Разработка и совершенствование технологии испытания пластов в процессе бурения наклонно направленных скважин
На правах рукописи
НОСЫРЕВ АЛЕКСАНДР МИХАЙЛОВИЧ
РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН
Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень - 2008
Работа выполнена в филиале «Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения» Открытого акционерного общества «Научно-производственный центр по сверхглубокому бурению и комплексному изучению недр Земли» (филиал ЗапСибБурНИПИ ОАО «НПЦ «Недра») и Открытом акционерном обществе «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» (ОАО «Газпромнефть – ННГГФ»)
Научный руководитель - доктор технических наук
Курбанов Яраги Маммаевич
Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических
наук, профессор
Федорцов Виктор Кузьмич
- кандидат технических наук
Штоль Владимир Филиппович
Ведущая организация - Открытое акционерное общество
«Сибирский научно-исследовательский
институт нефтяной промышленности»
(ОАО «СибНИИНП»)
Защита состоится 24 октября 2008 года в 14-00 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039,
г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 31.
Автореферат разослан 23 сентября 2008 года
Ученый секретарь
диссертационного совета Д 212.273.01,
доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
В настоящее время и в ближайшей перспективе объем добычи углеводородного сырья в России будет повышаться за счет ввода в эксплуатацию наклонно направленных и горизонтальных скважин. Интенсификацию притока из низкопроницаемых пластов наклонно направленных скважин, в большинстве случаев, производят путем гидроразрыва пластов. При этом экспресс оценку гидродинамических параметров пластов, необходимых для проектирования операций гидроразрыва, осуществляют по результатам их испытания в процессе бурения испытателями пластов на трубах (ИПТ).
Данный метод испытания пластов ранее применялся, главным образом, в поисково-разведочном бурении, где ствол скважины, как правило, вертикальный. Поэтому техника и технология ведения работ с ИПТ, а также методики интерпретации результатов испытания разрабатывались, в основном, без учета влияния кривизны ствола. При испытании наклонно направленных скважин, когда угол наклона ствола доходит до 60 градусов и более, традиционные технологические приемы проведения операций по испытанию не обеспечивают решение поставленных задач. Почти в два раза увеличилось количество безрезультативных спусков ИПТ в скважины. Это обусловлено тем, что ухудшилась проходимость испытательной компоновки по стволу наклонной скважины, а также возросли трудности по управлению ее забойными клапанами. Кроме того, стали отмечаться случаи неудачных спусков ИПТ в скважины вследствие недохода до забоя и негерметичности пакеровки из-за недостаточного веса бурильной колонны для создания требуемой нагрузки на пакер. Возросли погрешности определения гидродинамических параметров пласта и т.д. В связи с этим возникла необходимость в разработке и совершенствовании как технологии выполнения операций по испытанию пластов в процессе бурения скважин с наклонно направленным стволом, так и в совершенствовании методик интерпретации результатов испытания.
Решение последних в настоящее время особенно важно в связи с вовлечением в хозяйственный оборот простаивающих скважин старого фонда, которые по многим причинам были ликвидированы или законсервированы. Основным методом их использования стал метод бурения боковых наклонно направленных стволов из допустимого по техническому состоянию участка основного ствола скважины. В результате, используя стволы различного направления по азимуту, в промысловой практике начали создаваться системы многозабойных скважин. Большинство таких скважин относятся к категории непереливающих, и при испытании в них пластов ИПТ пластовая жидкость, как правило, не поднимается до устья. Поэтому расчет объема и дебита притока производится косвенным методом по показаниям автономных глубинных манометров. При этом повышение достоверности результатов таких расчетов также являются актуальным.
Автор выражает признательность работникам ЗапСибБурНИПИ и коллегам из ОАО «Газпромнефть-ННГГФ» за проявленную доброжелательность и оказанную помощь при выполнении работы и проведении промысловых испытаний.
Цель работы
Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем использования современных технологий исследования пластов ИПТ в процессе бурения наклонно направленных скважин.
Основные задачи исследований
1. Анализ испытания пластов ИПТ в процессе бурения наклонно направленных скважин.
2. Разработка методики оценки необходимого веса компоновки ИПТ для испытания пластов в процессе бурения наклонно направленных скважин.
3. Совершенствование узлов компоновки ИПТ, технологических приемов,
повышающих ее проходимость при спуске и управление клапанами в наклонно направленной скважине.
4. Разработка методики определения объема и дебита притока по показаниям автономных глубинных манометров.
