Вскрытие продуктивного пласта

Лекция №12 ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Падение добычи нефти в стране, наблюдающееся в последние годы, во многом вызвано объективными причинами. Так, за последние 15 лет прирост ее запасов осуществлялся за счет открытия месторождений сложного строения с низкопроницаемыми коллекторами, то есть за счет открытия месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Анализ структуры запасов показал, что уже в настоящее время на предприятиях в Западной Сибири на долю трудноизвлекаемых приходится до 70% общих запасов. К 2000 г. доля добычи нефти из сложнопостроенных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами составит не менее 80%. Известно, что скважины с дебитом ниже какой-то постоянно изменяющейся величины нерентабельны. Их появление сигнал для проведения работ по оценке эффективности разработки месторождения и поиска решений для увеличения дебита скважин и обеспечения максимально возможной нефтеотдачи пласта. Одной из причин появления малопродуктивных скважин может быть искусственное ухудшение проницаемости пород, в частности, в околоскважинной зоне при заканчивании скважин. Даже при однородных коллекторских свойствах пласта можно получить скважины с различной продуктивностью. Качество работ при заканчивании скважин, наряду с выбором оптимальной схемы разработки, является важнейшим фактором, определяющим эффективность эксплуатации месторождений. В настоящее время положение таково, что существующие технологии вскрытия продуктивных пластов в подавляющем большинстве случаев не обеспечивают сохранения естественной проницаемости пород в околоскважинной зоне. Так, в результате анализа кривых восстановления давления по месторождениям Западной Сибири определено снижение проницаемости призабойной зоны пласта в 5,7 13,8 раза, что соответственно снижает продуктивность эксплуатационных скважин. Хорошо известно, что при работе скважины продуктивный пласт может в значительной мере восстановить свою проницаемость за счет очистки околоскважинной зоны, но это касается высокопроницаемых коллекторов. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами такого явления не наблюдается. Дело в том, что при применении одной и той же технологии вскрытия коллекторов низкопроницаемым пластам наносится значительно больший ущерб; чем высокопроницаемым. Определяющим здесь является образование в пласте зон капиллярно-удерживаемой воды, разбухание пластовых глин и кольматация поровых каналов твердой фазой бурового раствора. Не менее интересен тот факт, что в работающей скважине основная часть энергии на продвижение жидкости к забою скважины тратится в непосредственной ее окрестности. Так, при притоке жидкости к скважине, находящейся в центре кругового пласта радиусом 400 м, половина энергии тратится в зоне пласта скважины радиусом всего 5 м. В такой ситуации при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами нет оснований ожидать больших дебитов. Поэтому необходимо искать пути снижения потерь энергии пласта при движении пластового флюида в околоскважинной зоне. Итак, проблема получения высокой продуктивности скважин с низкопроницаемыми пластами весьма актуальна и требует срочного решения. Оно осложняется, однако, тем, что процесс заканчивания скважины состоит из множества этапов, и некачественное выполнение любого из них может свести на нет все усилия. Поэтому для достижения максимальной продуктивности скважины необходимо качественное осуществление всех этапов работ. Только комплексное выполнение мероприятий по улучшению качества работ на всех этапах строительства обеспечит увеличение дебита скважин и нефтеотдачи пластов. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами для условий Западной Сибири продуктивность скважин определяется следующими этапами работ: обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта (если эксплуатационная колонна не спускается до кровли продуктивного пласта); качественное вскрытие продуктивного пласта бурением; спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта; вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств пласта; обеспечение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ВЫСОКОГО КАЧЕСТВА ОТКРЫТОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ. Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважинной зоны в продуктивном пласте необходимо поддерживать гидродинамическое давление на забое скважины на уровне пластового или несколько превышающем его. Это способствует уменьшению проникновения в продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и твердой фазы. Одним из факторов, определяющих величину гидродинамического давления на забое при вскрытии продуктивного пласта бурением, является качество открытого ствола скважины, то есть отклонение его размеров от номинального. Дело в том, что сужение ствола (например, в зонах расположения проницаемых пропластков или в зонах расположения глинистых пород) вызывает дополнительные потери давления в кольцевом пространстве. Наличие же каверн способствует накоплению в них шлама и образованию пробок (сальников), что также приводит к увеличению гидродинамического давления на забое и ухудшению процесса бурения. Самое нежелательное явление это кавернообразование. Для условий Западной Сибири оно развивается до совершения 13-14 спуско-подъемных операций. Дальнейшее их продолжение не приводит к изменению кавернозности ствола скважины. Следовательно, одной из причин кавернообразования является колебание гидродинамического давления в скважине при спуско-подъемных операциях, связанных, равным образом, с заменой бурового долота или забойного двигателя. Таким образом, для обеспечения высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта при достаточно высоких экономических показателях необходимо создание бурового долота и забойного двигателя, обеспечивающих проходку за рейс не менее 1000 м, а также разработка усовершенствованной конструкции струйно-механичеокого долота шарошечного типа. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА БУРЕНИЕМ. Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота. Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии). При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны. Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт вплоть до получения гидроразрыва. Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами. Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно. Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство. Как отмечалось выше, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт вплоть до бурения на "равновесии". При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ. Вскрытие продуктивных пластов, в основном, осуществляют долотом того же диаметра, что и бурение вышележащего интервала. Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный раствор за колонной поднимается на большую высоту вплоть до устья скважины. При этом на продуктивный пласт при цементировании создается высокое гидродинамическое давление, которое обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают нередкие случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня. Вот почему весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом. ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА. Заключительный этап строительства скважины перед ее освоением вторичное вскрытие продуктивного пласта, которое во многом определяет продуктивность скважины. Некачественное выполнение этого вскрытия может свести на нет все усилия, затраченные при выполнении предыдущих этапов работ. Применяемые в настоящее время технологии вскрытия, в общем-то, дают неплохие результаты. Но они достигаются, как правило, на месторождениях с высокопроницаемыми коллекторами. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, которые более сильно, чем высокопроницаемые, реагируют на загрязнение пласта, необходимо совершенствовать применяемые технологии и внедрять (пусть более трудоемкие и дорогостоящие) технологии, обеспечивающие высокую продуктивность скважины. В связи с этим представляется целесообразным уделять большее внимание поиску (разработке) более эффективных жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствовать технику и технологию перфорации. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОКОЛОСКВАЖЕННОЙ ЗОНЫ. Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами сопровождается уменьшением продуктивности скважин по сравнению с высокопроницаемыми коллекторами. Даже при сохранении естественной проницаемости околоскважинной зоны пласта при первичном вскрытии, цементировании эксплуатационной колонны и вторичном вскрытии продуктивность скважины будет низкой. Нетрудно заметить, что низкие дебиты скважин связаны не только с низкой проницаемостью коллекторов, но и с особенностью притока пластового флюида в скважину. Как отмечалось выше, не менее половины энергии пласта теряется в не большой околоскважинной зоне, что связано с увеличением гидравлического сопротивления движению жидкости по мере приближения к скважине. Поэтому естественно предположить, что, снизив гидравлическое сопротивление движению жидкости в околоскважинной зоне, можно существенно увеличить продуктивность скважины. Наиболее перспективным направлением в данном случае представляются разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих увеличение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной проницаемости продуктивного пласта. Как показывает мировой опыт извлечения нефти из низкопроницаемых коллекторов, из числа известных и достаточно хорошо отработанных мероприятий наибольший эффект достигается при гидравлическом разрыве пласта (ГРП). За рубежом данный метод начал применяться с 1949 г., и только в США проведено более 900 тыс. успешных операций, благодаря чему гидроразрыв стал хорошо отработанным методом с успешностью около 90%. В настоящее время 35-40% фонда скважин в США обработано этим методом, в результате чего 25-30% запасов нефти и газа переведено из забалансовых в балансовые. В зарубежной практике ГРП стал неотъемлемой частью цикла строительства скважин при разработке месторождений с низкопроницаемыми пластами. У нас в стране гидроразрыв пласта применяется в весьма незначительных объемах. Провидимому это связано с разработкой до последнего времени месторождений с высокопроницаемыми коллекторами, где эффективность ГРП низка, а также с отсутствием достаточно высокоэффективной отечественной техники и большой стоимостью реализации метода. Свою негативную роль сыграло и практически полное отсутствие целенаправленных НИОКР по совершенствованию и испытанию отечественной техники и технологии. ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ. Загрязнение продуктивного пласта проявляется, прежде всего, пониженным дебитом скважины. Для того чтобы эффективно бороться с загрязнением продуктивного пласта, в том числе при проведении вторичного вскрытия и ремонтных работах в скважине, необходимо знать его причины. Важнейшими факторами, влияющими на снижение продуктивности скважины, являются: несовершенство вскрытия перфораций, несовершенство заканчивания, влияние искривления скважины, влияние операций по повышению продуктивности скважины, неоднородность пласта, влияние многофазного потока, влияние перфорационных, каналов, заполненных песком и гравием, эффекты, связанные с естественной проницаемостью и др. Загрязнение пласта, приводящее к уменьшению проницаемости породы, может происходить несколькими методами: Закупорка пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважины. Гидратация и диспергирование глинистых минералов, находящихся в порах пласта. Взаимодействие между несовместимыми жидкостями в скважине и пласте: образование эмульсий, осадков. Изменение вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА. 1. Следует использовать только чистые жидкости без твердой фазы. Общая концентрация твердой фазы в таких - жидкостях не должна превышать 200 мг/л, что эквивалентно 50 единицам непрозрачности в чистых жидкостях. Большинство взвешенных твердых частиц должны быть как можно более мелкими, чтобы не происходило засорения пласта в непосредственной близости от скважины. Трубы не должны иметь ржавчины, а емкости должны быть чистыми. Это поможет сохранить чистоту жидкости в скважине. Если диаметр твердых частиц больше, чем 10% от размера входных отверстий пор, то возможно засорение пласта в околоствольной зоне скважины. Чтобы обеспечить чистоту жидкости, следует избегать контакта жидкости с породой. Для предотвращения ухода жидкости в пласт, жидкость должна быстро образовать тонкую непроницаемую растворимую фильтрационную корку на поверхности породы. В тех случаях, когда не требуется доступа к перфорационным каналам, в жидкость для заканчивания. 2. Чтобы при ремонтных работах в процессе глушения предотвратить уход жидкости в пласт возможно ввести водорастворимый наполнитель для ликвидации поглощения, жидкость должна содержать более 5% по объему твердых частиц с широким диапазоном размеров. Диаметр частиц должен находиться в пределах от среднего размера поровых каналов до размеров молекул полимеров; причем не менее 25% частиц должны иметь размеры, превышающие 1/3 размера пор. Кристаллы соли или частицы нефтерастворимого воска или смол являются лучшими коркообразователями, поскольку они легко растворяются пластовыми флюидами. Очень эффективны частицы карбоната кальция, но для их удаления требуется кислота. В малопроницаемых породах утечку жидкости в пласт можно предотвратить, применяя пены или вязкую жидкость. 3. Для предотвращения проявлений минимальная величина репрессии, допускающая некоторое свабирование, составляет 1,4 - 2,1 мПа. Репрессия необходима для предотвращения проявлений и неизбежна при осуществлении циркуляции при вскрытии истощенных пластов с низким давлением. 4. Водные жидкости, контактирующие с породой, должны иметь минерализацию, подобную минерализации пластовой воды для того, чтобы исключить загрязнение пласта глиной, присутствующей в порах, Часто рекомендуют для этой цели использовать NaСl. Для водо-чувствительных пластов недорогим и очень эффективным выбором является пластовая вода, извлеченная из недр вместе с нефтью. В очень чувствительных породах возможно применение реагентов-стабилизаторов глин, если экономичность их использования подтверждается опытами на кернах. Жидкости сложного состава и рассолы иных солей, чем NaCl, нужно оценивать на способность образовывать твердые осадки в процессе приготовления и при контакте с пластовой водой. 