трубы. При этом скважину на устье периодически закрывают, в результате чего датчики фиксируют рост давления в пустой полости труб, заполненной воздухом.

Итак, рассмотренный комплекс датчиков, устанавливаемых на устье, и регистрирующей аппаратуры позволяют существенно повысить качество исследования за счет более совершенного способа замера показателей процесса исследования и оптимизации управления исследованиями.

Г дубинные манометры, как и в обычной схеме испытания, считаются основным средством, регистрирующим динамику изменения давления на забое и в трубах во время исследования. Поскольку техника замера давлений, обработки диаграмм давления и расчета параметров пласта достаточно отработана многолетней практикой применения ИПТ, то нет никаких оснований для снижения их роли даже в связи с созданием приборов, регистрирующих комплекс параметров (давление, температуру, удельный вес, вязкость), а также процесс на устье.

Однако при наличии дополнительных приборов теперь создается возможность ориентировать работу глубинных манометров только на запись процесса исследования пласта без необходимости обязательной записи процесса спуска и подъема обо- 180

рудования, так как регистрация этих процессов более эффективно теперь ведется измерителями нагрузки на поверхности. Итак, включение в работу манометров непосредственно перед открытием клапана ИПТ позволяет в большем масштабе фиксировать процесс и выполнять более продолжительный замер давления. При интерпретации результатов испытания данные трубного давления сопоставляются, сравниваются и дополняются данными замера параметров аппаратурой «Фонтан», уровнемером, при необходимости также измерителем нагрузки.

Данные, регистрируемые забойным манометром, дополняются данными прибора ПАК-4 и при совместной интерпретации рассчитываются параметры пласта.

Рассмотрим структуру системы и ее функционирование: получение, переработку и принятие решений в процессе и по окончании испытания.

Схема (рис. 56) предполагает выполнение анализа и интерпретации и принятия решений на трех иерархических уровнях управления.

На первом уровне управления анализ материалов и принятие решений производится непосредственно на буровой во время проведения исследования. Наличие средств контроля и непрерывная регистрация параметров нагрузки и расхода жидкости (датчиками нагрузки, уровнемером), а также изменения давления, температуры, плотности, влагосодержания (например, аппаратурой «Фонтан») позволяют по мере накопления информации оперативно анализировать исследования, определять надежность работы скважинного оборудования, оценивать свойства поступающего флюида, а также ожидаемые характеристики пласта. При необходимости принимаются решения об изменении режимов процесса с целью его оптимизации. При наличии на буровой мини-ЭВМ возможен непрерывный контроль и расчет параметров на ее основе.

На втором уровне управления принятие решения о последующих работах в скважине после завершения испытания производится органом управления буровым предприятием (УБР, экспедиции). Из-за удаленности буровой от базы расположения УБР результаты испытания предварительно анализируют непосредственно на буровой сразу после подъема испытательного оборудования. При этом на основе экспресс-методов при ручном расчете или с применением ЭВМ предварительно оценивают результаты исследования и по каналам связи передают на уровень органа Управления предприятием, где принимается решение о ведении дальнейших работ.

На третьем уровне управления выполняется комплексный анализ результатов испытания с привлечением данных геофизических, геохимических и других исследований ранее выполненных в данной скважине. Кроме того, используются данные анализа отобранных проб жидкости в физико-химической лабора-

181

Производственная база

Физико-химическая лаборатория

Данные об испытании, полученные на скважине

1. Проба пластового флюида

2- Диаграммадавления

3- Диаграмманагрузки

4. Данные ДВН-2.

5, Данные"Фонтан"

6. Магнитная пента

ПАК-4

Принятиеоперативныхрешений,средстваПредваритель-

заключение поданнымэкспресс-анализа

Предварительное

заключение

I

Интерпретационнаяслужба

МиниЭВМ

Орган управления производственным предприятием (экспедиция, УБР

информации

Фонд геофизической

кивц

Оперативный Iанализ данных,|получаемых при-исследовании I

Управляющаякоманда подальнейшимработам

Окончательное

заключение по

Управляющая

команда подальнейшемуисследованию

результатам

испытания

Потребители информации (Главк, ПО, УБР, экспедиции, НИИ др.)

Рис. 56. Схема получения, переработки информации и принятия решения в процессе и по окончании работ с ИПТ

тории. По результатам комплексной интерпретации всей информации по скважине делается окончательное заключение об испытательном объекте с определением характера его насыщения, свойств пластового флюида, фильтрационных параметров пласта, фактической и прогнозной продуктивности скважины. Все расчеты при принятии решений целесообразно делать с применением электронно-вычислительной аппаратуры.

С применением ЭВМ обрабатывают результаты только отдельных видов исследования: данных диаграмм давления, ПАК-4. Комплексный же анализ результатов выполняется службой геофизического треста (бурового предприятия и т. д.).

Результаты окончательного заключения направляются на более высокий уровень управления (производственное объединение, главк), а также предприятиям потребителям информации: НГДУ, геофизический трест, территориальный научно-исследовательский институт, где принимают окончательные решения.

УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ ИССЛЕДОВАНИЯ

Исходные предпосылки. Задачи, решаемые оператором в процессе исследования, включают: определение надежности срабатывания клапанных узлов испытательного оборудования; обеспечение герметичности бурильных труб и узлов КИИ и надежности пакеровки; оценка объема и типа поступающей пластовой жидкости, а также интенсивности роста забойного давления после остановки скважины и ожидаемой величины пластового давления.

Если первые две задачи связаны с обеспечением технической успешности выполнения операции, то вторые две направлены на повышение информативности исследования за счет оптимизации режима исследования.

Открытие впускного клапана испытателя должно сопровож- даться появлением движения воздуха в трубах при неподвижном уровне жидкости в затрубном пространстве. В случае интенсивного притока надежность срабатывания клапанов и герметичность системы определяются именно указанными признаками. На кривой нагрузки при этом наблюдается увеличение веса. В случае испытания пласта низкой проницаемости эти признаки уже недостаточны для того, чтобы убедиться в открытии впускного клапана испытателя. Замер объема поступившей жидкости в трубы можно сделать только чувствительным датчиком давления, если не применена более сложная система контроля — аппаратура «Фонтан».

Управление на основе измерителя нагрузки и уровнемера. Регистрация процесса поступления жидкости в трубы и восстановления забойного давления возможно с применением чувствительных датчиков веса и давления, устанавливаемых на устье.

При этом по величинам изменения нагрузки и давления оценивается объем и удельный вес жидкости поступающей в трубы; во многих случаях можно определить интенсивность роста давления при закрытии скважины.

В основу расчета параметров притока по диаграммам нагрузки и давления положены следующие предпосылки. При притоке и восстановлении давления за счет изменения действующих давлений в трубах изменяются гидравлические выталкивающие- усилия на колонну труб, которые отражаются на показаниях индикатора веса.