5. Повышение информативности исследования пластов ИПТ в процессе бурения скважин путем уточнения динамики поступления жидкости в трубы испытателя пластов и разработки методик определения состава притока, объемного коэффициента, газового фактора, а также давления насыщения поступившей из пласта в трубы нефти.
6. Разработка нормативно-техничекой документации и проведение промысловых испытаний предложенных решений.
Научная новизна
1. Обоснованы элементы испытательной компоновки ИПТ для исследования пластов в наклонно направленных скважинах и усовершенствована конструкция пакера (пат. 35366 РФ) для улучшения проходимости по стволу при спуске инструмента.
2. Теоретически обоснована и экспериментально доказана необходимость установки в расчетных интервалах в компоновке ИПТ дополнительного регистрирующего оборудования.
3. Научно обоснованы разработанные на основе физико-химических параметров флюидов и гидродинамических свойств пласта методики интерпретации результатов испытания ИПТ в наклонно направленных скважинах.
Практическая ценность
1. Технические решения, разработанные в ходе выполнения работы, используются при испытании пластов ИПТ в процессе бурения наклонных скважин и боковых стволов на 20 месторождениях Западной Сибири.
2. Разработанные технико-технологические мероприятия испытания пластов с помощью ИПТ в процессе бурения наклонно направленных скважин позволили повысить как эффективность проведения данных работ, так и качество получаемой геологической информации.
3. Результаты диссертационной работы вошли в «Инструкцию по проведению работ испытателями пластов на трубах в скважинах», которая является базовым документом при проведении работ испытателями пластов в процессе бурения скважин в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и ООО «Газпромнефть-Сервисная Буровая Компания».
Апробация результатов исследований
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: научно-технической и научно-практичекой
конференциях ЗапСибБурНИПИ (г. Тюмень, 1987, 1998 гг.), конференции специалистов ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» (г. Ноябрьск, 2006 г.), ученом совете ЗапСибБурНИПИ (г. Тюмень, 2007 г.), техническом совете Института нефти и газа Тюменского государственного нефтегазового университета (г. Тюмень, 2007 г.), техническом совете ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» (г. Ноябрьск, 2008 г.), научно-практической конференции «Новые технологии в топливно-энергетическом комплексе» Новоуренгойского газового форума (г. Новый Уренгой, 2008 г.).
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 1 патент.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, общим объемом 153 страниц машинописного текста, содержит 25 рисунков, 6 таблиц и 1 приложение. Список использованных источников включает 85 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении дана краткая характеристика и обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цели и задачи исследований.
В первом разделе выполнен анализ и обобщение результатов исследований, направленных на обеспечение эффективного и качественного испытания пластов ИПТ в процессе бурения, представленных в работах отечественных ученых: Лошкарева К.И. – основоположника этого метода испытания скважин, Белова А.Е., Блейха Б.А., Богомазова В.Н., Бродского П.А., Варламова П.С., Герцена И.П., Замараева А.Н., Карнаухова М.Л, Клевцура А.П., Колокольцева В.А., Лапшина П.С., Латыпова Р.С., Лопаткина О.Л., Мяснянкина Ю.М., Панова Б.Д., Поздеева Е.К., Портнова В.И., Пустова В.В., Репина С.С., Рязанцева Н.Ф., Семенова Ю.В., Ситдыкова Г.А., Снежко М.П., Сухоносова Г.Д., Тетерина Ф.И.,Типугина А.В., Федорцова В.К., Хамзина К.Г., Шакирова А.Ф., Ягафарова А.К., Яреймичука Р.С., Ясашина А.М. и других. Благодаря их многолетней деятельности созданы теоретические основы, техника и технология испытания скважин ИПТ как для двухциклового, так и для многоциклового испытания. Большая часть работ этих авторов посвящена вопросам испытания пластов ИПТ в вертикальных скважинах. Это вполне объяснимо, поскольку испытание скважин ИПТ как прямой метод исследования пластов в процессе бурения применялся, главным образом, в поисково-разведочном бурении, где ствол скважины, практически, является вертикальным. С развитием наклонно направленного бурения начали появляться работы посвященные совершенствованию испытания пластов ИПТ в таких скважинах. К таким работам следует отнести, в первую очередь, работы Ясашина А.М., Еникеева М.Д., затем Рязанцева Н.Ф., Карнаухова М.Л. и Варламова П.С. Однако отсутствие в достаточном объеме фактического материала результатов испытания пластов ИПТ в наклонно направленных скважинах наложило на результаты их работ в рассматриваемом нами отношении тот отпечаток, что большая их часть носит аналитический характер.