5. Необходимо очищать трубы, особенно перед проведением операций, связанных с нагнетаниями жидкости, как вызов притока, установка фильтра или операции по повышению продуктивности скважины. В обсадную колонну нужно спускать долото и скребок в процессе заканчивания скважины, После ремонтного цементирования. Но делать это нужно до перфорации колонны. При спуске эксплуатационной колонны нужно использовать минимум смазки для резьбовых соединений. Минимум смазки следует использовать и для НКТ и других труб. Для операций, связанных с нагнетанием жидкости, следует рассмотреть возможность применения специальных чистых труб или гибких НКТ; 6. При глушении скважины используются различные полимеры. При выборе полимеров нужно учитывать проблемы гидратации и величину остаточной вязкости и твердый остаток после того, как полимер подвергнется деструкции. Контроль качества работы при глушении скважины Контроль качества начинается с проверки чистоты резервуаров, предназначенных для доставки и хранения жидкостей. Проверить на месте чистоту рассолов в соответствии с требованиям действующих РД или инструкций API RP 13J. Постоянно проверять содержание твердых частиц в воде Проверять соответствие действия полимеров требованиям РД Проверить действие призабойной температуры на деструкцию полимера и понижение вязкости Проверить вязкость раствора полимера после его деструкции и количество нерастворимого осадка Провести испытание жидкости глушения по методике API RP 42 Проверить правильность расчетов количества вводимых материалов и наблюдать за приготовлением раствора Отобрать образцы воды затворения, готовых растворов глушения скважины. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ПЛАСТАХ КОЛЛЕКТОРАХ. Восстановление притока из пласта, после проведения буровых и ремонтных работ, базируется на знании следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной колонны; диаметр колонны насосно-компрессорных труб (НКТ); глубина спуска НКТ; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта-коллектора; сведения о загрязненности призабойной зоны пласта и технологии глушения скважины. Основным источником этой информации должны являться технологические регламенты на освоение, испытание и ремонт скважин, составленные в соответствии с действующими руководящими документами. Сведения об эксплуатационных особенностях пласта-коллектора состоят из данных об устойчивости (прочности) пластовых пород и наличии близкорасположенных напорных водоносных или газоносных горизонтов, а также подошвенных и контурных вод. К прочным пластам-коллекторам относят объекты, представленные породами, которые при проходке, освоении и эксплуатации скважины сохраняют целостность стенок ствола скважины и не разрушаются под действием фильтрационных и геостатических нагрузок (известняки, доломиты, песчаники, мергели). К непрочным пластам-коллекторам относят объекты, представленные слабосцементированными породами, которые могут разрушаться и выноситься на поверхность с продукцией скважины (слабосцементированные песчаники, слабоуплотненные глины). По эксплуатационным особенностям выделяют две группы пластов-коллекторов: пласты, имеющие ограничения при вызове притока; пласты, не имеющие этих ограничений. К первой группе относят пласты, представленные слабосцементированными породами и характеризующиеся наличием близкорасположенных напорных водоносных или газоносных горизонтов, а также подошвенных или контурных вод. Ко второй группе относят пласты, представленные прочными (устойчивыми) породами (без вышеприведенных осложнений геологического характера). По степени загрязненности также выделяют две группы пластов-коллекторов загрязненные слабозагрязненные. К загрязненным относят пласты, по которым предшествующие работы (вскрытие пласта бурением, крепление скважины и вторичное вскрытие перфорацией) проводились с использованием обычного бурового раствора на водной основе и при значительных репрессиях на пласт в соответствии с требованиями «Единых технических правил ведения работ при бурении скважин». К слабозагрязненным относят пласты, по которым указанные работы проводились с учетом сохранения коллекторские свойств: - применялись растворы на нефтяной основе, эмульсионные растворы, пенные системы - проводились специальные технологические операции целевая временная кольматация пласта растворимыми материалами, вскрытие пласта «на равновесии» (при примерном равенстве забойного и пластового давлений). МЕТОДЫ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ. Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции. Оценку качества вскрытия пластов и освоения скважин следует производить по Временной методике по оценке качества вскрытия пластов и освоения скважин. Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать по РД. В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин. 1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис.32, б) или хвостовика (рис. 32, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. 32, а). 2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис.32, в). 3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. 32, г). Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину. Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям. 1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины. 2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины. 3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою. При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др. Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта. Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами. В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов. Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6— 12 отверстий пулями диаметром 11—11,5 мм. Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. * Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва. Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные. Бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью разрушающимися, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (НКТ). При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на пласт. В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с продуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании. ХИМИЧЕСКИЙ МЕТОД БОРЬБЫ С УХУДШЕНИЕМ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ. Ухудшение коллекторских свойств пластов, содержащих глины, происходит вследствие их чувствительности к воде. Эффект набухания монтмориллонитовых глин приводит к ухудшению проницаемости призабойной зоны. С другой стороны, набухание каолинитовых глин происходит вследствие их закупоривания частичками твердой фазы В пласте глины обычно присутствуют во флокулированном состоянии вследствие высокого содержания солей. При бурении скважины растворами на водной основе ионная прочность окружающей глины среды уменьшается за счет расширения ионной оболочки. В результате происходит редиспергация глины и ее миграция в микропоры. Образующиеся при этом микрофильтрационные корки приводят к закупориванию пласта. Проблема может быть устранена путем использования электролита или полиэлектролита, что значительно уменьшает расширение ионной