Для односекционной колонны изменение нагрузки на крюке определяется следующим образом:

AG = ДрД, (6.1)

где (Ар — прирост давления в трубах за счет поступления жидкости при притоке, Ар = h^; h —• высота подъема жидкости в трубах; у — удельный вес поступившей жидкости; /г — площадь гидравлической неуравновешенности низа колонны труб.

Исходя из этого соотношения можно найти зависимость для: определения высоты и объема поступившей жидкости:

Ак = AG/(fiy);

V = &G№, (6.2)

где /т — площадь внутреннего сечения труб.

Используя приведенные выражения, оператор непосредственно в процессе проведения операции контролирует высоту подъема жидкости в трубах, объем и дебит пластового флюида. Неизвестен здесь только удельный вес поступившего флюида, который для практических оценок можно принимать равным: удельному весу воды.

Для двухсекционной колонны (наиболее часто используемой для испытания скважин) изменение действующих выталкивающих усилий при притоке может быть определено по формуле:.

AG = ApiAf + Apafr,

где Api — изменение перепада давления на колонну труб в месте стыка двух секций; Ар2 — изменение перепада давления на низ колонны труб (в месте соединения с комплектом КИИ); А/ — увеличение внутреннего сечения верхней секции труб по' отношению к нижней.

В общем случае Api и Ар2 не одинаковы, если в трубы поступает жидкость, удельный вес которой отличается от залитой жидкости.

Отметим, что как и на кривых давления притока, на кривых нагрузки также наблюдаются «точки излома», соответствующие моментам времени перехода уровня поступающей жидкости из 184

одних секций труб в другие. Эта важная особенность регистрируемых диаграмм нагрузки дает возможность непосредственно определить объем и дебит жидкости во время испытания, так как объем заполняемой пустой части нижней секции труб известен до начала испытания (если залита предварительно только часть нижней секции труб). Тогда

4 = </7, (6.3)

где h, Y — соответственно высота незаполненной части и площадь внутреннего сечения нижней секции труб; Т — время, при котором наблюдается «излом» на кривой нагрузки, связанный с подъемом уровня залитой жидкости до уровня стыка двух секций труб.

При этом возможно определение и удельного веса поступающей смеси

Ч = МЗЩтНу (6.4)

Все вышеприведенные рассуждения могут быть учтены для операций, проводимых в условиях незначительного влияния сил сопротивления движению колонны труб в скважине, что возможно в скважинах с небольшим углом наклона. Кроме того, для •фиксирования на устье сил, действующих по неуравновешенной поверхности низа труб, необходимо вести операцию при неразгруженном инструменте, т. е. после установки пакера следует снять механическую нагрузку с клапанов.

При работе в наклонных скважинах передача сигналов об изменении выталкивающих нагрузок устьевым регистратором имеет более сложный характер. Но и в этих случаях, как правило, устьевые датчики нагрузки фиксируют изменение веса колонны за счет подъема уровня жидкости по колонне и перехода из секций меньшего диаметра в секции большего диаметра. Как показали расчеты и практические наблюдения, силы сопротивления для участка полупустой колонны труб не оказывают существенного влияния на передачу изменяющихся усилий на колонну труб.

Результаты выполнения замеров при испытании скважины показывают, что даже небольшие изменения давления на забое «отражаются на показаниях веса наземными датчиками нагрузки при использовании облегченных компоновок, например при работе с КИИ-95, МИГ-95.

При работе с оборудованием КИИ-146 передача сигналов из- женения забойных параметров на поверхность сопровождается большим их искажением за счет возникновения повышенных сил сопротивления движению колонны труб. В таких случаях необходимо применение датчиков давления для периодического замера характера изменения уровня жидкости в трубах. При этом «возможно уточнение величины объема поступившей жидкости,

определенного по данным датчиков нагрузки. Более точно определяется и удельный вес поступающей смеси по формуле (6.4), где значение у определяется по показаниям датчика нагрузки, а объема притока — по показаниям датчика давления.

Заметим, что при работе с оборудованием КИИ-146 и КИИ-95 во время закрытого периода изменение нагрузки на крюке, как правило, не наблюдается, так как в большинстве случаев гидравлические выталкивающие нагрузки, действующие на подвижные элементы компоновки, при закрытии скважины не скомпенсированы весом этих элементов. Поэтому после закрытия скважины нагрузка на крюке остается постоянной.

Лишь в случае полного снятия предварительно сжимающей нагрузки с узлов ИПТ удается зафиксировать изменение нагрузки на крюке. Но при этом может произойти шлицевое зацепление подвижных узлов ЗПК, после чего его невозможно будет вращать. Поэтому при работе с оборудованием типа КИИ контроль за процессом восстановления давления затруднен.

При работе с оборудованием типа МИГ и МИК, где в технологии ведения операции предусматривается полное снятие нагрузки, а гидравлические выталкивающие силы превышают по величине такие же нагрузки, возникающие в КИИ, возможен контроль за изменением забойного давления и по показаниям индикатора веса. При этом с ростом давления на забое нагрузка на крюке постепенно уменьшается за счет увеличения выталкивающей силы, а именно

AGB - —ApfHl (6.5)

где Ар — прирост давления; fu —- площадь гидравлической неуравновешенности подвижных элементов низа колонны труб.

Итак, при отсутствии значительных сил сопротивления возможно получение на поверхности графика КВД

Ар (9) = AGB(9)/fH. (6.6)

Управление на основе данных аппаратуры «Фонтан», датчиками нагрузки и притоком. Аппаратура «Фонтан», как уже указывалось, позволяет получать информацию об изменении давления, температуры, плотности и влагосодсржания жидкости, находящейся в трубах под комплектом ИПТ. Поскольку датчики забойного прибора «Фонтан» фиксируют параметры поступающей жидкости в трубах, то аппаратурой обеспечивается регистрация процесса только в открытых периодах испытания. Поэтому при контроле за процессом исследования на поверхности получают подробную информацию о интенсивности притока по> росту давления в трубах, что позволяет определить дебит q, поступлении в трубы пластовой жидкости свидетельствуют появляющиеся аномалии на кривых температуры, плотности и влаго- содержания.

Изменение типа жидкости, вытесняемой в трубах, практически не отражается на кривой давления притока. На кривых температурной кривой и на кривых плотности и влагосодержания отмечается отклонение, как только в трубы начинает поступать облегченная пластовая жидкость. Однако из-за инерционности температурных процессов температурные изменения в трубах проявляются не сразу.

Регистрация плотности флюида, равной рп = 0,7—0,9 г/см3 при низком показателе В = 5ч-10% свидетельствует о поступлении в трубы нефтяной смеси с невысоким газосодержанием. При тех же условиях, но рп = 0,5—0,7 г/см3 — смесь поступившей нефти высокогазонасыщенная.

При рп<0,5 г/см3 вероятнее всего поступление в трубы газа.

Высокие показания В = 40—-50% (при первоначальных В = = 80—90%) свидетельствует о поступлении смеси воды с углеводородной жидкостью, если рп = 0,5—0,8 г/см3.

Таким образом, рп и В дают весьма ценную информацию о составе поступающего в трубы флюида.