Проведенный анализ успешности выполнения операций по испытанию пластов ИПТ в процессе бурения скважин на месторождениях Западной Сибири ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» за последние семь лет показал, что количество неуспешных спусков ИПТ в скважины с наклонно направленным стволом, примерно, в два раза превышает их количество в вертикальных скважинах. При этом выявились новые причины безрезультативных спусков, которые не встречаются при испытании пластов в вертикальных скважинах - недоход испытательной компоновки до забоя и негерметичность пакеровки из-за недостаточного веса колонны бурильных труб в условиях возросших сил сопротивления на наклонных и искривленных участках ствола; увеличение в открытом стволе мощности интервалов желобообразований, которые ухудшили проходимость испытательной компоновки по таким участкам и т.д. Таким образом, решение проблемы повышения проходимости испытательной компоновки ИПТ по стволу наклонно направленной скважины является актуальной задачей.
Практика показала, что количество неуспешных спусков из-за сбоя в управлении клапанами ИПТ при испытании скважин в наклонно направленном стволе также существенно выше, чем при испытании со стволом вертикальным. Отсюда очевидна необходимость проведения исследований и в этом направлении.
При интерпретации диаграмм давления, регистрируемых автономными глубинными манометрами при испытании пластов в скважинах с высокими значениями зенитного угла, имеются случаи, когда практически отсутствует прирост давления за период притока. В то же самое время форма кривой восстановления давления (КВД) таких диаграмм отчетливо характеризует наличие коллектора. А в трубах при этом отмечается присутствие пластовой жидкости (нефть, газ, пластовая вода) и подъем ее уровня. Поскольку испытание пластов в процессе бурения осуществляется, как правило, без выпуска пластовой жидкости и жидкости долива на поверхность, то единственными приборами объективного контроля за процессом испытания являются автономные глубинные манометры, и по которым из-за отсутствия прироста давления невозможно произвести расчет объема и дебита притока. В результате снижается достоверность и качество получаемой информации о гидродинамических параметрах пласта.
Во втором разделе рассмотрены вопросы необходимого веса испытательной компоновки ИПТ для обеспечения как ее проходимости до забоя наклонно направленной скважины, так и создания требуемой нагрузки на пакер.
Показано, что вес испытательной компоновки должен удовлетворять следующему неравенству
, (1)
где G, Gmin – соответственно, собственный и минимально необходимый вес испытательной компоновки в скважинной жидкости с учетом влияния угла наклона скважины, Н.
Собственный вес в скважинной жидкости спущенной до забоя бурильной компоновки с учетом влияния угла наклона скважины, согласно исследованиям Александрова М.М., равен весу ее проекции на вертикальную ось. Тогда вес испытательной компоновки можно определить по следующей формуле
, (2)
где, qло, qлз, qсо, qсз – вес погонного метра труб в скважинной жидкости, соответственно, легкосплавных опорожненных и залитых жидкостью долива, стальных опорожненных и залитых жидкостью долива, Н/м; 
, 
, 
, 
- длина проекции на вертикальную ось труб, соответственно, легкосплавных опорожненных и залитых жидкостью долива, стальных опорожненных и залитых жидкостью долива, м; Gхв, Gипт – тангенциальная составляющая веса в скважинной жидкости хвостовика и узлов ИПТ, Н.
С целью обеспечения проходимости испытательной компоновки ИПТ до забоя и нормальной пакеровки минимально необходимый ее вес в скважинной жидкости с учетом угла наклона скважины определяется
, (3)
где Gc, Gп, Gх – соответственно, сила сопротивления перемещению испытательной компоновки при подходе к забою, требуемая нагрузка на пакер за минусом тангенциальной составляющей веса в скважинной жидкости узлов ИПТ, расположенных выше пакера, тангенциальная составляющая веса в скважинной жидкости хвостовика и узлов ИПТ, расположенных ниже пакера, Н.
Данная формула справедлива при испытании скважин с жесткой обвязкой
устья через вертлюжную головку. При испытании с обвязкой устья на манифольд буровых насосов величина (Gmin) должна быть уменьшена на величину веса квадратной трубы с вертлюгом (Gктв), поскольку в этом случае они входят в состав испытательной компоновки. В результате формула (3) для этого случая примет вид
. (4)
В правой части выражений (3) и (4) неизвестной величиной является лишь сила сопротивления. Следовательно, задача по определению минимально необходимого веса в условиях скважиной жидкости спущенной до забоя испытательной компоновки сводится к определению силы сопротивления при ее подходе к забою.