оболочки и нейтрализует отрицательный ионный заряд на поверхности глины. Для предотвращения ухудшения проницаемости призабойной зоны используют КСl, СаСl2, гидроокись алюминия и др. Хлористый кальций используют в пластах, содержащих глины с высокой степенью набухания. Полагают, что обмен ионов калия на ионы натрия в монтмориллонитовых глинах уменьшает набухающие свойства глин. По мере увеличения концентрации КСl в глине образуется не набухающий слой, который снижает общую набухающую способность глины. При наводнении пластов они также могут быть очень чувствительны к минерализованным водам с ионами калия и натрия. Минерализованные воды с ионами кальция способствуют уменьшению степени набухания глин, причем при концентрации в воде солей кальция или магния, равной 10%, изменения в проницаемости пород-коллекторов не наблюдают. Кроме того, при постепенном уменьшении концентрации солей в воде, закачиваемой в пласт, закупоривания частицами глины не происходит. Растворы неорганических солей также предотвращают набухание глин. Одним из методов обработки водо-чувствительных пластов является закачка раствора гидроокиси алюминия. Число гидроксильных групп с атомами алюминия находится в пределах 1,5-2,7. Экспериментально было установлено, что хлорид алюминии не обеспечивает сохранения коллекторских свойств пласта в течение длительного промежутка времени. Хлорид окиси циркония является другой солью поливалентного металла, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта. Полагают, что данный материал образует защитную корку, прочно защищающую открытую поверхность частиц глины. Во всех вышеперечисленных системах, используемых для обработки содержащих глины пластов неорганические соли приводят к коагуляции глин. Коллоидный механизм ухудшения коллекторских свойств пластов следующий. Отдельные диспергированные частицы удерживаются в жидкости и оседают в виде микроскопических фильтрационных корок на суженных поровых каналах. Проницаемость породы в этом случае зависит от фильтрационных характеристик данных микроскопических фильтрационных корок. Хорошо известно, что флокулированная почва более проницаема, чем диспергированная. Это в свою очередь является основой применения известняка и гипса при обработке почвы. Аналогичных результатов в буровых растворах низкой фильтрации достигают за счет тонкой фильтрационной корки, содержащей глину высокой степени диспергации. Коагуляция в буровых растворах приводит к увеличению фильтрации и последующего внедрения фильтрата. Степень набухания глин зависит от ее набухающих характеристик, а также степени ее диспергации. Важным моментом для правильного понимания механизма поведения глины при ее обработке является влияние обработки на степень диспергации частиц пласта. В действительности замер данной величины затруднителен. ОСВОЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ) Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции. ОСВОИНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ). Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб, пластовой жидкости, оценка характера насыщенности пласта и в отдельных случаях определение его ориентировочного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять в процессе бурения при помощи испытателей пластов. Рис. 33 Способы испытания пластов Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб в пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и дебит скважин). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения необходимых данных для подсчета запаса нефти и газа в составлении проектов разработки месторождений. В настоящее время разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважин: испытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Как в России, так и за рубежом наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах, — трубные испытатели. Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой (рис. 33, а) и без опоры на забой (рис. 33, б). Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рис. 33, в. г). Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании — двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Депрессию регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее—через фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбираются пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или они могут быть подняты на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру. Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться, исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (негерметичность пакеровки, неполадки с испытательным инструментом, отсутствие уверенности в оценке характера насыщенности и гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и в последнее время нашли применение многоцикловые испытатели пластов. Испытание пластов в несколько циклов позволяет получить уверенные (однозначные) результаты испытания. При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит. ОСВОЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ) В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ. Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию — вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности. Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии. На газовых, газоконденсатных скважинах с АВПД план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно проводиться при наличии акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей. Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину. Главный недостаток этого способа освоения скважины — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д. При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре. Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом. Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание осуществляется снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта: а) гидроструйная перфорация; б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов; в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента; г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна; д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами. После испытания каждого объекта производится исследование скважины для определения параметров пласта и его гидродинамической характеристики. По окончании исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объекту. Наиболее совершенный метод изоляционных работ в скважине — использование различных пакерующих устройств, когда разобщающий мост устанавливают за один спуск в скважину и не требуется дополнительной заливки цементным, раствором. Широко используется взрывной пакер устройство, действующее за счет энергии взрыва порохового заряда. Взрывной пакер создает в стволе герметичную пробку, выдерживающую перепад давлений до 30 МПа. Наиболее распространенный взрывной пакер — полый цилиндр из алюминиевых сплавов, который при срабатывании порохового заряда деформируется и запрессовывается в обсадную колонну. В случае отсутствия пакерующих устройств цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цементного раствора через насосно-компрессорные трубы. Если из разведочной скважины после проведенных работ получен промышленный приток нефти или газа, скважину передают для дальнейшей эксплуатации. В