В зависимости от того, насколько стабилизировались эти параметры во время испытания, оператор может принять решение об изменении режима исследования, либо о прекращении испытания.

Примеры применения средств контроля. В качестве примеров применения на практике средств контроля приведем результаты испытания пластов с регистрацией нагрузки на крюке.

Замер потерь на трение по данным перемещения колонны труб вверх и вниз составил 25 кН (рис. 57). После разгрузки инструмента на 62 кН и открытия приемного клапана испытателя (ЛВ) при притоке (ВС) нагрузка на крюке оставалась постоянной. О притоке жидкости свидетельствовал интенсивный выход воздуха из труб. По истечении 30 мин притока оператор в соответствии с планом ведения работ принял попытку закрыть запорный клапан, для чего снял частично нагрузку с него — СС; однако вращением инструмента клапан не закрывался, о чем свидетельствовало продолжающееся поступление воздуха из труб. При этом нагрузка на крюке стала расти (CD). В интервале DE наблюдалось снижение нагрузки, что дало основание предположить, что клапан закрылся. Оператор увеличил нагрузку на инструмент (ЕЖ), после чего она оставалась постоянной на крюке до конца операции — ЖЗ.

Последующий совместный анализ диаграмм нагрузки и давления показал, что действительно в точке С не удалось сразу закрыть клапан и фактическое время притока составило 55 мин. В данном примере из-за большого угла наклона скважины при разгрузке инструмента возникшие значительные силы сопротивления не позволили зафиксировать на устье изменение выталкивающих сил действующих на низ колонны.

aa

a

a

Рис. 57. Диаграммы нагрузки (а) и давления (6), записанные на скв. 1036 Ватинской

Рис. 58. Диаграмма нагрузки (а) и давления (б), записанные на скв. 10156 Самотлорской

Результаты данного испытания подтвердили сделанный выше вывод о том, что для регистрации на устье изменений действующих нагрузок на низ колонны, необходимо последнюю в течение всего процесса исследования оставлять в неразгруженном положении. Расчеты показали, что изменение нагрузки на интервале CD соответствует изменению давления на этом же интервале cd; AG = Ар^г, Др=13,7—12,8 = 0,9 МПа, а объем притока соответственно составил 0,26 м3.

При испытании скв. 10156 Самотлорской после разгрузки; инструмента (рис. 58, а, участок ЛВ) и установки пакера заметного выхода воздуха на поверхности не наблюдалось. Однако,, спустя 15 мин после «открытия» клапана (ВС) началось интен- 188

Рис. 59. Диаграммы нагрузки (а) и давления (б), записанные на скв. 6Р Покачсвской

aaсивное вытеснение воздуха на устье (CD). Для закрытия запорно-поворотного клапана оператор частично снял нагрузку с него (DE) и вращением труб сделал попытку закрыть его. При этом также отмечалось снижение нагрузки на крюке во время, восстановления давления. Убедившись, что скважина закрыта,, оператор увеличил нагрузку (ЖЗ), после чего она не изменилась на крюке до конца периода восстановления давления.

a

a

Совместный анализ диаграмм давления и нагрузки показал, что первые 15 мин после установки пакера клапан испытателя оставался закрытым, при этом давление в подпакерной зоне постепенно снижалось за счет фильтрации жидкости в пласт (ас). Затем клапан открылся и в трубы стала поступать жидкость с интенсивностью 492 м3/сут. Период же притока в данном испытании продолжался всего 7 мин.

При испытании скв. 6Р Покачсвской в интервале 2740— 2745 м, получены диаграммы нагрузки и давления (рис. 59),. внешне имеющие одинаковый вид. В данном примере «зависание» бурильной колонны, связанное с действием сил сопротивления, было незначительным (менее 30 кН), поэтому при интенсивном притоке воды с высоким газосодержанием нагрузка на низ колонны быстро скомпенсировала силы сопротивления, вызванные контактом ее со стенками скважины (наличие скачков на диаграмме веса объясняется нелинейным характером действия сил сопротивления).

Интересно отметить, что после открытия клапана приток жидкости в трубы начался не сразу, а по истечении 5 мин нахождения пласта под депрессией 7 МПа, что отмечается по диаграмме нагрузки и по диаграмме давления.

Еще одна особенность диаграммы нагрузки — во время закрытия скважины нагрузка на крюке не уменьшалась, а наоборот, росла. Объяснить это можно тем, что после появления на устье скважины буферной жидкости, скважина была остановлена с перекрытием на забое. При этом пачки газа продолжали

189

мигрировать через буферную жидкость на поверхность. Поскольку же жидкость вытеснялась через штуцерную систему, то на устье давление росло. Поэтому во время закрытия скважины изменялась и нагрузка на крюке. Эту особенность необходимо учитывать при притоке жидкости с переливом.

Итак, приведенные примеры показывают, насколько важную дополнительную информацию можно получить с установкой на устье чувствительных датчиков контроля за процессом испытания, тем самым повышая успешность испытания и точность интерпретации результатов.

Комплексная интерпретация результатов испытания. В расчетах параметров пластового флюида и фильтрационных свойств пласта используется информация о результатах исследования физико-химических характеристик отобранных проб, выполненного в лаборатории, а также данные изменения давления и нагрузки при испытании, полученные при обработке их диаграмм. Сведения об изменении плотности, температуры, вла- госодержания и вязкости, полученные с помощью аппаратуры типа «Фонтан» и ПАК-4, дают дополнительные данные о проте- каемых процессах на забое скважины. Они позволяют существенно повысить качество и точность расчетов параметров пласта и жидкости, а следовательно и информативность исследования.

Точность расчетов повышается за счет того, что дополнительная информация о процессе испытания позволяет избежать сшибок, связанных с приближенным набором расчетных параметров (давление насыщения, коэффициент растворимости газа и пр.).

Итак, применяя методики расчета, в которых дополнительно учитывают изменение температуры, сопротивления и другие параметры получают более достоверную и точную информацию о перспективности исследуемого пласта.

РЕШЕНИЕ ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ

Общие принципы организации работ по контролю и управлению процессом строительства скважин

Наиболее эффективно и рационально можно применить существующие методы геологического контроля, геофизических и гидродинамических исследований только на основе специальных станций контроля и управления процессами бурения и исследования скважин.

Применяемые информационно-измерительные системы в бурении по своему назначению могут быть подразделены на системы: 1) ГТИ, ориентируемые на литологическое расчленение разреза скважины на основе изучения информации об изменении технологических параметров бурения, газового каротажа, геохи- 190

мических исследований шлама, керна бурового раствора; 2) технологического контроля, ориентируемые на оптимизации процессов бурения. Ведутся и небезуспешно работы по оснащению данных систем компьютерной вычислительной техникой, повышающей возможности выполняемых работ по оптимизации процессов бурения и исследования скважин.