Сила сопротивления, действующая на испытательную компоновку с частично опорожненной бурильной колонной при ее подходе к забою, представлена нами в виде
, (5)
где gc – средняя величина cилы сопротивления, приходящаяся на погонный
метр испытательной компоновки при ее подходе к забою, Н/м; L – глубина скважины по стволу, м.
Средняя величина силы сопротивления, приходящаяся на погонный метр испытательной компоновки при ее подходе к забою, определяется по результатам анализа и обработки методами математической статистики фактических величин сил сопротивления, которые имеют место при испытании реальных скважин и рассчитанных по формуле
, (6)
где gф – фактическая средняя величина силы сопротивления, приходящаяся на погонный метр испытательной компоновки, Н/м; G, Gф – соответственно, собственный вес испытательной компоновки, определяемый выражением (2), и фактическая величина натяжения колонны испытательной компоновки на крюке талевого блока при ходе вниз на забое скважины, Н;
Средняя величина зенитного угла определяется из следующей зависимости
, (7)
где Н, L – глубина скважины, соответственно, по вертикали и по стволу, м.
Объем выборки при анализе составляет шестьдесят одно испытание. Во всех испытаниях бурильная колонна была двухсекционной: нижняя секция – стальные бурильные трубы диаметром 127 мм; верхняя – легкосплавные диаметром 147 мм.
Проведенный многофакторный регрессионный анализ зависимости силы сопротивления от наиболее значимых параметров позволил выявить следующее регрессионное уравнение, определяющее среднюю величину силы сопротивления (gc), приходящуюся на погонный метр испытательной компоновки
, (8)
где, – плотность и условная вязкость бурового раствора, кг/м3, с;, о – относительная длина, соответственно, необсаженной части ствола скважины и опорожненных труб в колонне.
Данная зависимость позволяет на стадии планирования операций испытания определить минимально необходимый вес компоновки в скважинной жидкости с учетом влияния угла наклона скважины и спущенной до забоя. Предел ее применимости – от нулевого значения зенитного угла и до начала горизонтального участка ствола. Если же окажется, что (Gmin) больше собственного веса (G), то на разницу в весе (G) между (Gmin) и (G) компоновку необходимо утяжелить. Это достигается путем замены части легкосплавных труб на стальные трубы (СБТ, УБТ). Длина проекции на вертикальную ось легкосплавных труб (
), подлежащих замене, на такую же длину труб стальных, согласно Александрову М.М., определяется из следующего соотношения
. (9)
Затем по данным инклинометрических замеров находят фактическую
длину труб, подлежащих замене.
В третьем разделе представлены результаты исследования проходимости испытательной компоновки ИПТ по стволу при спуске инструмента, а также рассмотрены вопросы повышения надежности управления ее забойными клапанами путем вращения бурильной колонны. Показано, что ухудшение проходимости испытательной компоновки по стволу наклонно направленной скважины по сравнению с вертикальным стволом обусловлено следующими факторами:
1) наличие желобов на наклонных и искривленных участках ствола, на которых пакер (как наибольший по диаметру элемент испытательного оборудования) способен подклинивать;
2) западание хвостовика в каверны при величине его прогиба большем, чем прогиб компоновки низа бурильной колонны (КНБК), которой готовился ствол к проведению испытания.
В настоящее время при испытании пластов ИПТ в процессе бурения скважин наибольшее распространение получил пакер цилиндрический с раздвижными металлическими опорами типа ПЦРО-190, выпускаемого фирмой
«Пакер» (Башкортостан, г. Октябрьский). При подклинивании данного пакера в интервалах желобов плашки его раздвижных опор выдвигаются, упираются в стенки скважины и препятствуют дальнейшему продвижению компоновки вниз.
Решение задачи повышения проходимости пакера данной конструкции при спуске в скважину основано на полезном использовании сил трения между взаимодействующими поверхностями плашек, конуса и опорных втулок раздвижной опоры. В результате плашки будут выдвигаться при большей нагрузке, что создает более благоприятные условия для прохождения пакера в интервалах желобов и сужений ствола скважины при спуске.
Из уравнений равновесия плашек нами получена зависимость для расчета величины угла выполнения их конусной поверхности
, (10)
где – величина угла конусной поверхности плашек, град; f – коэффициент трения между сопрягаемыми с плашкой элементами раздвижной опоры в скважинных условиях (рекомендуется для условий испытания пластов в открытом стволе скважин принимать f = 0,2); Q – величина осевой нагрузки на пакер, необходимой для пакеровки скважины, кН; R – суммарное усилие сжатия пружин, воздействующих на плашки, кН.