том же случае, если после всех проведенных работ все испытываемые объекты окажутся «сухими», т. е. из них не будут получены промышленные притоки нефти или газа, скважина ликвидируется по геологическим причинам. Факт ликвидации разведочной скважины после спуска в нее эксплуатационной колонны свидетельствует о некачественном испытании скважины в процессе бурения с помощью испытателей пластов. При передаче скважины из бурения в испытание должен составляться акт, подписываемый руководством буровой организации, буровым мастером и представителями организации по испытанию скважины. Не подлежат передаче в испытание скважины: с негерметичной колонной; с цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом; с негерметичной обвязкой устья; с отсутствием цемента за колонной против испытываемых пластов; в аварийном состоянии. Работы по испытанию первого объекта в законченных бурением разведочных скважинах должны производиться с помощью буровой установки силами буровой бригады; испытание всех остальных объектов — специализированными подразделениями. При длительном простое или консервации газовых скважин, находящихся в испытании, во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации необходимо установить цементный мост. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ. Для изучения нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза в ней проводят специальные исследования. Их объем, задачи и методы проведения зависят от целевого. назначения скважины. В поисковой скважине исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазонасы-щенности отдельных интервалов и предварительная оценка их промышленной значимости. Исследования, выполняемые в разведочной скважине, должны обеспечить получение достаточно достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождения. В эксплуатационной скважине основная цель исследований — определение эксплуатационных характеристик пласта. В исследовании скважин применяют ряд методов оценки продуктивности разреза, которые можно подразделить на две группы — косвенные и прямые. Методы, отнесенные к первой группе, позволяют получить характеристики, косвенным образом освещающие возможность присутствия нефти или газа в исследованном интервале. К косвенным методам относятся оперативный геологический контроль в процессе бурения и геофизические методы исследования в скважине. Прямые методы базируются на непосредственных свидетельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение притока и т. д.). Прямые методы осуществляют вызовом притока нефти или газа из пласта. Для изучения геологического разреза по скважине широко применяют геофизические методы исследования. Они включают различные виды скважинного каротажа: электрический, радиоактивный, ядерно-магнитный, акустический и др. Геофизические методы применяют для изучения геологического разреза, выделения интервалов пористых и проницаемых пород, определения свойств коллекторов. Эти методы используют для промышленной оценки месторождения. Наиболее полная информация об исследуемых объектах и о выявленных продуктивных пластах может быть получена при использовании прямых методов, т. е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установление соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давления, получение исходных данных для первоначальной оценки коллек-торских свойств объекта, вскрытого скважиной. По режиму работы пласта эти методы подразделяются на стационарные и экспресс-методы. При стационарных методах исследование ведут на установившемся режиме фильтрации. К ним можно отнести метод пробной эксплуатации, когда наблюдения ведутся в течение длительного времени (до месяца и более), и метод установившихся отборов, когда наблюдения и замеры проводят на нескольких режимах, доведенных до' стабилизации притока. Стационарные методы позволяют получить характеристику пласта и эксплуатационных возможностей скважины, но не позволяют судить о степени снижения проницаемости ПЗП. На проведение исследований по экспресс-методу задалживается значительно меньше времени. Экспресс-метод заключается в контроле за восстановлением давления в ограниченном объеме, сообщающемся с объектом, после вызова притока из последнего. Иногда в малодебитных скважинах применяют экспресс-метод исследования на приток, когда его контролируют по восстановлению уровня жидкости в скважине, сниженного в результате отбора жидкости из ствола. По технологии, применяемым техническим средствам и объему получаемой информации исследования по экспресс-методу можно подразделить на испытание и опробование. При проведении испытаний ставятся более широкие задачи, чем при опробовании. При исследовании по способу «снизу вверх» скважину доводят до проектной глубины, закрепляют обсадной колонной, которую затем цементируют. Испытание начинают с самого нижнего объекта. В его интервале обсадную колонну перфорируют и осуществляют вызов притока. Отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После завершения испытания нижнего объекта выше перфорированного участка создают цементный мост или устанавливают резиновый тампон, выдерживающий перепад давления до 20— 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну против следующего (вышерасположенного) объекта, испытывают его и подобным образом последовательно все последующие объекты, перемещаясь снизу вверх. Отсюда и сам способ получил название «снизу вверх». Этот способ широко применяли достаточно давно и продолжают применять и в настоящее время, отмечая в то же время ряд его существенных недостатков: загрязнение в открытом стволе пройденных объектов при добуривании скважины; искажение результатов исследования, а иногда и пропуски продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением; необходимость спуска и цементирования обсадной колонны, которая в данном случае необходима для разобщения опробуемых объектов; повышение расходов на строительство скважины, вызванных дополнительными затратами на крепление скважины. Устранение отмеченных недостатков этого способа исследования объектов привело к созданию специальных измерительных инструментов, которые позволили опробовать и испытывать каждый объект в открытом стволе скважины сразу же после вскрытия и отказаться от спуска обсадной колонны. С созданием таких инструментов появился новый способ, получивший название способа «сверху вниз». В его техническом оснащении имеется немало различных сква-жинных инструментов, которые по конструктивному исполнению, особенности применения и назначению можно подразделить на три типа: пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб; аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб сразу после вскрытия при бурении намеченного объекта; аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле. Рис.34. Этапы работы опробователя, сбрасы- Рис.35. Этапы работы пробоотборника на ваемого внутрь бурильной колонны. кабеле. Наиболее полную информацию об исследуемом объекте получают с помощью пластоиспытателя на колонне труб. Аппараты второго и третьего типа позволяют осуществить только опробование пласта, поэтому их нередко называют опробователями. Опробователь, сбрасываемый внутри бурильной колонны, позволяет вызывать приток сразу после вскрытия исследуемого