Рассмотренные ранее методы и средства измерения, контроля и управления процессом испытания скважин могут быть реализованы на базе существующих систем контроля и управления процессом строительства скважин. Освоена в серийном производстве станция контроля геолого-технологической информации СГТ, выполненная на базе газокаротажной станции с комплексом аналоговых регистратов основных технологических параметров бурения. Из-за отсутствия серийно выпускаемой аппаратуры организациями разрабатывались и изготовлялись мелкими партиями автоматические станции параметров бурения АСПБ, ГЕОТЕСТ, «ИИС-1 бурения» и тому подобные системы, которые до сих пор находятся в эксплуатации на буровых Главтюмень- геологии и Главтюменьнефтегаза. При этом наибольшего успеха во внедрении добились нефтяники Главтюменьнефтегаза, у которых функционирует около 60 станций типа АСПБ. Первые шаги в этом направлении сделаны геофизиками ПО Тюмень- промгеофизика Главтюменьгеологии. В объединениях Обьнефтегазгеология, Уренгойнефтегазгеология и Ямалнефтегазгеология существует десять специализированных комплексных отрядов геолого-технологических исследований в процессе бурения.

Геофизики Главтюменьгеологии имеют станции геолого-технологического контроля СГТ, станции контроля параметров бурения АСПБ и разработанную собственными силами станцию ГТИ «Тайга-2».

Широкое развитие этого направления и успехи во внедрении, определяются его высокой ожидаемой эффективностью при одновременном решении задач оптимизации процесса бурения и изучении продуктивности скважин геолого-геофизическими методами, наличием специалистов, подготовленных к работе с подобной аппаратурой в лице геофизических подразделений буровых объединений.

В развитие этого направления в Грозненском НПО «Промав- томатика» в 1985 г. для Главтюменьгеологии была разработана станция сбора и отображения геолого-технологической информации ГЕЛИУС. Станция включает в себя микропроцессорный комплекс КТС-ЛИУС-2, знакосинтезирующее устройство печати А521/4, два самописца Н3030-4, перфоратор и комплекс собственных первичных преобразователей типа АКРУС. Станция ГЕЛИУС решает следующие задачи.

Оперативное отображение технологических параметров бурения: нагрузка на крюке, подача инструмента, давление и расход бурового раствора на выкиде насосов; частота вращения

191

и крутящего момента на роторе температуры и плотности бурового раствора.

Обнаружение и сигнализация отклонения режимных параметров от установленных значений.

Оперативное определение в процессе бурения глубины скважин, нагрузки на долото механической и рейсовой скорости.

Отображение вида операций и их продолжительность.

Опытно-производственная эксплуатация станции ГЕЛИУС показала, что только за счет оперативного контроля за процессом бурения удалось увеличить проходку на долото на 20% и увеличить механическую скорость на 12%. Созданы системы с вычислительными машинами высокого класса (типа СМ-4), например система САОБ (система оптимизации параметров бурения), известна автоматизированная система «Узбекистан-2».

Даже перечисленная небольшая часть систем управления процессом строительства скважин свидетельствует о большом разнообразии технических средств, которые могут быть использованы в практической деятельности. При этом следует руководствоваться стоимостью отдельных средств и возможностями их быстрого монтажа и транспортирования на новые точки, особенностями эксплуатации либо силами буровой бригады, либо представителями сервисных служб, либо специализированными отрядами (бригадами). Ну и в первую очередь, конечно, необходимо принять во внимание технические возможности по классу решаемых задач отдельных систем с одной стороны, а с другой — фактической необходимостью в решении наиболее важных задач при бурении, исследовании, испытании конкретных скважин.

Немаловажными считаются организационные принципы ведения буровых и исследовательских работ на скважинах, более того — методологические принципы технологии и строительства, которые и определяют необходимость применения тех или иных технических средств — систем управления и контроля процессом строительства скважин.

Рассмотрим два подхода к организации работ по изучению геолого-технологической информации в бурении: применение средств и схем управления, не требующих специального обслуживания, где пользователи — специалисты буровой бригады (мастер, бурильщик, дежурные геологи, технолог); использование комплекса средств для обслуживания силами специализированной бригады, выполняющей весь комплекс работ на стадии бурения и геологический контроль за бурением, и контроль за спуском обсадной колонны, и геофизические исследования, и испытание скважины и т. д.

Управление процессами строительства скважин на основе локальных систем

В основу создания локальных средств контроля и управления процессом бурения, исследования, испытания скважин положены .следующие специфические требования к ним, связанные с особенностями массового скоростного бурения разведочных скважин.

Учитывая территориальную разобщенность объектов работ и их удаленность от производственных баз системы должны обладать повышенной надежностью эксплуатации.

Повышенной монтажеспособности и мобильности требуют высокие скорости строительства геологоразведочных скважин.

Ввиду дефицита в высококвалифицированных специали- стах-электронниках системы должны эксплуатироваться специалистами буровых бригад (лаборант-коллектор, инженер-технолог).

Система должна быть многофункциональной и легко перестраиваемой для решения других задач, возникающих в процессе строительства скважин.

Блок-схема решения комплексов задач оптимизации процесса -бурения, выбора объекта испытания и испытания пластов в процессе бурения рассмотрена ранее (рис. 1).

Процесс бурения на первом этапе ведется на максимальном режиме механической скорости, где ставится задача максимального углубления скважины. Здесь же непрерывно ведется оценка буримости пород по механическому каротажу. Как только появляются отклонения в процессе углубления, свидетельствующие о появлении коллектора необходимо приостановить бурение и выполнить внеочередной, упрощенный комплекс ГИС для уточнения наличия продуктивного пласта в разрезе скважины. При наличии надежных корреляционных зависимостей по буримости пород возможно уточнение наличия пласта коллектора по данным бурения с пониженной скоростью углубления. Если подтверждено наличие коллектора в разрезе скважины, необходимо выполнить работы по испытанию пласта. Итак, с применением одних и тех же систем ИИС возможно оптимизировать процессы бурения скважин и выявить продуктивные пласты в процессе бурения и их испытать.

Перечисленным требованиям к мобильным информационноизмерительным системам для условий бурения в Тюменской области удовлетворяет модуль контроля и управления процессом 'бурения — МКУБ. Данный модуль — результат развития и модернизации системы ГЕЛИУС, отличается большей мобильностью и расширением класса решаемых задач в процессе бурения. Макет модуля прошел пробную эксплуатацию на буровой 6П- Борковской ТКГРЭ. Получены обнадеживающие результаты.

В состав МКУБ входит:

13—1404 193

Комплекс первичных преобразователей контроля параметров бурения (СКУБ).

Аппаратурно-программный комплекс оптимизации процесса бурения (АПК) на базе микропроцессора «Электроника 60М», набора функциональных блоков КТС-ЛИУС-2 с периферией: видеотерминальным устройством, выносным цифробуквенным табло ЦБТ-6, знакосинтезирующим устройством А571/4, многоканальным регистратором Н3030-4 и пультом управления.

Комплекс технологического бурения автоматизированной лаборатории параметров бурового раствора ЛАБР.

Регулятор нагрузки на долото ЭРНД.

АПК и ЛАБР размещены в обогреваемом боксе АБ-3 размерами 2,9><3,1X2,75 и имеет вес не более 3 т.

