Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням ПГДП-1

Основною метою технології комплексного освоєння і дослідження свердловин після буріння, а також після поточного ремонту є визначення фільтраційних властивостей пласта у привибійній зоні і відновлення їх до природного стану перед пуском свердловини в експлуатацію.

Пристрій гідродинамічних досліджень пласта (ПГДП-1) дає змогу в одному циклі робіт поєднати гідродинамічне дослідження, вплив на пласт з метою поліпшення фільтраційних властивостей привибійноТ зони і освоєння свердловин. Вплив на пласт проводиться шляхом створення багаторазових миттєвих депресій-репресій. Застосування пристрою ПГДП-1 дає змогу вести постійний візуальний дистанційний контроль з допомогою реєструючих приладів за зміною вибійного тиску в процесі створення миттєвих депресій, а також відновлення його в підпаркерній зоні. Створення багаторазових миттєвих депресій-репресій

Рис. 16.7. Схема компоновки ліфта і обв'язки наземного обладнання:

1-мірна місткість; 2-фіпьтр; 3-міст-кість з робочою рідиною; 4-на-сос-ні агрегати; 5-лубрікатор; б-карота-жний кабель; 7-фонтанна арматура; 8-лабораторія АКС-Л; 9-амбар для приймання флюїду, який надходить з пласта; 10-геофізичне з'єднання; 11/-колона насосно-компресорних труб; 12-пристрій ПГДП-1; 13-пакер; 14-хвостовик-фільтр

на пласт із застосуванням пристрою ПГДП-1 легко поєднується з хімічними методами впливу на при-вйбійну зону (кислотою, лугом або поверхнево-активними речовинами).

Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пристрою ПГДП-1 за один цикл включає такі операції: спуск компоновки ліфта і обв'язка наземного обладнання (рис.16.7); гідродинамічне дослідження і реєстрація кривих відновлення тиску (КВТ) (рис.16.8,а); розшифрування КВТ і оцінка фільтраційних параметрів пласта (привибійної і віддаленої зон); вплив на привибійну зону пласта з метою вирівнювання фільтраційних властивостей привибійної і віддаленої зон; гідродинамічне дослідження і реєстрація КВТ; розшифрування отриманих КВТ і оцінка фільтраційних властивостей пласта після впливу на нього (рис. 16.8,б); освоєння свердловини і пуск її в експлуатацію.

У процесі освоєння й очистки привибійної зони пристроєм ПГДП-1 як робоча рідина використовується вода, оброблена хлористим кальцієм, або дегазована нафта. Ведеться постійний контроль за зміною кількості припливу пластового флюїду після кожного циклу депресій-репресій. Отриманий стабілізований приплив пластового флюїду свідчить про завершення про-

Рис. 16.8. Діаграма запису зміни тисків (а) і розшифровані криві відновлення тисків / і 2 (6) свердловини № 132 Бугріватівська пристроєм ПГДП-1

цесу очистки привибійної зони пласта методом депресій-репресій. Величина депресії і її амплітуда вибираються залежно від конкретних геологічних умов з врахуванням величини пластового тиску, тиску насичення нафти газом, розмірів перемички між нафтовим і водяним пластами, міцності скелету породи й інших компонентів.

Допустима величина депресії на пласт при освоєнні вибирається за таких умов: міцності цементного кільця, міцності обсадної колони, запобігання виділення газу в привибійній зоні пласта, стійкості колектора і запобігання змикання тріщин (для тріщинних колекторів).

Величину допустимої депресії з умови збереження міцності цементного кільця визначають за формулою < де — допустима депресія, МПа; — пластовий тиск в нафтогазовому колекторі,МПа; — тиск у водоносному горизонті або на межі водрнафтового контакту(ВНК) при водоплаваючих покладах.МПа; — допустимий градієнт тиску на цементне кільце за обсадною колоною,МПа/м, рекомендується не більше 2,5МПа/м; — висота якісного цементного кільця між водоносним горизонтом або ВНК і найближчим перфораційним отвором.