Решение задачи по повышению проходимости хвостовика в кавернозных участках ствола скважины основывается на приведение в соответствие его прогиба с прогибом КНБК такой же длины. При расчете хвостовик и КНБК рассматриваются как консоль. Для определения величины ее прогиба (S) используется известная зависимость для консоли
, (11)
где q – вес погонного метра (трубы хвостовика или КНБК), Н/м; l – длина консоли, м; Е – модуль упругости материала труб (для стали Е = 2,1·1011 Н/м2, для алюминиевых сплавов Е = 0,71·1011 Н/м2); Jх – момент инерции поперечного сечения труб хвостовика (КНБК), м4.
Обычно прогиб определяется на длине, равной десяти метрам. Определив по формуле (11) величину прогиба КНБК, подбирают для хвостовика такие трубы, величина прогиба которых близка по величине прогибу КНБК.
Вопросами управления клапанами ИПТ на забое занимались многие исследователи (Варламов П.С., Карнаухов М.Л., Лапшин П.С., Рязанцев Н.Ф., Сухоносов Г.Д. и др.). Наиболее основательные исследования выполнены Рязанцевым Н.Ф., в которых достаточно подробно рассмотрены вопросы о влиянии помех от сил трения на передачу вращающего усилия к забойным механизмам. Однако, использовать полученную им аналитическую зависимость для расчета дополнительного количества оборотов, которые необходимо осуществить на устье скважины, чтобы обеспечить передачу необходимого числа оборотов запорно-поворотному клапану (ЗПК) на забое на практике не представляется возможным. Это обусловлено тем, что данная зависимость, во-первых, получена для колонны труб одного типоразмера. Во-вторых, она предполагает некорректное использование величины коэффициента трения, рассчитанного при иных, нежели при испытании, условиях работы бурильной колонны: а именно, в условиях подготовки ствола скважины к проведению испытания, когда на нее не действуют распределенные по поверхности труб выталкивающие силы, которые имеют место при проведении испытания с частично опорожненными трубами, и учет которых является обязательным.
С целью получения эмпирической зависимости по расчету требуемого дополнительного количества оборотов, был проведен промышленный эксперимент. Суть эксперимента заключалась в следующем. При каждом спуске компоновки ИПТ в скважину определялось несоответствие числа оборотов, совершенных бурильной колонной на устье и на забое. Всего в условиях эксперимента было выполнено шестьдесят одно испытание пластов в открытом стволе при различных значениях зенитного угла в скважинах на разных месторождениях Западной Сибири. При всех испытаниях колонна бурильных труб была двухсекционной: нижняя секция собиралась из стальных труб диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм, а верхняя – из легкосплавных диаметром 147 мм с толщиной стенки 11 мм. Для передачи необходимого осевого усилия на пакер с опорой хвостовика на забой при пакеровке подшипник ЗПК при вращении колонны воспринимал нагрузку, равную 100 кН. Диаметр труб кондуктора и диаметр открытого ствола скважины были равны, соответственно, 245 мм и 215,9 мм.
По результатам исследования получена следующая эмпирическая зависимость для расчета общего количество оборотов колонны на устье, необходимых для первой смены позиции клапана на забое (Nб.к.)
, (12)
где Nпас. – паспортное значение количества оборотов, необходимых для смены позиции клапана, обороты; k = 2 · 10-5 – эмпирический коэффициент, обороты/град · м; L – длина бурильной колонны до ЗПК, м; ср. - среднее значение зенитного угла ствола скважины определяется по формуле (7), град.
На практике, используя зависимость (12), рассчитывают общее количество оборотов колонны на устье, необходимых для первой смены позиции клапана на забое (Nб.к.). Для последующих изменений позиции клапана выполняют такое количество оборотов бурильной колонной на устье в правую сторону, которое определено технической характеристикой ЗПК. Предел применимости формулы (12) – от нулевого значения зенитного угла и до начала горизонтального участка ствола.