объекта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для использования данного метода над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство. В отсутствии пробоотборника пакерующий элемент сжат и не препятствует проходу бурового раствора по затрубному зазору (рис.34, I). После спуска пробоотборника в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующий элемент и вызывает его расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевого зазора. Таким образом происходит изоляция призабойной части скважины (рис.34, II). С повышением давления внутри бурильных труб в пробоотборнике открывается клапан и давление в подпакерной зоне резко падает, вызывая приток пластового флюида (рис.34, III). Он поступает в пробоотборник, одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановления давления (в некоторых конструкциях предусмотрена подача сигнала от манометра на поверхность по кабелю). По истечении времени, отведенного на опробование, давление в бурильной колонне снижают, что приводит к закрытию клапана пробоотборника и постепенному возвращению пакера в исходное состояние. Пробоотборник поднимают с помощью кабеля и захвата (овершота) на поверхность, и бурение продолжается. В некоторых случаях пробоотборник извлекают на поверхность вместе с бурильной колонной. Пробоотборник, спускаемый на каротажном кабеле, применяют в тех случаях, когда необходимо исследовать пласт на отдельных уровнях, например, для прослеживания изменения проницаемости по мощности пласта, определения положения водо-нефтяного контакта и т. п. После подъема бурильной колонны пробоотборник спускают в скважину на заданную глубину (рис. 35, I). С поверхности по кабелю в виде электрического импульса подают команду на выдвижение упорного башмака. Он прижимает к ограниченному участку стенки ствола скважины уплотнительную подушку, которая изолирует небольшую площадь открытой поверхности пласта. По команде с поверхности взрывают кумулятивный заряд, и в изолированной части пласта образуется канал, по которому пластовый флюид поступает в нижнюю емкость опробователя (рис. 35, II). Регистрирующий манометр записывает восстановление давления в емкости по мере ее заполнения. Срабатывание гидравлической системы пробоотборника в конце исследования приводит к закрытию входного клапана емкости, в результате отобранная проба запирается, снимается избыточное давление под прижимным башмаком и под действием пружины он возвращается в транспортное положение (рис. 35, III). Пробоотборник извлекают на поверхность. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ. Из экспресс-методов прямых поисков залежей нефти и газа, применяемых при исследованиях в скважине, наибольшее распространение получил метод с использованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб. Его применяют для испытания объектов сразу же после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку продуктивности разреза. Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при освоении пластов с низким пластовым давлением, для очистки призабойной зоны, для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию. Современный пластоиспытатель представляет собой совокупность инструментов, аппаратов и приборов, скомпонованных воедино для выполнения ряда функций, необходимых при испытании пласта и проведения измерений. Пластоиспытатель существующей конструкции называется комплектом испытательных инструментов (КИИ). Разработкой надежной конструкции КИИ в нашей стране занимались давно. Наиболее удачные конструкторские разработки относятся к середине 50-х годов, когда в УФНИИ была создана конструкция испытателя пластов с гидравлическим реле времени. Применяющиеся ныне комплекты пластоиспытателей разработаны совместно бывшими Грозненским и Уфимским нефтяными научно-исследовательскими институтами и носят название КИИ-ГрозУфНИИ. Имеется несколько типоразмеров пластоиспытателей, которые охватывают весь диапазон диаметров скважин от 76 до 295,3 мм. Гидравлический испытатель пластов — главное звено пластоиспытателя. Он оснащен уравнительным и приемным клапанами. Уравнительный клапан в открытом состоянии обеспечивает гидравлическую связь между подпакерным и надпакерным пространствами, уравнивая в них, гидростатическое давление, а также служит для пропуска жидкости при спуске или подъеме КИИ во избежание эффекта поршневания. По истечении определенного промежутка времени после закрытия уравнительного клапана срабатывает специальное гидравлическое реле времени, управляющее приемным клапаном. Он открывает доступ пластовому флюиду в бурильную колонну над пластоиспытателем. Реле времени срабатывает под воздействием сжимающей нагрузки, возникающей при частичной разгрузке бурильной колонны на забой (на 60 — 120 кН). По окончании испытания под действием растягивающего усилия приемный клапан закрывается. Запорный поворотный клапан закрывается вращением бурильной колонны с поверхности и служит для перекрытия проходного канала в бурильную колонну. После его закрытия записывается процесс восстановления давления в подпакерном пространстве. Имеются одно- и многоцикловые запорно-поворотные клапаны. Циркуляционный клапан вводят в комплект над запорным поворотным клапаном для возобновления циркуляции бурового раствора по стволу скважины. Для его срабатывания необходимо, чтобы давление внутри бурильной колонны на 7 — 10 МПа превышало внешнее гидростатическое давление. В комплект КИИ входит также несколько глубинных манометров; их помещают в приборном патрубке и устанавливают в различных узлах для записи изменения давления. Одновременное использование нескольких манометров позволяет контролировать достоверность полученной информации об изменении давления и и надежность срабатывания систем пластоиспытателя. Проверку осуществляют сопоставлением диаграмм, записанных в разных пунктах. Применяют регистрирующие манометры поршневого или геликсного типа. Поршневые манометры используют чаще, хотя по сроку службы и точности измерения они уступают геликсным. Вместе с манометром можно применять регистрирующий термометр. Во время проведения исследований в скважине системами пластоиспытателя управляют с поверхности. В соответствии с командами пластоиспытатель выполняет следующие функции: изоляцию интервала ствола скважины против исследуемого объекта от остальной его части, вызов притока пластового флюида созданием депрессии на пласт, отбор проб пластового флюида на исследование, наблюдение за восстановлением давления в подпакерной зоне. Регистрацию эволюции давления производят автоматически в течение всего периода нахождения пластоиспытателя в скважине в пределах ресурса рабочего времени манометра. На поверхности пластоиспытатель разбирают и извлекают диаграммы регистрирующих приборов. Пластоиспытатели серии КИИ-ГрозУфНИИ имеют ряд существенных недостатков: они относятся к испытателям одноциклового действия и повторное испытание возможно только после подъема и спуска инструмента; ряд узлов недостаточно надежны; область надежной работы пластоиспытателя ограничивается давлениями не свыше 40 МПа. Повышение достоверности испытания связано с возможностью проведения повторных циклов и сопоставления их результатов. Для проведения многоцикловых испытаний