Аппаратурно-программный комплекс обеспечивает: сбор и первичную обработку технологической информации; определение и поддержание на рациональном уровне основных режимных параметров (осевой нагрузки на буровой инструмент, частоты вращения ротора; корректировку коэффициентов алгоритма определения рациональных режимных параметров по экспериментальным данным; прогнозирование времени работы долота на забое; обнаружение предаварийных, аварийных ситуаций и осложнений в процессе бурения; прогнозирование зон аномально высоких пластовых давлений (зон АВПД).

В системе управления М.КУБ один пункт контроля и управления находится непосредственно на буровой установке, где имеются показывающие приборы, а также устройство, подающее управляющие воздействия на регулятор нагрузки на долото. Второй пункт контроля расположен в боксе, размещенном непосредственно возле циркуляционной системы буровой установки и связанного с ней с помощью технологической линии отбора и эвакуации пробы бурового раствора и представляет собой автоматизированное рабочее место лаборант-коллектора буровых растворов и пульта оператора (инженера-технолога), выполняющей следующие функции:

обмен информации с устройством преобразования и отображения;

ручной ввод данных;

сигнализация отклонений технологических параметров от предельных значений;

отображение ситуаций на буровой;

управление устройством печати.

Помимо измерительных преобразователей и устройств отображения, входящих в состав комплекса технических средств буровой установки, дополнительно используется индикатор механической скорости ИМС, комплекс приборов автоматизированной лаборатории параметров бурового раствора и оборудования технологической линии отбора и эвакуации проб бурового раствора.

Поддержание рациональной осевой нагрузки на долото осуществляется регулятором подачи долота ЭРНД-1, в состав которого входят:

электромеханический исполнительный механизм с обратной связью по скорости;

тиристорный электронный регулятор;

задатчик регулируемой величины.

Все составные части ЭРНД смонтированы возле буровой лебедки. Конструкция ЭРНД позволяет работать в качестве автономного устройства, не входящего в состав МКУБ.

Изменение параметров буровых растворов осуществляется с помощью автоматизированной лаборатории путем автоматической регистрации плотности, вязкости, СНС, РН, электропроводности, температуры, газопоказания бурового раствора. Остальные параметры могут быть введены вручную.

С внедрением МКУБ организационная структура буровой не меняется поскольку функции оператора возлагаются на лаборанта-коллектора и инженера-технолога.

Предложенный модуль контроля и управления процессом бурения МКУБ — система низкого уровня и предназначен для целенаправленного ведения технологического процесса и обеспечения районных инженерно-технологических служб экспедиций оперативной и достоверной технико-экономической информацией.

Допустимые значения технологических параметров, технологические ограничения и нормативно-справочную информацию МКУБ получает из геолого-технологического наряда и режимно-технологической карты проекта строительства скважины в зависимости от интервала бурения, компоновки бурильной колонны, технологического оборудования.

Б процессе углубления оператор (инженер-технолог) получает в реальном времени обработанную информацию от комплекса приборов МКУБ относительно значений технологических параметров, их отклонений от заданных пределов, наличие преда- варийных ситуаций на буровой или осложнения, также информацию о наиболее вероятном виде осложнений или аварий (при их наличии). Оперативная и полная информация позволяет оператору принимать окончательное решение о состоянии технологического оборудования и ситуации на буровой. В зависимости от принятого решения обслуживающий персонал буровой выполняет работы согласно действующих инструкций и распоряжений. Выходная информация МКУБ (результаты регистрации на цифропечатающем устройстве и диаграммных лентах) в виде рапортов ежесуточно поступает в РИТС для дальнейшей обработки.

Управление процессом строительства скважин на основе комплексных геолого-технологических систем

Иной подход реализации новейших технико-методических разработок связан с закреплением комплексных отрядов (бригад) за буровыми бригадами. Такие бригады — или комплексные каротажно-технологические партии (КТП), оснащенные микропроцессорной каротажно-технологической лабораторией «Тюмень» (в дальнейшем — компьютизированный каротажно-технологической лабораторией «Сибирь»), набором поверхностных первичных преобразователей информации геологотехнологических исследований (ГТИ), комплектом скважинной аппаратуры для проведения ГИС в открытом стволе и в колонне, самоходным каротажным подъемником с кабелем для проведения ГИС и технологической инклинометрии (в дальнейшем — стационарным программно-управляемым каротажным подъемником с электроприводом — СКПЭ). В последнее время КТП оснащаются и забойными телеметрическими системами типа ЗИС-4 (ЗИТ-1) для получения в процессе бурения информации о параметрах траектории ствола наклонной скважины и оборотах турбобура.

Работники КТП, меняясь посменно, находятся на буровой круглые сутки все время при строительстве скважины, выполняя ПРи этом: комплекс ГТИ, направленный на оптимизацию процесса бурения, сокращение сроков строительства скважины, предотвращение аварийных ситуаций, диагностику работы бурового оборудования; технологическую инклинометрию для проведения ствола наклонной скважины по заданной траектории: комплекс ГИС в открытом стволе скважины; контроль спуска и цементирования технической и эксплуатационной колонны; комплекс ГИС в колонне.

В дальнейшем при переходе на невзрывные методы вторичного вскрытия пласта КТП могут также выполнять вторичное вскрытие пласта (например сверлящими перфораторами) и контроль освоения скважин геофизическими методами.

Итак, постоянно закрепляемая за буровой бригадой КТП осуществляют полный цикл информационного обеспечения строительства эксплуатационных скважин, совмещая его с обязательной выдачей рекомендаций, связанных с оптимизацией процесса углубления скважин, отработки долот, предотвращения аварийных ситуаций, являясь инженерным «центром» буровой бригады. Оперативные решения, принимаемые буровым мастером, технологом, бурильщиком на основе рекомендаций этого инженерного «центра», учитывают конкретную ситуацию на буровой и опыт бурения предыдущих скважин куста, собранную в своеобразную «базу данных» в виде рабочих журналов, диаграмм и пр. Такая возможность ретроспективного анализа повы- 196

шает ценность выдаваемых рекомендаций, очищая их от случайных ошибок.

Более чем трехлетний опыт применения КТП, под контролем которых пробурено более двух миллионов метров горных пород,, показал их высокую эффективность в повышении технико-экономических показателей буровых бригад. Применение КТП позволило снизить стоимость метра проходки в среднем на 8%, увеличить годовую проходку бригады в среднем на 14% и существенно улучшить качество построенных скважин (попадание в круг допуска).

Появление новой организационно-технологической формы геофизического обеспечения скоростного строительства скважин эксплуатационного бурения — естественное развитие службы геолого-технологических исследований в процессе бурения, с применением которых в Западной Сибири за 15 лет пробурено более 13 млн метров горных пород.

