Файл: Курсовая работа по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx

Испытание скважины

Испытание скважины регулируется ГОСТ Р 53240-2008[56]. В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

• 
  ГДК - гидродинамический каротаж;
  
• 
  ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах;
  
• 
  ГТН - геолого-технический наряд;
  
• 
  ЗПК - запорно-поворотный клапан;
  
• 
  ИПК - испытатель пластов на кабеле;
  
• 
  ИПТ - испытатель пластов на трубах;
  
• 
  КВД - кривая восстановления давления;
  
• 
  НКТ - насосно-компрессорные трубы;
  
• 
  ОПК - опробование пластов;
  
• 
  УБТ - утяжеленная буровая труба;
  
• 
  УЭС - удельное электрическое сопротивление.
  

Испытание поисковых и разведочных скважин является обязательным элементом комплексного изучения вскрываемого стратиграфического разреза при ведении геолого-поисковых работ на нефть и газ. Испытание скважин в зависимости от стадии поисково-разведочных работ и особенностей объекта испытаний проводят для решения следующих геолого-промысловых задач:

• 
  определения флюидонасыщенности горных пород-коллекторов;
  
• 
  определения пластовых давлений и гидродинамических параметров пластов;
  
• 
  изучения закономерностей изменения коллекторских свойств пласта в прискважинной и удаленной зонах;
  
• 
  оценки начальных дебитов нефти, газа, пластовой воды;
  
• 
  оценки запасов и потенциальных возможностей изучаемых горизонтов;
  
• 
  определения границ интервалов с разной флюидонасыщенностью во вскрытом стратиграфическом разрезе.
  

При испытании изучаемый объект включается во временную эксплуатацию при обязательном регулировании и контроле отбора пластового флюида с измерением давления на устье и на забое скважины. Отработка пласта на разных режимах чередуется с периодическими прекращениями отбора жидкости или газа для регистрации восстановления давления в пласте.

К режимам испытания относятся:

• 
  депрессия на пласт (разность между начальным пластовым давлением и давлением на забое скважины при отборе флюида);
  
• 
  продолжительность отбора флюида из пласта;
  
• 
  продолжительность закрытия скважины для регистрации восстановления давления;
  
• 
  количество циклов "приток-восстановление давления";
  
• 
  соотношение между дебитом и депрессией на пласт;
  
• 
  соотношение между депрессией на пласт при испытании и превышением гидростатического давления бурового раствора или иной жидкости в скважине над пластовым давлением.
  

---

Испытания пластов проводят как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационных колонн. Для технического обеспечения испытаний используют специальное оборудование.

При исследованиях с применением ИПТ в открытом стволе регистрируют непрерывную кривую изменения давления на забое в процессе притока и кривую восстановления давления (КВД). Технология позволяет получать данные о скин-факторе и других свойствах околоскважинной области пласта (в радиусе 3-30 м в зависимости от проницаемости отложений).

Исследования с применением ИПТ в колонне проводят по аналогичной технологии, но вызов притока рекомендуется осуществлять путем длительного (не менее продолжительности цикла закрытия на КВД) отбора флюида с поддержанием постоянного забойного давления с помощью свабирования. При этом депрессия должна составлять не менее 50% депрессии технологического режима.

Исследования с помощью стандартного испытателя пластов на кабеле ИПК не отличаются от рассмотренных выше по технологии проведения измерений. Они используются для оценки фильтрационно-емкостных свойств отдельных изолированных прослоев с возможным отбором глубинных проб пластового флюида.

Для оценки вертикальной и латеральной анизотропии проницаемости исследуемого пласта рекомендуется использовать модификации испытателя пластов на кабеле для открытого ствола, оснащенные мультизондовой измерительной системой.

Для определения параметров пласта в интервалах, не вскрытых перфорацией, рекомендуется использовать динамический испытатель пластов для обсаженного ствола. При испытании пласта осуществляется сверление обсадной колонны и цементного камня, а после завершения испытания - герметизация высверленного отверстия.

9. Освоение скважины

29. Вторичное вскрытие пласта

Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится перфорацией эксплуатационной колонны. Основной задачей вторичного вскрытия пласта является – создание совершенной гидродинамической связи между скважинной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи

---

обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальной плотности перфорации и типоразмера перфоратора.