разработаны пласто-испытатели серии МИГ. Многоцикловый гидравлический испытатель пластов позволяет при однократном спуске проводить несколько полных циклов испытания объекта. Каждый цикл включает две основные операции: вызов притока из пласта и контроль восстановления давления. При открытом приемном клапане подпакерное пространство сообщается с внутренней полостью колонны труб, в этот период создается депрессия на пласт и осуществляется вызов притока (нижнее положение штока). При поднимании штока до вхождения приемного клапана внутрь запорной гильзы поступление жидкости внутрь бурильной колонны прерывается и давление в подпакерной зоне восстанавливается. Чтобы избежать преждевременного открытия уравнительного клапана, над ИПМ-2 устанавливают телескопияеский раздвижной механизм со свободным ходом 1,5 м. Его гидравлическая неуравновешенность ниже, чем у запорной гильзы, и после закрытия приемного клапана запорная гильза остается закрытой до тех пор, пока не будет исчерпан свободный ход в раздвижном механизме. Многоцикловый испытатель оснащен двухцикловым запорным поворотным клапаном, регистрирующим манометром геликсного типа МГИ-1, яссом закрытого типа, для которого растягивающее усилие не зависит от гидростатического давления в стволе скважины, безопасным переводником. Для надежной изоляции устанавливают два пакера усовершенствованной конструкции ПЦР-2 с распределителем давления. Несмотря на то что в конструкции испытателя МИГ использованы новейшие разработки отдельных узлов, имеется еще ряд недостатков. Отдельные узлы (циркуляционный клапан, испытатель пластов и др.) имеют довольно сложную конструкцию, многие узлы после каждого спуска в скважину следует подвергать разборке и обязательной ревизии. Для повышения надежности инструмента необходимо упростить конструкцию узлов пластоиспытателя. ТЕХНОЛОГИЯ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ ОБЪЕКТА. Исследование нефтегазоносности объекта — весьма ответственный этап поискового и разведочного бурения. Правильная оценка нефтегазоносности и перспектив дальнейших работ определяется достоверностью полученных в результате опробования или испытания данных. Объем и достоверность информации зависят от многих факторов, и прежде всего от безопасной продолжительности цикла испытания и длительности пребывания пластоиспы-тателя на забое скважины, от надежности его работы и качества изоляции исследуемого интервала, т. е. от надежности пакеровки. Основной этап исследования подразделяется на два периода: период притока и период восстановления давления. Работу пла-стоиспытателя в режиме притока и восстановления давления принято называть циклом испытания. Продолжительность первого периода (периода притока) зависит от проницаемости горных пород, состояния призабойной зоны пласта (ПЗП), свойств пластового флюида и депрессии на пласт. По истечении времени первого периода путь поступления жидкости в колонну труб перекрывают и начинается период восстановления давления в подпакерной (межпакерной) зоне, фиксируемый глубинным манометром. Регистрируют темп и характер восстановления пластового давления. По количеству циклов испытание может быть одноцикловым и многоцикловым (чаще двухцикловым). Двухцикловое испытание обеспечивает более высокое качество и достоверность информации, чем одноцикловое. В двухцикловом испытании первый цикл играет вспомогательную роль. Его проводят для удаления глинистой корки со стенок скважины и разгрузки ПЗП от избыточного давления, сформировавшегося под действием давления бурового раствора в скважине. В обсаженном стволе можно проводить полуторацикловое испытание. В этом случае ресурс хода часов манометра почти полностью используется для записи кривой восстановления давления на протяжении первого цикла, а затем осуществляется открытый приток флюида без регистрации давления. Допустимая продолжительность цикла или циклов (при многоцикловом испытании) зависит в основном от условий безаварийного нахождения пластоиспытателя в скважине и от ресурса работы регистрирующих глубинных приборов. Распределение времени на приток и восстановление давления зависит от характера проявления пласта. Интервал опробования выделяют на основании изучения геологического разреза и геолого-геофизических предпосылок. Точность определения границ интервала зависит от степени изученности разреза и задач исследования. Границы интервала исследования четче удается отбить в поровом коллекторе по сравнению с трещинным. В ряде случаев оптимальная протяженность интервала испытания находится в пределах 10—50 м. В залежах с известной мощностью нефтенасыщенной части в интервал включают всю ее протяженность по оси скважины. Достоверность получаемой информации и точность определения гидродинамических характеристик повышаются с уменьшением протяженности интервала. При необходимости интервал испытания может быть уменьшен до 1—2 м. Обширный опыт исследования пластов с помощью пластоиспытателей подтверждает благоприятное влияние резкой депрессии на пласт. Глубокая депрессия способствует интенсивному удалению глинистой корки, восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, подвергшейся отрицательному воздействию фильтрата бурового раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдельных линз в окрестностях скважины и тонких пропластков. Наиболее благоприятные условия создаются в тех случаях, когда депрессия в 3 раза превышает репрессию на пласт при вскрытии. При депрессии ниже 10 МПа снятие блокирования ПЗП может быть неэффективным. С точки зрения притока нефтегазового составляющего пластового флюида положительное влияние оказывает такая депрессия, которая вызывает турбулентный режим течения флюида в пласте. Таким образом, с учетом устойчивости горных пород исследуемого объекта, предельно допустимого перепада давления на пакере и допустимых давлений смятия для бурильных труб необходимо планировать максимально возможную депрессию на пласт. Наиболее распространенная причина неудачных испытаний — негерметичность пакеровки. Надежность работы пакера зависит от правильности определения места его установки и правильности подбора наружного диаметра пакерующего элемента. Для установки пакера подбирают интервал, представленный монолитными малопроницаемыми устойчивыми породами. Минимальная протяженность участка установки пакера не должна быть менее 4 м. Правильный подбор диаметра пакерующего элемента означает определение наибольшей возможной его величины, при которой пластоиспытатель свободно проходит по стволу скважины. Соотношение диаметра ствола скважины в зоне пакеровки и диаметра пакерующего элемента характеризуется коэффициентом пакеровки. Чем меньше значение коэффициента пакеровки, тем выше герметичность пакеровки и надежность работы пакера. Оптимальные значения коэффициента пакеровки находятся в пределах от 1.10 до 1,12. Общую продолжительность Т цикла работы пластоиспытателя в скважине определяют по допустимому времени безаварийного нахождения инструментов в открытом стволе скважины и по ресурсу работы регистрирующих скважинных приборов (манометр, термометр). Продолжительность безопасного оставления пластоиспытателя в открытом стволе от 30 мин до нескольких часов. При испытании в обсаженном стволе фактор