В четвертом разделе приведены результаты исследований по определению объема и дебита притока по показаниям автономных глубинных манометров, устанавливаемых, согласно действующего в настоящее время РД 153-39.0-062-00 (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа), в трубы испытательной компоновки непосредственно над запорным клапаном (трубный манометр). Определение объема и дебита притока при этом можно свести к определению длины заполнившихся при притоке труб верхней секции, в которых происходит подъем уровня жидкости долива. Для двухсекционной бурильной колонны эта длина заполнившихся труб (lтр.) в условиях наклонно направленного ствола определяется полученной нами зависимостью
, (13)
где Р – прирост давления на трубном манометре за период притока в условиях наклонно направленного ствола, Па; д – удельный вес жидкости долива, Н/м3; п – удельный вес жидкости поступающей в трубы из подпакерного пространства, Н/м3; 2 – среднее значение зенитного угла труб верхней секции, в которых происходит подъем уровня жидкости долива, град; 1 – среднее значение зенитного угла труб нижней секции, в которых происходит накопление и всплытие пластовой жидкости, град; k – коэффициент, численно равный отношению величины объема погонного метра труб, в которых происходит подъем уровня жидкости долива, к величине объема погонного метра труб нижней секции, в которых происходит накопление и всплытие поступающей в трубы из подпакерного пространства жидкости.
Показано, что по показаниям трубного манометра длину заполнившихся труб (а значит объем и дебит притока) определить невозможно, так как величина удельного веса поступающей в трубы жидкости из подпакерного пространства (п), в общем случае, является неизвестной. Предлагается длину заполнившихся при притоке труб определять на основе показаний «уровневого» манометра, который дополнительно устанавливается в трубы непосредственно под уровень жидкости долива ниже на 25-50 метров. В этом случае длина заполнившихся при притоке труб определяется из следующего полученного нами соотношения
, (14)
где Ру – величина прироста давления на «уровневом» манометре за период притока, Па.
В случае, если величина зенитного угла в интервалах подъема уровня жидкости долива в трубах является переменной величиной, то длину заполнившихся при притоке труб определяют следующим образом:
- сначала находят высоту подъема уровня жидкости долива (Н) по формуле
; (15)
- затем по данным инклинометрических замеров находят фактическую длину заполнившихся труб при подъеме уровня жидкости долива в соответствующих интервалах скважины на высоту (Н), и по известным нижеприведенным формулам (16), (17) определяют величину объема (V) и дебита (q) притока
(16)
, (17)
где V1п – величина объема погонного метра внутренней полости труб, в которых происходит подъем уровня жидкости долива, м3/м; Т – продолжительность периода притока, мин.
В пятом разделе приведены результаты исследований, повышающих информативность метода испытания пластов ИПТ. Предложено по результатам испытания дополнительно определять динамику поступления жидкости в трубы из подпакерного пространства, удельный вес пластовой жидкости в забойных условиях, состав притока, объемный коэффициент, газовый фактор и давление насыщения поступившей в трубы нефти.
Динамика поступления жидкости в трубы из подпакерного пространства определяется по следующей зависимости, полученной нами из решения системы двух уравнений (13) и (14) относительно ее удельного веса (п)
. (18)
Для этого кривые притока трубного и «уровневого» манометров разбиваются на определенное число равных по продолжительности интервалов времени, и определяется прирост давления в каждом из них. Затем для каждого интервала по формуле (18) рассчитывается величина удельного веса поступающей в трубы жидкости. Построив на совместном графике кривых притока трубного и «уровневого» манометров кривую изменения величины удельного веса поступающей в трубы жидкости в зависимости от времени периода притока с ее линией тренда, можно наглядно представить динамику ее изменения и определить начало поступления в трубы чистой пластовой жидкости. Кроме того, при этом можно определить и величину удельного веса (п) непосредственно, или же оценить возможность этого определения по результатам данного конкретного испытания.
На рисунке 1 представлены совместные графики кривых притока трубного и уровневого манометров с кривой изменения величины удельного веса поступающей в трубы жидкости в забойных условиях и ее линией тренда, построенные по результатам испытания объектов: а) – среднеприточного; б) – высокоприточного; в) - низкоприточного.
Рисунок 1 - Совместные графики кривых притока трубного (1) и уровневого (2) манометров с кривой удельного веса
поступающей в трубы жидкости (3) и ее линией тренда (4)
Из данного рисунка видно, что, в общем случае, кривые притока состоят из трех участков: начального (А), когда из подпакерного пространства в трубы поступает буровой раствор, выдавливаемый поступающей из пласта в скважину пластовой жидкостью; переходного (В), когда в трубы поступает смесь бурового раствора с пластовой жидкостью; конечного (С), когда в трубы поступает чистая пластовая жидкость. Кривые притока, которые представлены всеми тремя участками, являются «завершенными». И только в этом случае можно определить ее удельный вес в забойных условиях.