Перепад тиску на експлуатаційну колону не повинен перевищувати допустимого значення згідно з вимогами щодо запобігання зім'яття обсадної колони.

З точки зору запобігання виділення газу в привибійній зоні і його прориву в стовбур свердловини допустима депресія визначається за формулою (при обводненні продукції понад 3%) і для решти випадків, де — тиск насичення нафти газом.

Величина допустимої депресії для запобігання руйнування колектора пласта в привибійній зоні забезпечується при дотриманні наступного співвідношення:

де — межа міцності породи на стиск з врахуванням його зміни при наповненні породи фільтратом бурового розчину, МПа; — коефіцієнт бокового розпирання; — вертикальний гірський тиск, МПа.

Гірський тиск визначається середньою густиною вищезалягаючих порід з врахуванням наповнюючих їх рідин і глибини розміщення пласта Я. Величина допустимої депресії для запобігання змикання тріщин для тріщинних колекторів визначається залежністю де — розкриття тріщини, мм; — довжина тріщини, мм; Е — модуль пружності породи пласта, МПа; — коефіцієнт Пуассона.

Дослідження свердловин починають з визначення оптимальної величини депресії для досліджуваного пласта шляхом поступового її збільшення: ⁼0,75 ; = 0,75 ; , з постійним виміром кількості приплив у рідини за рівні проміжки часу t Контроль за створеною величиною депресії і за процесом відновлення тиску в підпаркерній зоні проводиться записом на стрічці самописця або осцилографа геофізичної лабораторії АКС-Л, яка установлена на гирлі свердловини і з допомогою кабеля під'єднана до пристрою ПГДП-1.

Вплив на пласт проводиться методом створення багаторазових миттєвих депресій-ре-пресій шляхом почергового включення на 10 — 15 хв і виключення на 5 — 7 хв наземних насосних агрегатів.

Визначення фільтраційних параметрів пласта і їх зміни на основі методик обробки результатів гідродинамічних досліджень рекомендується проводити в наступній послідовності.

1. Оцінка припливу і середнього дебіту для кожного періоду припливу 2. Реєстрація зміни величини пластового тиску в підпаркерній зоні через певні проміжки часу 3. Для кожної точки розраховують координати х = у - (за методом Хорнера), де — поточний тиск.МПа; Т — час припливу або створення депресії, хв; — час відновлення тиску, хв. 4. За розрахованими координатами будують перетворений графік відновлення тиску (рис.16.8,б). 5. Проводять прямолінійні відрізки (початковий і кінцевий) і визначають кутові коефіцієнти нахилу прямих (М = ), які характер-ризують фільтраційний опір при вибійної і віддаленої зон. 6. У точці перетину другого прямолінійного відрізка КВТ з віссю тисків визначають значення пластового тиску 7. Гідропровідність при вибійної і віддаленої зон визначають відповідно і і, маючи дані про в'язкість пластового флюїду, розраховують проникність і , де — ефективна товщина пласта. 8. Радіус зони погіршеної проникності шукають за формулою , де — час в точці перетину початкового і кінцевого прямолінійного відрізка; m — коефіцієнт пористості; — Гідропровідність породи в привибійній зоні; — пружна ємність пластів (при невідомому значенні може бути прийнята 5-Ю"³ МПа"¹). 9 .Відношення між фільтраційними параметрами привибійної і віддаленої зон найбільш об'єктивно оцінюється через показник скін-ефекту який свідчить про наявність або відсутність додаткового фільтраційного опору в привибійній зоні і визначається за формулою = , де — радіус свердловини в продуктивному інтервалі. 10.Для оцінки ефективностіпроцесів очистки привибійної зони свердловини в часі проводять розшифрування декількох отриманих в часі кривих відновлення тиску (рис.16.8,6). 11.На основі проведених розрахунків гідро провідностей проникності і скін-ефекту робиться висновок про ступінь погіршення фільтраційних властивостей, доцільність проведення заходів для обробки привибійної зони пласта та ефективність виконаних робіт щодо інтенсифікації припливу.