|
скважину время испытаний (рис. 1.2, поз. 8,9) принимается в пределах от 0,5 до 1,0 часа. В течение всего периода испытаний непрерывно контролируется герметичность разобщения подпакерной зоны от верхней части ствола по отсутствию притока в колонну бурильных труб и снижению уровня жидкости в затрубном пространстве (при открытом превенторе). Но завершении времени испытания плавным натяжением колонны бурильных труб до нагрузки, равной их весу, упорный узел пакера разгружают и выдерживают в этом положении 10-15 мин для релаксации формы резиновою элемента. Последующим натяжением инструмента пакер устанавливают в -транспортное положение с контролем давления на устье скважины (рис. 1.2, гюз. 4). Затем на устье плавно открывают кран КШЦ и одновременно из емкости ЦА промывочную жидкость закачивают в затрубное пространство насосом агрегата (рис. 1.1, поз. 22) до полного замещения воды в колонне труб на промывочную жидкость и восстановления циркуляции в скважине (рис. 1.1, поз. 7). Промывают скважину при прямой циркуляции до полного выравнивания свойств раствора, установленных ГТН. При достижении положительных результатов испытаний вносят коррективы в технологические процессы бурения, вскрытия продуктивной толщи и крепления скважин, предупреждения осложнений. В случае нарушения гидроизолирующего закольмагированного приствольного экрана (рис. 1.3) [23] в испытуемом интервале, фиксируется время начала притока в скважину в течение 5-10 мин, по поступившему в мерную емкость ЦА объему жидкости устанавливается расход (рис. 1.1, поз. 18). Затем кран КШЦ закрывают (поз. 12) и в течение 10-15 мин контролируют процесс восстановления давления при загерметизированном устье скважины. По окончании гидродинамических исследований по ранее описанной схеме воду в колонне бурильных труб замещают промывочной жидкостью с заданными параметрами, восстанавливают циркуляцию и выравнивают параметры раствора, инструмент извлекают на поверхность. Используя данные карт давлений глубинных манометров и результатов измерений на поверхности устанавливают показатели технического состояния ствола в интервале испытаний и технологически безопасные пределы изменения давлений (репрессий и депрессий) в процессе бурения скважин. В дальнейшем эти показатели привлекаются для оптимизации технологических процессов разрушения горных пород, предупреждения осложнений, первичного вскрытия продуктивной толщи, крепления, вторичного вскрытия нефтегазонасыщенных пластов, освоения и эксплуатации скважин [1,22,24,25]. 17 |
емкости буровых насосов промывочной жидкости через желобную линию (20). Для создания расчетной депрессии в испытуемом интервале необходимый объем воды определяется по формуле 2 ёРрН а3Рпл V* = 0,785 бвн ,м3 ё (Рр — Рж) где бв„ внутренний диаметр бурильных труб; § ускорение силы тяжести; рр плотность промывочной жидкости; рж плотность воды; Н глубина кровли испытуемого интервала; а3 = 1,05 1,10 коэффициент безопасности; Рпл пластовое давление проницаемого контролирующего давление в скважине. После закачивания расчетного объема воды в трубы, но не больше объема колонны бурильных труб, увеличением нагрузки на упорный узел пакера до 18-20 кН подпакерное пространство разобщают от затрубного пространства над пакером. Фиксируют давление в трубах по манометру на устье. Открывают кран на трубах нагнетания воды ЦА (18), давление в трубах плавно снижают до атмосферного с одновременным созданием депрессии на испытуемый интервал (рис. 1.2, поз. 7, 8). При отсутствии признаков притока пластовых флюидов в скважину время испытаний (поз. 8, 9) принимается в пределах от 0,5 до 1,0 часа. В течение всего периода испытаний непрерывно контролируется герметичность разобщения подпакерной зоны от верхней части ствола 20 (1.5) пласта, по отсутствию притока в колонну бурильных труб и снижению уровня жидкости в затрубном пространстве (при открытом превенторе). По завершении времени испытания плавным натяжением колонны бурильных труб до нагрузки, равной их весу, упорный узел пакера разгружают и выдерживают в этом положении 10-15 мин для релаксации формы резинового элемента. Последующим натяжением инструмента пакер устанавливают в транспортное положение с контролем давления на устье скважины (рис. 1.2, поз. 4). Затем на устье плавно открывают кран КШЦ и одновременно из емкости ЦА промывочную жидкость закачивают в затрубное пространство насосом агрегата (рис. 1.1, поз. 22) до полного замещения воды в колонне труб на промывочную жидкость и восстановления циркуляции в скважине (рис. 1.1, поз. 7). Промывают скважину при прямой циркуляции до полного выравнивания свойств раствора, установленных ГТН. При достижении положительных результатов испытаний вносят коррективы в технологические процессы бурения, вскрытия продуктивной толщи и крепления скважин, предупреждения осложнений. В случае нарушения гидроизолирующего закольматированного приствольного экрана (рис. 1.3) [23] в испытуемом интервале, фиксируется время начала притока в скважину в течение 5-10 мин, по поступившему в мерную емкость ЦА объему жидкости устанавливается расход (рис. 1.1, поз. 18). Затем кран КШЦ закрывают (поз. 12) и в течение 10-15 мин контролируют процесс восстановления давления при загерметизированном устье скважины. По окончании гидродинамических исследований по ранее описанной схеме воду в колонне бурильных труб замещают промывочной жидкостью с заданными параметрами, восстанавливают циркуляцию и 21 нического состояния ствола в интервале испытаний и технологически безопасные пределы изменения давлений (репрессий и депрессий) в процессе бурения скважин. В дальнейшем эти показатели привлекаются для оптимизации технологических процессов разрушения горных пород, предупреждения осложнений, первичного вскрытия продуктивной толщи, крепления, вторичного вскрытия нефтегазонасыщенных пластов, освоения и эксплуатации скважин [1,22,24,25]. 1. 2. Характеристика гидродинамического поведения скважины в процессе бурения, СПО и промывке Гидродинамическое состояние и поведение скважины при бурении определяют такие технико-технологические и промысловые факторы, как свойства промывочных жидкостей, режимы циркуляции и спускоподъемных операций, фильтрационные и прочностные характеристики горных пород, межпластовые перетоки, аномальные пластовые давления. Влияние каждого из этих факторов на изменение давлений в бурящейся скважине и ее гидродинамическое поведение различно [1, 10,26,27]. Определение давлений в скважине для решения практических задач с привлечением известных расчетных моделей затруднительно [3,10,28-30]. Существенное различие фактических давлений (измеренных в скважине) с расчетными с одной стороны, последние не отражают характерных особенностей и динамики их изменения (механизм действия) в реальных геолого-промысловых условиях с другой [29,30]. Достоверная оценка величин и динамики изменения гидродинамических давлений и связанных с ними нестационарных гидравлических процессов возможна при прямых измерениях давлений в скважине при производстве основных технологических процессов [1,3,10,29,31,32]. 23 |