Испытание пластов производится, как правило, при давлении на забое большем, чем давление насыщения нефти газом. Поэтому полученная величина
удельного веса пластовой жидкости в забойных условиях позволяет определить ее водную (nв) и нефтяную (nн) составляющие из следующих известных зависимостей
, (19)
, (20) где п, в,, н - соответственно, удельный вес пластовой жидкости, воды и нефти, содержащейся в ней в забойных условиях, Н/м3.
В правой части формул (19), (20) величины в и н в эксплуатационном бурении для пластовых условий известны и их легко можно привести к условиям забойным.
Знание динамики поступления жидкости в трубы из подпакерного пространства позволяет для «завершенных» кривых притока по приросту давления на трубном и «уровневом» манометрах рассчитать, используя формулы (14), (15), (16), (18), (19), (20), величину объема поступившей в трубы безводной нефти в забойных условиях (Vз.у.) и привести его затем по известным зависимостям к условиям пласта (Vп.у.). Подобное можно сделать и при поступлении в трубы нефти в смеси с пластовой водой, но только при наличии в испытательной компоновке пробоотборника, позволяющего непосредственно определить нефтяную (nн) и водную (nв) составляющую притока.
Объем поступившей в трубы нефти после ее дегазации (Vд) определяется либо непосредственным замером после отстоя и дегазирования в емкости, либо расчетным способом путем использования формул (14), (15), (16), (18), (19), (20), совместных графиков притока (рисунок 1), термограмм трубного и «уровневого» манометров и данных точной фиксации уровня жидкости в трубах при подъеме компоновки. Затем определяется объемный коэффициент поступившей в трубы нефти (В) из следующего известного соотношения
. (21)
Взяв пробу дегазированной нефти и произведя непосредственный замер ее удельного веса (н.д.), а также рассчитав удельный вес выделившегося из нефти газа в поверхностных условиях (г) по его компонентному составу, используя нижеприведенную зависимость (22), полученную из формулы Мищенко И.Т., можно определить и величину газового фактора нефти
, (22)
где Г – газовый фактор, м3/ м3; н.з. – удельный вес нефти в забойных условиях, определяемый из графика (рисунок 1), Н/м3.
Давление насыщения нефти газом определяется на основе диаграмм давления и температуры, регистрируемых автономными глубинными манометрами, устанавливаемых либо в пробоотборные полости труб, расположенных между клапанами ИПТ, либо полости пробоотборников испытательной компоновки. На рисунке 2 показаны примеры таких диаграмм, которые были получены при испытании нефтенасыщеного пласта АС10-1 фроловской свиты наклонно-направленной скважины № 15210 куста 11Б Южно-Приобского месторождения.
Линия (АВ) диаграммы давления регистрируется при снятии с пакера. Скачкообразный рост давления здесь обусловлен скачкообразным изменением осевой нагрузки, действующей на шток испытателя пластов и жестко связанные с ним трубы пробоотборной полости сразу после закрытия впускного клапана и
Рисунок 2 - Диаграммы давления и температуры
последующего открытия уравнительного клапана. Трубы пробоотборной полости при этом упруго деформируются и, изменяя свой внутренний замкнутый объем, вызывают скачкообразное изменение давления находящейся в ней жидкости. Участок 6 (линия ВС) диаграммы регистрируется при подъеме испытательной компоновки из скважины. Здесь уменьшение давления обусловлено проявлением упругих свойств материала труб и самой жидкости, находящейся в пробоотборных трубах, при уменьшении температуры и уменьшении величины гидростатического давления в затрубном пространстве. В точке (С) на линии наблюдается излом. Это означает, что в этой точке из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Величина давления нефти в этой точке и будет величиной давления насыщения нефти газом (Рн) при соответствующей температуре (tн). На участке 7 (линия СД) уменьшение давления обусловлено, главным образом, проявлением упругих свойств выделяющегося из нефти газа при уменьшении температуры по мере подъема. Зная температуру и давление насыщения нефти в точке излома (С), а также определив компонентный состав газа и газовый фактор, можно по известным в нефтепромысловом деле зависимостям определить и величину давления насыщения нефти (Рн.п) для пластовых условий. (при пластовой температуре tп,).
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Теоретически обоснована зависимость определения сил сопротивлений от наиболее значимых скважинных параметров – среднего значения зенитного угла, плотности и вязкости бурового раствора, относительных длин открытой части ствола скважины и опорожненных труб в бурильной колонне. Полученная зависимость положена в основу методики оценки величины минимально необходимого веса, который должна иметь компоновка ИПТ для испытания пластов в наклонно направленных скважинах на месторождениях Западной Сибири.
2. Усовершенствована конструкция пакера, обеспечивающего повышенную проходимость компоновки ИПТ для испытания пластов в процессе бурения наклонно направленных скважин.