С развитием службы геолого-технологических исследований появилась возможность применения более эффективной технологии выявления в разрезе и оценки продуктивности пластов, а также значительного сокращения сроков строительства разведочных скважин. Смысл новой технологии состоит в том, что на основе непрерывной в процессе бурения обработки информации (количество шлама, параметры промывочной жидкости и бурения) корректируют и определяют интервалы отбора керна, проведения испытаний в открытом стволе и геофизических исследований [9]. Своевременное выполнение всех этих исследований в перспективных интервалах разреза в сочетании с оперативной обработкой информации непосредственно на скважине позволит практически исключить пропуск продуктивных пластов и резко сократить количество испытываемых в колонне пластов с неясной по насыщению характеристикой, т. е. наиболее полно реализуется метод разведки «сверху — вниз». Кроме того, исключаются потери, связанные с ликвидацией скважины по геологическим причинам со спущенной эксплуатационной колонной. Оперативное корректирование в соответствии с реальным разрезом запланированных интервалов отбора керна и испытания позволяет избегать бесполезных затрат времени и средств. Использование в процессе бурения технологической информации способствует значительному повышению скорости проходки разведочных скважин. Это достигается за счет оптимизации режима бурения, лучшей отработки долот, предотвращения аварий и осложнений.

К концу 1987 г. геолого-технологические исследования при разведочном бурении в Миннефтепроме выполняются более чем 120 отрядами в 20 геофизических трестах. Применение новой технологии комплексных исследований позволяет в среднем сократить сроки строительства разведочных скважин на 15—20%.

Эффективность выявления продуктивных пластов при испытании в открытом стволе по девяти нефтедобывающим объединениям Миннефтепрома за 1985 г. в скважинах с ГТИ составила 34 объекта, «давших» нефть из 61 испытанного объекта, тогда как в скважинах без ГТИ из 348 испытанных объектов только 17. Экономическая эффективность новой технологии исследований составляет по предварительным оценкам не менее 30 тыс. руб. на скважину.

Реализация программы геолого-технологических исследований может быть осуществлена комплексной партией исследования разведочных скважин (ПИРС), проводящей полный комплекс ГТИ и все виды скважинных исследований, оснащением ее бортовыми средствами экспрессной обработки информации (СКР-1, персональные компьютеры), позволяющими в оперативном режиме реализовать описанную технологию. Для этой же цели служит геологическая кабина (ГК), оснащенная необходимым набором технических средств для оперативного анализа образцов шлама, керна, проб флюидов (из ИПТ) и промывочной жидкости.

ПИРС — первичное звено системы оптимизации разведочного процесса кроме оперативных решений выдает после окончания работ и сводную (итоговую) информацию в виде: предварительного заключения по комплексу исследований, технологического отчета о строительстве скважины, рекомендаций на спуск колонны и проект плана работы в колонне, рекомендаций по выбору интервалов отбора керна в очередной скважине и др.

ПИРС также проводит контроль спуска и цементирования эксплуатационной колонны, необходимый комплекс ГИС в колонне, вторичное вскрытие пластов (предпочтение следует отдавать невзрывным методам вторичного вскрытия — сверлящий перфоратор — СП), а также проводит необходимые ГИС при выполнении работ по освоению скважины в колонне по ранее намеченному плану. При проведении работ в колонне их целесообразно совмещать с методами интенсификации притока (солянокислые обработки, закачка ПАВ и щелочей, применение Шороховых генераторов давления ПГД-БК и пр.).

Итак, ПИРС (по аналогии с КТП закрепленная за буровой бригадой разведочного бурения) выполняет весь цикл исследовательских работ на скважине, обеспечивая одновременно необходимую геолого-геофизическую информацию и уменьшает время строительства разведочной скважины. ПИРС должна быть укомплектована специалистами по всем направлениям работ и оснащена необходимым оборудованием и аппаратурой. Часть аппаратуры должна быть постоянно на скважине, редко применяющаяся аппаратура и оборудование могут доставляться на скважину в необходимые моменты.

Предлагаемая технология оптимизации разведочного процесса может изменить информационное обеспечение разведочного 398

бурения на нефть и газ и дать значительный народнохозяйственный эффект. В рамках этой технологии значительно проще реализовать все последние технико-методические достижения по испытанию скважин, ГТИ, ГИС и технологии бурения, так как все эти вопросы сосредотачиваются на нижнем уровне управления процессом разведки и в ПИРС и буровой бригаде, выполняющих весь комплекс работ по строительству разведочной скважины.

В Главтюменьгеологии также изучается возможность организации геолого-технологических исследований на буровой с закреплением отрядов совмещенного действия за буровыми бригадами. Опыт работы таких отрядов, аналогичных ПИРС, в ПГО Обьнефтегазгеология показывает эффективность такой организации структуры геолого-технических исследований. Однако она оказалась приемлемой для района с развитой системой дорожнотранспортных связей, объектов работ с производственными базами, управляющими органами. Для буровых отдаленных на сотни километров от баз, где существует оперативная транспортная связь — предпочтительнее первый вариант организации. геолого-технологических исследований на буровой.

В целом же отметим, что геолого-экономическая эффективность процесса разведки в значительной мере зависит от правильного использования информационных возможностей ГИС, испытателей пластов и кернового материала, от их оптимального сочетания.

Предложенные организационно-технологические системы оптимизации процессов исследования скважин и испытания пластов являются низовым звеном организационно-технологической системы оптимизации разведочного процесса. Основная единица, реализующая технологию оптимизации разведочного процесса — комплексная партия исследования разведочных скважин (ПИРС) или отряд совмещенного действия, оснащенные соответствующим комплектом аппаратуры и оборудования и закрепляемая за буровой бригадой.

Внедрение предлагаемой технологии существенно повысит геолого-экономический уровень разведочного бурения и даст' большой народнохозяйственный эффект.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Бузинов С. Н., Умрихин Н. Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. — М-: Недра, 1984. — 270 с.

Варламов П. С. Испытатель пластов многоциклового действия. — М.: Недра, 1982. — 248 с.

Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика/ Под ред. д. т. н. В. М. Запорожца. — М.: Недра, 1983, — 592 с.

Зверев Г. Н., Дембицкий С. И. Оценка эффективности геофизических исследований. — М.: Недра, 1982. — 224 с.

Испытание нефтегазовых скважин в колонне./Ю. В. Семенов, В. С. Вой- тенко, К. М. Обморышев, Ю. А. Россихин, М. В. Толкачев, Л. Г. Казаков. — М.: Недра, 1983. — 286 с.

Карнаухов М. Л., Рязанцев Н. Ф. Справочник по испытанию скважин. — М.: Недра, 1984. — 268 с.

Подгорное В. М., Ведищев И. А. Практикум по заканчиванию скважин. — М.: Недра, 1985. — 256 с.

Рязанцев Н. Ф., Карнаухов М. Л., Белов А. Е. Испытание скважин в процессе бурения. — М.: Недра, 1982. — 312 с.

Сухоносов Г. Д., Шакиров А. Ф., Усачева Е. П. Справочник по испытанию необсаженных скважин. — М.: Недра, 1985. — 248 с.

Flopetrol Johnston. General Catalog 1984—1985.