Выбран перфоратор типа ПК-105С. Характеристика перфоратора приведена в таблице 16.

Таблица 16 – Характеристика перфоратора

1	2
Тип перфоратора	ПК-105С
Диаметр перфоратора, мм	105
Максимальная длина сборки, м	3
Фазировка зарядов, градус	90
Плотность перфорации, отв/м	12
Максимальное рабочее давление, МПа	50

Перфорационной средой является раствор хлористого кальция.

Способ доставки перфоратора – на геофизическом кабеле. Так как этот способ не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ).

30. Вызов притока флюида

Перед началом вызова притока на устье скважины, должна быть установлена фонтанная арматура. До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. После установки арматуры ее испытывают на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колоны.

Вскрытые пластов должно производится после проверки и установления готовности буровой и персонала к вскрытыю продуктивного горизонта, проверки выполнения мероприятий по защите работающих и населения в зоне возможной загованности в случае аварийного выброса нефти и газа под руководством лица, ответственного за проведение работ. Проверку должна осуществлять комиссия, назначенная приказом по предприятию, с участием представителей. Перед вскрытием продуктивных горизонтов и дальнейшим углублением скважины перед началом смены проверяется работоспособность плашек превентора и задвижек манифольда с продувкой его воздухом.

С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФK6-65х35ХЛ (рисунок 4). Арматура предназначена для оборудования устья нефтяной скважины с целью герметизации устья

---

, его обвязки, регулирования режима эксплуатации скважины, установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважин и проведения технологических операций.



Рисунок 4 – Схема фонтанной арматуры АФK6-65х35ХЛ

Вызов притока будет происходить методом снижение противодавления на пласт свабированием или при помощи азотно-компрессорной установки (при снижении плотности раствора учитывать требования п. 302 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»).

10. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

---

Дефектоскопия

Бурение скважины начинают проконтролированным инструментом и спускоподъемным оборудованием. Неразрушающий их контроль производится по единому графику, составленному Буровым Подрядчиком.

В процессе производства буровых работ должен вестись, с фиксацией в паспорте-журнале, учет наработки бурильных труб [57]. При достижении нормативных сроков наработки бурильные трубы должны подвергаться инспекционной проверке, включающей дефектоскопию бурильных труб, проводимую по специальным методикам. Нормативные сроки наработки, виды инспекций и дефектоскопии устанавливаются в эксплуатирующей организации в зависимости от конкретных условий строительства скважины.

Результатом инспекционной проверки является определение класса износа каждой бурильной трубы.

Бурильные трубы, находившиеся в контакте с сероводородом, после демонтажа перед повторным использованием должны быть подвергнуты дефектоскопии и опрессованы.

Дефектоскопию бурильных труб необходимо проводить в соответствии с нормативным документом с периодичностью, указанной в проектной документации (ПД), в зависимости от конкретных условий строительства скважины. После ликвидации инцидентов, связанных с прихватом, падением в скважину бурильной колонны, и перед спуском потайных колонн или секции обсадной колонны проверка бурильных труб дефектоскопией обязательна.[58]

Списание бурильных труб, не подлежащих ремонту, производится на основании внешнего осмотра, инструментальных измерений, данных по дефектоскопии, и оформляется актом. Решение о выводе из эксплуатации бурильных труб должно приниматься с учетом показателей физического износа, коррозии или результатов дефектоскопии в соответствии с рекомендациями.

Внутренние защитные покрытия допускается наносить на бурильные трубы, бывшие в эксплуатации, после проведения дефектоскопии и ремонта, по утвержденной технологии. Внутренние защитные покрытия допускается наносить на бурильные трубы с различными типами замковых соединений, в том числе и на бурильные трубы с двух упорными замками. Покрытие бурильных труб должны выдерживать указанные в технических требованиях внешние воздействия без отслаивания, расслаивания и растрескивания в интервале температур: при транспортировании, проведении погрузочно-разгрузочных и спуско-подъёмных операций на скважине от минус 40°С до плюс 60°С. При хранении от минус 50°С до плюс 60°С. Величина верхнего предела температуры эксплуатации бурильных труб регламентируется видом материала, используемого для формирования покрытия конкретного назначения.[59]

---