3. Рекомендован для улучшения проходимости испытательной компоновки по стволу наклонно направленной скважины, технологический прием, заключающийся в том, что хвостовик собирается из типоразмера труб, величина прогиба которых равна величине прогиба КНБК, используемой при подготовке скважины к проведению испытания.
4. Получена эмпирическая зависимость расчета количества оборотов, которые необходимо совершить двухсекционной бурильной колонной для первой смены позиции запорно-поворотного клапана на забое при испытании пластов с учетом кривизны ствола скважины.
5. Обоснована необходимость установки дополнительного регистрирующего манометра под уровень жидкости долива для расчета объема и дебита притока при испытании пластов ИПТ. Доказана невозможность определения объема и дебита притока по показаниям одного лишь манометра, устанавливаемого непосредственно над запорно-поворотным клапаном испытательной компоновки.
6. Разработана методика определения динамики поступления жидкости в трубы из подпакерного пространства на основе показаний трубного и «уровневого» манометров. Ее применение позволяет существенным образом повысить информативность метода исследования пластов ИПТ, так как появляется возможность определения удельного веса поступающей в трубы жидкости с учетом забойных условий, состава поступающего флюида, объемного коэффициента, газового фактора и давления насыщения нефти в пластовых условиях.
7. Разработана «Инструкция по проведению работ испытателями пластов на трубах в скважинах» (Руководящий документ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика»). Основные защищаемые положения диссертации, апробированы при испытании пластов ИПТ в процессе бурения наклонно направленных скважин и боковых стволов на следующих нефтяных месторождениях Западной Сибири: Вынгапуровском, Еты-Пуровском, Карамовском, Крайнем, Крапивинском, Локосовском, Максимкинском, Мегионском, Меритояхском, Мыхпайском, Новогоднем, Романовском, Сугмутском, Средне-Итурском, Северо-Пякутинском, Спорышевском, Тайлакском, Умсейском, Шингинском, Южно-Приобском и др.
8. Экономический эффект от внедрения технологии только за счет сокращения неуспешных спусков ИПТ составляет 12 млн. рублей в расчете на 100 испытанных объектов.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ
В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ
1. Солдатов Е.П. Устройства для отбора глубинных проб пластовой жидкости при испытании скважин ИПТ и пути их совершенствования / Е.П.Солдатов, А.М.Носырев // Интенсификация строительства нефтегазоразведочных скважин в Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1987, - С. 29-33.
2. Носырев А.М. О некоторых особенностях испытания бурящихся наклонно направленных скважин испытателями пластов в Западной Сибири //
НТВ Каротажник. - Тверь: Изд. АИС, 2005. - Вып. 135. - С. 35-54.
3. Носырев А.М. Расчетный метод определения содержания воды и нефти в пластовой жидкости скважин испытателями пластов на трубах (ИПТ) // НТВ Каротажник. - Тверь: Изд. АИС, 2007. - Вып. 154. - С. 78-87.
4. Носырев А.М. Анализ конечных участков диаграмм давления при испытании скважин с помощью испытателей пластов на трубах (ИПТ) // НТВ Каротажник. -Тверь: Изд. АИС, 2007. -Вып. 158. - С. 91-105.
5. Носырев А.М. Динамика поступления жидкости в трубы испытателей пластов // НТВ Каротажник. - Тверь: Изд. АИС, 2007. - Вып. 160. - С. 13-23.
6. Носырев А.М. Управление клапанами испытателей пластов на трубах в наклонно направленных скважинах // НТВ Каротажник. - Тверь: Изд. АИС, 2008. - Вып. 169. - С. 32-36.
7. Носырев А.М. Проблемы испытания наклонно направленных скважин испытателями пластов на трубах на месторождениях Западной Сибири и их решение // Новые технологии в топливно-энергетическом комплексе: Материалы науч. – практ. конф. г. Новый Уренгой 24.04.2008. – Новый Уренгой: Типография ИП Лисицкой И.П., 2008. – С. 68-69.
8. Носырев А.М. Обоснование компоновки бурильной колонны для испытателей пластов на трубах в наклонных скважинах на месторождениях Западной Сибири / А.М.Носырев, Я.М.Курбанов // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - № 5. – С. 24-28.
9. Пат. 35366 РФ, Е 21 В 33/12. Пакер / А.М. Носырев (Россия). –
№ 2003117986/20; Заявлено 18.06.2003; Опубл. 10.01.2004, Бюл. № 10.
Соискатель А.М. Носырев