устойчивости стенок скважины отпадает. Задача правильного распределения времени по периодам открытого притока и восстановления давления представляет определенную трудность, так как требует некоторых предварительных сведений о свойствах и насыщении объекта. В связи с этим иногда приходится проводить несколько последовательных испытаний, чтобы лучше приспособиться к режиму притока. Схему оборудования устья скважины при испытании разрабатывают в зависимости от ожидаемого притока и давления на устье. В простейшем случае, когда нет опасности выброса, сверху к колонне труб подсоединяют ведущую трубу, а трубопровод для удаления поступившего на устье флюида подсоединяют к отводу на стояке или к выкидной линии бурового насоса. При этом используют элементы гидравлической обвязки из комплекта цементировочного агрегата. Если устье скважины оборудовано превентором, он закрывается на колонне труб. Более удобно использовать на устье контрольную головку-вертлюг с манифольдом. Такая головка-вертлюг облегчает подсоединение устьевых контрольных приборов, отбор проб на устье при испытании, подключение цементировочного агрегата. Более сложную схему обвязки применяют при испытании пластов с высоким пластовым давлением. Программу испытания объекта разрабатывают заблаговременно на основании имеющихся исходных данных в зависимости от того, испытывается ли объект в открытом или в обсаженном стволе. Испытание объекта в открытом стволе включает такие работы, как: подготовка ствола скважины к испытанию, проверка и подготовка комплекта испытательных инструментов, спуск пластоиспы-тателя в скважину, осуществление мероприятий по обеспечению герметичности колонны труб, оборудование устья скважины, проведение испытания (пакеровка, вызов притока, закрытие запорного поворотного клапана, запись кривой восстановления давления, распакеровка, снятие пластоиспытателя с места), подъем пла-стоиспытателя, отбор пробы пластового флюида. Испытание в открытом стволе скважины вызывает временный перерыв в нормальном процессе бурения и прекращение циркуляции промывочной жидкости. В связи с этим скважина должна быть подготовлена к испытанию таким образом, чтобы в течение цикла испытания в ней, несмотря на отсутствие циркуляции, не возникла аварийная ситуация, угрожающая прихватом находящегося в скважине инструмента. Технологический режим бурения при подходе к исследуемому объекту должен способствовать сохранению номинального диаметра ствола скважины. В последнем рейсе подготовляют забой для установки пластоиспытателя. Перед спуском пластоиспытателя проводят ревизию и техобслуживание наземного оборудования, чтобы предупредить поломки и отказы. До спуска необходимо иметь также сведения о плотности бурового раствора в скважине, нагрузке на крюке при спущенной колонне труб, снижении веса на крюке при пакеровке и ряд других сведений. Спуск пластоиспытателя осуществляют плавно без толчков и рывков. Если при спуске возникают прихваты (посадки) инструмента, необходимо быстро разгрузить инструмент, приподнять его на 1—2 м и освободить для прохождения суженного участка ствола скважины. Длительность посадки не должна превышать 30 с во избежание преждевременного открытия впускного клапана пластоиспытателя. Особую заботу при спуске инструмента надо проявлять об обеспечении герметичности колонны труб. Резьбовые соединения труб должны быть хорошо смазаны и уплотнены пеньковой веревкой. Первые две-три трубы заполняют качественным глинистым раствором, а затем в спускаемую колонну периодически доливают жидкость с тем, чтобы к концу спуска жидкость заполнила колонну до уровня, предусмотренного для создания депрессии на пласт. Герметичность колонны в процессе спуска контролируют по нагрузке на крюке и интенсивности излива раствора из скважины. После спуска инструмента в скважину верхний конец колонны должен находиться над ротором на высоте. 2—3 м. Последнюю трубу, подсоединяемую к колонне, заблаговременно оборудуют отводами. После ее навинчивания на колонну устье оборудуют по принятой схеме. Перед тем как приступить к пакеровке, измеряют вес подвешенного инструмента на крюке и вычисляют остаточную нагрузку на крюке при пакеровке. Разгружая часть веса колонны труб на забой, создают нагрузку на пакер. После пакеровки под действием той же нагрузки перепускной клапан закрывается, а впускной открывается. В это время контролируют качество пакеровки по уровню жидкости в стволе скважины: если он сохраняет свое положение, пакеровка надежная; резкое его снижение свидетельствует об отсутствии изоляции под-пакерного пространства от скважины — в этом случае приходится принимать меры для повторной пакеровки. После открытия впускного клапана в колонну труб начинает поступать пластовый флюид, при интенсивном проявлении пласта на устье может наблюдаться излив жидкости, залитой в колонну, и даже пластового флюида. О поступлении жидкости в колонну можно судить по вытеснению из нее воздуха. По истечении времени открытого притока вращением ротора закрывают запорный поворотный клапан и в таком состоянии пластоиспытатель оставляют в покое для записи кривой восстановления давления. Завершив цикл испытания, к инструменту прилагают усилие натяжения, на 10—15%, превышающее первоначальную нагрузку на крюке. Под действием сил растяжения открывается уравнительный клапан, давление в подпакерной зоне резко возрастает до гидростатического в стволе скважины, перепад давления на па-кере исчезает и пакер возвращается в исходное положение. В некоторых случаях для снятия пакера приходится прилагать более значительные усилия или принимать дополнительные меры. После освобождения пакера инструмент поднимают из скважины. При подъеме колонны через каждые две — пять свечей отбирают пробы жидкости на анализ. Если в скважине проявление было интенсивным и колонна труб заполнена пластовым флюидом, его можно вытеснить через циркуляционный клапан в затруб-ное пространство и пробу отобрать у устья из потока. Из поднятого на поверхность пластоиспытателя извлекают глубинные манометры и на диаграммах давления делают документальные записи о дате-проведения испытания и интервале испытания. Из пробоотборника отбирают пробу пластового флюида и направляют ее в лабораторию на анализ. В лаборатории определяют компонентный состав пробы, физические свойства пробы и компонентов, количество и состав газа в пробе. В период подготовки скважины к вводу в эксплуатацию и в процессе эксплуатации практикуются и иные способы обработки пласта и повышения его проницаемости: гидроразрыв пород в ПЗП, торпедирование, виброобработка, закачка жидкого азота в пласт перед проведением кислотной обработки, термоакустическое воздействие, стационарный и циклический электропрогрев и др. Так как при вскрытии скважиной продуктивного пласта, несмотря на принимаемые меры предосторожности, полностью избежать его загрязнения не удается, разработка рациональной технологии последующей обработки призабойной зоны пласта с целью восстановления и повышения проницаемости породы-коллектора в приствольной части имеет очень большое значение. При разработке технологии надо правильно выбрать способ обработки, состав применяемых реагентов и определить оптимальную продолжительность воздействия на продуктивный пласт.