Підготовка устьового обладнання до випробування

Для проведення робіт з випробування пластів використовують спеціальне устьове обладнання, яке призначено для виконання таких операцій:

1) транспортування пластового флюїду, який поступає у колону труб на безпечну віддаль від бурової установки;

2) обертання та осьове переміщення бурильної колони;

3) випробування продуктивних пластів на заданих режимах;

4) закачування рідини усередину колони труб та у кільцевий простір;

5) герметизації свердловини, якщо під час випробування розпочалось проявлення, та можливості його ліквідації;

6) підключення до кільцевого простору цементувального агрегату;

7) спостереження за інтенсивністю припливу пластового флюїду через колону труб та рівнем рідини у кільцевому просторі;

8) вимірювання надлишкового тиску на усті та об’ємної швидкості припливу флюїду, а, в окремих випадках, можливості їх регулювання.

Виконання цих операцій забезпечується стандартним обладнанням яке обв’язується на усті за поданою нижче схемою (рисунок 2.1).

У загальному випадку устьове обладнання складається з двох основних частин: головки устьової та устьового маніфольда. На сьогоднішній день використовують два основних види устьових головок – вертлюжні та нерухомі.

Загальний вид вертлюжної головки, яка використовується найчастіше, показаний на рисунку 2.2.

Вона складається з корпуса, в якому розташований пробковий кран, що служить для з’єднання або роз’єднання устьового маніфольда з трубним простором. Герметичність крана у закритому стані забезпечується ущільнюючими гумовими кільцями. На торцях пробки виконані поглиблення під ключ, яким відкривають або закривають кран. Шайба, яка закріплена на корпусі гвинтами, дозволяє встановити пробку в потрібне положення (відкрито-закрито). У нижній частині корпуса розташована металева куля, яка утримується у гнізді гвинтом. У разі потреби таку кулю можна закинути всередину колони труб.

У верхню частину корпуса вгвинчений ствол, на який посаджена хрестовина з різьбою для з’єднання з устьовим маніфольдом. Зверху в ствол вгвинчена заглушка, замість якої можна приєднувати манометр (показуючий). Між корпусом та хрестовиною розташований кульовий підшипник, завдяки якому корпус зі стволом можна обертати, не обертаючи хрестовину.

Устьовий маніфольд збирають з швидкороз’ємних секцій (шарнірне коліно, трійник) і через кран високого тиску з’єднують з хрестовиною головки. Необхідна довжина маніфольда забезпечується трубками високого тиску, які включають між швидкороз’ємні з’єднання. Через один із відводів трійника до маніфольда приєднують цементувальний агрегат. До другого відводу приєднують пробовідбірну лінію з показуючим манометром і вентилем для відбору нафти чи газу.

Для зручності обслуговування устьової головки компоновку бурильного інструменту підбирають з такого розрахунку, щоб після пакерування устьова головка була розташована на віддалі 0,5-2 м від стола ротора. На містках бурової на верхню бурильну трубу нагвинчують головку з краном і заглушкою. До крана через шарнірне коліно приєднують трубку високого тиску. Далі окремо збирають решту елементів маніфольда. При цьому у штуцерні камери вгвинчують штуцери різного діаметру (6 і 8 мм). З насосно-компресорних труб збирають викидну лінію.

Після спуску інструмента до потрібної глибини верхню трубу з устьовою головкою і трубкою високого тиску піднімають на елеваторі і нагвинчують на колону труб. Кран, який нагвинчений на головку, повинен бути відкритий, а пробковий або кульовий кран – закритий. Під час нагвинчування верхньої труби на бурильний інструмент трубку високого тиску прикріплюють до бурильної труби. Після нагвинчування верхньої труби повністю монтують устьовий маніфольд. Перед початком випробування устьову головку опресовують цементувальним агрегатом на тиск, який на 30% більший за очікуваний робочий. Під час опресування пробковий або кульовий кран вертлюжної головки і крана, які розташовані за штуцерними камерами , повинні бути закриті. Після закінчення опресування кран, який встановлений перед цементувальним агрегатом, закривають, а всі решту відкривають.