Alexander L. G. Theory and Practice of Closed Chamber DST Method. 1976, p. 113.

Kohlhaas C. A. Method for Analysing Pressure Measured During Drill Stem Test Flow Period. J. P. T., October 1972.

Ramey H. I., Agarwall R. G. Annules Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin—Effect., SPEJ 1972, p. 1013.

Ramey H. S., Cobb W. M. A General Pressure Build—up Theory for a AVel! in Closed Drainage Area., JPT., Dec. 1972.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Глава I

Технологические принципы применения И ПТ в геологоразведочном бурении 3

Геолого-технологическая программа изучения разрезов поисково-разведочных скважин в условиях высокоскоростного бурения ....3

Изучение пластов с чередованием ГИС и ИПТ 8

Методы одновременно-раздельного испытания двух пластов...13

Совершенствование способов отбора проб17

Испытание осложненных скважин20;

Глава II

Испытание глубоких скважин 29

Особенности испытания глубокозалегающих продуктивных пластов.29”

Изучение пластов с корректировкой режимов испытания .. ..$1

Вскрытие и испытание пластов с корректировкой плотности промывочной жидкости38'

Изучение пластов с отработкой на устье .......41

Глава III

Основы расчета действующих нагрузок на узлы испытательного оборудования и управления процессом испытания48

Силы, действующие на колонну труб и компоновку ИПТ при испытании48

Расчет нагрузок на колонну труб в искривленной скважине ...49

Расчет гидравлической системы компоновки испытательного оборудования при работе в скважине56

Управление работой забойных механизмов испытательного оборудования 65

Управление при работе с КИИ65

Управление при работе с МИГ71

Управление клапанами при испытаниях с длинными хвостовиками .73

Расчет бурильных труб на прочность77

Растягивающие нагрузки78

Сминающие усилия78'

Допустимые нагрузки на колонну труб при совместном действии сминающих и растягивающих нагрузок79

Напряжения в колонне труб при создании повышенных устьевых давлений 81

Применение гидравлических яссов для ликвидации прихватов, возникающих при испытании и бурении скважин83

О повышении надежности пакеровки при испытании скважин испытателями пластов88

Глава IV

Изучение продуктивных характеристик скважин и свойств пластовых флюидов при работе с ИПТ94

Определение объема, удельного веса и дебита поступившего флюида 94

Приток однофазных жидкостей94

Приток газонефтяных смесей в односекционную колонну бурильных труб95

Приток газонефтяных смесей в многосекционную колонну бурильных труб98’

Тлава V

Методы определения параметров пласта по данным испытания скважины Ю6

Методы обработки кривых притока110

Приток жидкости в односекционную колонну труб111

Приток жидкости в многосекционную колонну труб115

Влияние скин-эффекта на кривые давления, получаемые при испытании скважин127

Влияние штуцера на получаемые кривые притока130

Методы обработки КВД132

Метод интерпретации КВД Сейза-Хорнера133

Методы обработки КВД с учетом влияния прискважинных факторов 135

О применении методик интерпретации диаграмм давления ....158

Применение ЭВМ при интерпретации результатов испытания...164

Методика численного моделирования процесса испытания...165

Методика интерпретации на основе численного моделирования..168

Расчет параметров пласта на основе численного моделирования ..170

Блок-схема программы расчета параметров пласта172

Проблемы применения машинных методов обработки результатов испытания на производстве174

Глава VI

Разработка технологии испытания на основе средств контроля и управления процессом исследования176

Создание системы контроля и управления процессом испытания ..176

Управление процессом испытания183

Решение организационно-технических проблем исследования скважин и испытания пластов190

Общие принципы организации работ по контролю и управлению процессом строительства скважин190

Управление процессами строительства скважин на основе локальных -систем,193

Управление процессом строительства скважин на основе комплексных геолого-технологических систем196

Список литературы200

Карнаухов М. Л.

К 25 Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. — М.: Недра, 1991. — 202 с.: ил.

ISBN 5-247-01178-3

Рассмотрены особенности комплексного изучения пластов при бурении поисково-разведочных скважин, описаны методы поэтапного испытания пластов в сложных геолого-технических условиях и рекомендации по технологии работ с выпуском пластового флюида. Большое внимание уделено испытаниям наклонно направленных скважин при доразведке, освоении и эксплуатации залежей.

Для инженерно-технических работников нефтяной и газовой промышленности, занимающихся исследованием и освоением скважин.

271—90271—90ББК 33.131ББК 33.131к 2503010300—040 043(01)—91

271—90

271—90

ББК 33.131

ББК 33.131

ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ (ПРАКТИЧЕСКОЕ) ИЗДАНИЕ

Карнаухов Михаил Львович

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ

Заведующий редакцией Л. Н. Аважанская

Редактор издательства М. В. Анфиногенова

■Обложка художника В. П. Христинина

Технический редактор М. Л. Новикова

Корректор И. П. Розанова

ИБ № 7883

Сдано в набор 02.04.90. Подписано в печать 07.12.90.

Формат 60X90'/i6. Бумага книжно-журнальная. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Усл. печ. л. 13,0. Усл. кр.-отт. 13,25. Уч.-изд. л. 13,01. Тираж 2250 экз. Заказ 1404/2044-4. Цена 65 коп.

Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 125047, Москва, пл. Белорусского вокзала, 3

Московская типография № 8 РППО «Союзбланкоиздат» Государствеиного комитета СССР по печати, 107078, Москва, Каланчевский туп., 3/5

Издательство «Недра»выпустит в 1991 году новые книги —

БАШКАТОВ А. Д.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПЕСКОВАНИЯ СКВАЖИН.

12 л., 60' к.

Определены основные требования к механическим способам предупреждения миграции песка в скважину. Приведены классификация и основные параметры гравийных фильтров, рассмотрена их конструкция. Основное внимание уделено технике и технологии сооружения гравийных фильтров в скважине. Предложены пути повышения качества фильтров, описана технология его контроля. Дана методика определения технического состояния скважины.

Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием и сооружением скважин в слабосцементированных породах.

План 1991 г., № 296

БУЛАТОВ А. И.

ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН.

Учебник для техникумов — 4-е изд., перераб. и доп.

20 л., 90 к.

Описаны способы цементирования обсадных колонн. Рассмотрены оборудование и элементы технологической оснастки для цементирования скважин. Большое внимание уделено тампонажным цементам и химическим реагентам для их обработки. Приведены свойства тампонажных растворов и цементного камня в различных геолого-технических условиях. В четвертом издании (3-е изд. — 1982) на основе современных достижений науки и техники и обобщения передового опыта изложена технология цементирования нефтяных и газовых скважин.

Для студентов нефтяных техникумов, обучающихся по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин».

План 1991 г., № 150

скрыпник с. г.

СООРУЖЕНИЕ БУРОВЫХ НА СУШЕ.

25 л., 1 р. 60 к.

Рассмотрены конструкции и основы проектирования оснований буровых сооружений. Приведены расчеты фундаментов под основания и параметры вышек. Основное внимание уделено монтажу бурового, силового, противовыбросового оборудования, буровых насосов, оборудования по приготовлению и очистке буровых растворов. Показаны особенности сооружения буровых в- северных и арктических условиях. Приведены сведения о сооружении буровых за рубежом.

Для инженерно-технических работников, занимающихся строительством и монтажом буровых.

План 1991 г., № 336-

СПРАВОЧНИК ЭНЕРГЕТИКА

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ.

В. В. АЛЕКСЕЕВ, А. А. ГЛАНЕ1 А. П. ЖЕРНАКОВ и др.

2-е изд., перераб. и доп.

40 л., 2 р. 30 к.

Описано электроснабжение и электрооборудование геологоразведочных организаций. Приведены сведения по эксплуатации электротехнического оборудования. Рассмотрены электрические нагрузки, токи короткого замыкания, защита электроустановок^ элементы автоматики, кабели провода, трансформаторы. Во втором издании (1-е изд. — 1981) изложены методы повышения эффективности электрооборудования. Уделено внимание экономии топливно-энергетических ресурсов в геологоразведочных организациях.

Для инженеров-энергетиков, электромехаников, электриков геологоразведочных организаций.

План 1991 г., № 108

Интересующие Вас книги можно приобрести в магазинах, распространяющих научно-техническую литературу, и в магазинах — опорных пунктах издательства, адреса которых приведены в аннотированном плане выпуска. Для тех, кто живет далеко от крупных городов, работают отделы «Книга — почтой»: 113609, Москва, ул. Красный маяк, д. 11, к. 1, магазин № 115, 199178, Ленинград, В. О., Средний пр., 61, магазин № 17.

ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕДРА»

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД В БУРОВЫХ РАСТВОРАХ

Всего за несколько минут вы сможете оценить качество буровых растворов с точки зрения устойчивости стенок скважины, если воспользуетесь предлагаемым методом ЗапСибБурНИПИ.

Методика измерений очень проста, в ее основе использована связь между массоперепосом молекул поверхностно-активных веществ (ПАВ) и адсорбционным понижением прочности. Молекулы ПАВ, проникая в образец, снижают его прочность. Возникает область пониженной прочности и область с прочностью исходного образца: со временем первая увеличивается, вторая уменьшается. Когда размер второй области уменьшается до критической, образец разрушается. В приборе происходит сравнение времени разрушения образца в буровом растворе с временем разрушения в эталонной жидкости (в дистилляте) .

Результаты опытов с соблюдением требований методики измерений могут служить базой научно-обоснованного регламентирования составов и свойств буровых растворов, а также для раскрытия природы разрушения горных пород под действием ПАВ, для изучения кинетических и других закономерностей. Таким образом, разработаны методические и научные основы определения интегральной характеристики устойчивости и адсорбционного понижения прочности горных пород в буровых растворах.

Способ реализован в приборе ИУП-1. Он способен записывать кинетику процесса разрушения одновременно шести образцов кернового материала при температурах от 20 до 95° С. Конструкция предусматривает различные формы образцов — от таблеток до пластин. Применительно к условиям разработано несколько модификаций прибора: от самого простейшего устройства до более сложного, предназначенного для научных исследований.

На основании этого способа возможны классификация буровых растворов по физико-химическому воздействию их на горные породы и разработка научных основ прогнозирования состава и свойств буровых растворов и применяемых в бурении полимеров.

Тюмень, ул. Тульская, 12,Тюмень, ул. Тульская, 12,Авторы: В. В. ШЕВЕЛЕВ, В. Д. ШАНТАРИН, В. С. ВОЙТЕНКО.

Тюмень, ул. Тульская, 12,

Тюмень, ул. Тульская, 12,

Разработчик: ЗапСибБурНИПИ, 625016, г. тел. 27-11-03, 29-12-66.

Специальное аварийное оборудование ЗАПСИББУРНИПИ

обеспечит высокую безопасность работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Гидротехнические дистанционно управляемые средства предназначены для смены и наведения ПВО при горящем открытом фонтанировании. К ним относятся:

ф гидравлический натаскиватель НГ-50-2

• шарнирные гидронатаскиватели типа НШГ

ф гидравлический натаскиватель шарового крана НШК и др.

Противовыбросовые технические средства для работы с колонной бурильного инструмента, принудительно спускаемые в скважину:

ф шлипсовые трубные захваты «сторожевого» типа, КШ-100, ЗЦ-190 ф трубные захваты автоматического действия

Комплекс гидравлических средств принудительного спуска труб на глубину 2400 м. Особенности гидроустановки — новая компоновочная схема и оригинальность конструктивных решений исполнительных механизмов: вместо трех трубных захватов одностороннего действия, традиционно применяемых в отечественной и зарубежной практике, впервые использована схема компоновки с двумя гидрозахватами двустороннего действия, суммарная габаритная высота которых не превышает 800 мм. Это позволило:

ф уменьшить в 4 раза габариты и металлоемкость конструкции

ф упростить гидравлическую схему управления

ф обеспечить надежность процесса спуска колонны труб

Двухэлементная герметизирующая головка со свободно размещенными уплотнителями безарматурного типа. Стойкость новых уплотнителей по сравнению с распространенными элементами «Циссон» повысилась более чем в 2 раза.

Шаровой кран КШ-133 предназначен для предотвращения аварий в процессе разбуривания зон с АВПД. Его особенности:

ф сборка-разборка и техническое обслуживание на буровой

ф ручное управление шаровым затвором при устьевом давлении до 35 МПа без создания противодействия

ф значительное снижение абразивного воздействия агрессивной среды за счет надежной герметизации трубного пространства

Гидравлический ключ с регулируемым крутящим моментом от 0 до 15 000 Н-м и рабочим давлением до 10 МПа для свинчивания-развинчивания бурильных и компрессорных труб. Малые габариты и масса 80—100 кг повышают достоинства этой конструкции.

Разработчик: ЗАПСИББУРНИПИ

625016, г. Тюмень, Тульская, 12

Научно-организационный отдел. Тел. 29-12-66.

1 Александров M. M. Определение сил сопротивлений при бурении скважин — М.: Недра, 1966.

II) для ^ = 0 (начальные условия)

а) /=0

До —0; Во=1; Со=О; Dq=Рс(0)

б) /= 1, 2, ..., п

Д/^О; Bj=V, С/ = 0; О] = рпл‘

III) для /=111 ^>0 (граничное условие для скважины)

= U; £>о = — I+ 1 1

\ рта Ах /

МЛКАРНАУХОВ

Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов

МОСКВА «НЕДРА» 19911

ББК 33.131 К 25

УДК 622.244.6

Рецензент д-р техн, наук Л. Л1. Ясаишн

Организация-спонсор Западно-Сибирский

научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт глубокого бурения (ЗапСиббурНИПИ)

250301300—040

<6) М. Л. Карнаухов, 1991<6) М. Л. Карнаухов, 1991043(01)—91

<6) М. Л. Карнаухов, 1991

<6) М. Л. Карнаухов, 1991

ISBN 5-247-01178-3