Якщо під час випробування потік рідини або газу виходить на поверхню, то його направляють через один з відводів маніфольда, а крани високого тиску іншого відводу при цьому повинні бути закриті.

Після закінчення заданого часу, який залежить від інтенсивності поступлення флюїду та мети випробування, потік флюїду направляють у другий відвід з штуцером іншого діаметра. У процесі випробування заміряють дебіти при різних діаметрах штуцера і тисках на усті свердловини, а через вентиль пробовідбірної секції періодично відбирають проби рідини або газу. Перевірку штуцера або заміну його проводять при від’єднаній штуцерній камері, крани високого тиску на відводі при цьому закривають.

Після закінчення випробування бурильний інструмент підіймають до повного зняття пакера. Тиск у маніфольді понижують до атмосферного, після чого його демонтують. Верхню бурильну трубу разом з вертлюжною головкою і трубкою високого тиску від’єднують від інструменту і кладуть на містки, після чого відгвинчують вертлюжну головку.

Якщо у процесі випробування нафта заповнила всю колону труб то, цементувальним агрегатом створюють надлишковий тиск для відкривання циркуляційного клапана і видалення нафти у підготовлені ємності. Маніфольд демонтується після повної заміни нафти на промивальну рідину.

Подана схема обв’язки устьової головки застосовується у тому випадку, коли за умовами випробування є необхідність перебування інструменту на вибої у нерухомому стані більше однієї години. За умови, коли інструмент не може надто довго перебувати у нерухомому стані через небезпеку прихоплення, дозволяється обв’язувати устьову головку за спрощеною схемою (рисунок 2.3).

Оскільки у такому випадку випробування на різних режимах не проводять то, викидна лінія монтується з однією штуцерною камерою. Порядок монтування головки з маніфольдом, робіт і демонтування після випробування аналогічний попередньому.

Свердловини, які споруджують у складних геолого-технічних умовах, де існує небезпека флюїдопроявлень, обладнують противикидним обладнанням. При випробуванні таких свердловин доцільно використовувати систему обв’язки превенторів. Схема обв’язки устя під час випробування зображена на рисунку 2.4.

За цією схемою вертлюжну головку системою гнучких трубопроводів з’єднують з лінією обв’язки превенторів, що дозволяє зменшити час підготовчих робіт. Обсяг та послідовність підготовчих робіт, проведення випробування не відрізняється від описаних у попередніх випадках.

2.6 Класифікація інструменту для випробування пластів та вибір його типу

Для того, щоб зручніше оцінити кожний із засобів з точки зору технічних можливостей, визначити його положення в існуючому асортименті і вибрати у подальшому схему випробування для вирішення поставлених завдань їх класифікують за такими ознаками:

1) ступінь відбору пластового флюїду (обмежений, необмежений );

2) зв’язуючий елемент з поверхнею ( колона труб, кабель-канат, не мають безпосереднього зв’язку з устям свердловини);

3) характер ізоляції пласта, що підлягає випробуванню (тільки зверху, зверху і знизу, в точці);

4) спосіб закріплення пакеруючого елементу у свердловині (опора на вибій, опора на стінки свердловини, без потреби опори);

5) характер управління клапанами (за рахунок обертання колони труб, за рахунок осьових переміщень колони труб);

6) конструкційні відмінності конкретних моделей обладнання.

Найважливішою ознакою класифікації вважається зв’язуючий елемент випробувача з устям свердловини, оскільки від нього залежить кількість відібраного флюїду та обсяг отриманої інформації про параметри продуктивного пласта.

Випробувачі які опускають на колоні труб, мають можливість необмеженого відбору флюїду та дають максимальний обсяг інформації про досліджуваний пласт. До вад, які притаманні цьому типу випробувачів належать:

1) значний обсяг підготовчих робіт і витрат часу на проведення СПО;

2) можливість суттєвого забруднення пласта фільтратом промивальної рідини через значний розрив у часі між первинним розкриттям та випробуванням;

3) велика вартість робіт.

Випробувачі, у яких зв’язуючим елементом є кабель-канат, використовують для відбору у герметичний балон невеликого об’єму флюїду ( ) та запису характеру зміни тиску і температури в балоні за період відбору проби. Випробувачі такого типу мають такі переваги:

1) мінімальний обсяг підготовчих робіт до спуску випробувача у свердловину;

2) мінімальні витрати часу на відбір проби та СПО;

3) мінімальне забруднення пласта фільтратом промивальної рідини до початку випробування.

Основною вадою таких випробувачів вважається малий

обсяг інформації про випробовуваний пласт та незначне охоплення його товщини.

Випробувачі, які не мають безпосереднього зв’язку з устям свердловини, закидають у колону бурильних труб і випробування проводять у період перебування долота на вибої. При такому випробуванні об’єкт практично не забруднений фільтратом промивальної рідини, крім того, мінімальні витрати часу на підготовку і проведення операції та мінімальна вартість робіт. Але використання таких пристроїв можливе тільки при роторному способі буріння, окрім того, вони відбирають малий об’єм флюїду і дають незначний обсяг інформації про пласт.

Другою важливою ознакою класифікації випробувачів вважається спосіб закріплення пакеруючого елемента у свердловині. Випробувачі, які працюють з опорою на стінки свердловини, у технологічному відношенні є більш гнучкими, оскільки забезпечують швидку зміну місця встановлення пакеруючого елемента у випадку його негерметичності без підіймання всього інструменту на поверхню.

Вихідною інформацією для вибору технологічної схеми випробування, типу обладнання, а також режиму випробування служать такі дані:

1) мета проведення операції (дослідження, випробування), перелік потрібних гідродинамічних характеристик пласта;

2) діаметр свердловини у інтервалі випробування, наявність звужень чи каверн вище інтервалу випробування;

3) глибина свердловини;

4) віддаль покрівлі пласта від вибою свердловини;

5) вибійний тиск та температура;

6) наявність у розкритому розрізі проявляючих пластів, які розташовані нижче пласта, що підлягає випробуванню;

7) стан ствола свердловини з точки зору можливого прихоплення інструменту;

8) оперативність отримання інформації.

Всі випробувачі у яких точкою опори під час випробування є вибій, передбачають використання хвостовика. Якщо в силу будь-яких причин (жолобоутворення, недостатня міцність порід в інтервалі встановлення пакера) не вдається забезпечити надійну ізоляцію випробовуваного пласта, то єдиним виходом з такого становища є необхідність підіймання інструменту на поверхню. Зазвичай, інструмент спускають повторно зі зміненою довжиною хвостовика і встановлюють пакер у іншому інтервалі, тобто у випадку негерметичності пакерування не можна оперативно змінити місце встановлення пакера без підіймання інструменту з свердловини. У всіх випробувачах переважно використовуються пакери механічного стиснення. Пакеруюча здатність таких пакерів забезпечується при співвідношеннях між діаметром свердловини і діаметром пакера в межах 1,1-1,12. Очевидно, що при таких малих співвідношеннях пропустити пакер по стволу свердловини з зазором 10-15 мм надзвичайно важко. Тому часто трапляються випадки, коли інструмент зависає під час спуску, або руйнується гумовий елемент пакера. Насамкінець, випробувачі такого типу не рекомендується використовувати для випробування пластів, які віддалені від вибою більше, як 200 м, через можливу втрату поздовжньої стійкості хвостовика і виникнення аварійних ситуацій.

Тому тип випробувача вибирають, виходячи з таких міркувань.

У випадку, коли пласт заплановано випробувати з оперативним отриманням мінімальної інформації про нього, або ствол свердловини знаходиться в ускладнених умовах (наявність каверн, звужень, небезпека прихоплень інструмента чи викидів флюїду), для випробування доцільно використовувати прилади, які опускають на кабелі, або, які закидають у колону труб під час буріння свердловини.

Випробувачі, які опускають на колоні труб, призначені для випробування тих об’єктів, у яких наявність нафти чи газу підтверджена даними оперативних методів та геофізичних досліджень, з метою отримання максимального обсягу інформації про випробовуваний пласт під час проведення випробувань на різних режимах.

2.7 Випробування пластів випробувачами,