Реферат: Опубликована в журнале «Нефть. Газ. Новации» №4,2011 год, стр 80-82

Опубликована в журнале «Нефть. Газ. Новации» №4,2011 год, стр 80-82


УДК 622.244.6:622.276


Перспективы и проблемы гидродинамических исследований испытателями пластов на трубах в осложненных геолого-технических условиях

Р.В. Хакимов, В.С. Хакимов (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа)


Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, интерпретация данных, испытатель пластов на трубах, горизонтальная скважина, беспроводной канал связи.


Аннотация. Метод испытания пластов на трубах является прямым методом определения характера насыщения и гидродинамических параметров перспективных на нефть и газ интервалов в открытом стволе скважины. Стандартное оборудование для испытания на трубах применяется с определенными ограничениями на геометрию ствола скважины и термобарические условия, однако в настоящее время возникает необходимость применения инструментов для ведения поисково-разведочных работ на нефть и газ на больших глубинах, с высокими значениями температур и давлений, нередко содержащих сероводород и углекислый газ. Широко внедряется технология разработки месторождений при помощи горизонтальных скважин, которая должна сопровождаться получением достоверной информации о параметрах пласта вдоль всего ствола скважины. Изменившиеся условия требуют нового оборудования, технологических схем и методов обработки информации. В статье кратко освещены проблемы, с которыми приходится сталкиваться в сложных геолого-технических условиях при испытании на трубах и намечены шаги по их решению.


Известный в нефтепромысловой геофизике способ гидродинамических исследований (ГДИ) в процессе бурения скважин при помощи испытателей пластов на трубах (ИПТ) является одним из достоверных методов получения информации о характере насыщения и продуктивных возможностях коллекторов нефти и газа [1].

На протяжении последних 40 лет в ОАО НПФ «Геофизика» (до 1991 г. ВНИИнефтепромгеофизика) ведутся работы по конструированию и производству комплексов оборудования для проведения испытаний на трубах, а также разработка технологических и методических вопросов. За прошедшие годы был разработан и передан в серийное производство размерный ряд скважинного оборудования для исследования пластов на трубах для всех типов скважин, где применяются трубные пластоиспытатели. Было разработано и внедрено в производство различное дополнительное и вспомогательное оборудование, способствующее повышению эффективности работ по испытанию (запорные клапаны, пробоотборники, циркуляционные клапаны, устьевые головки и т.д.).

Специально для скважин с высоким содержанием сероводорода освоены технологические процессы механической обработки, изготовления деталей и узлов ИПТ из дисперсионно-упрочненного сплава никеля с хромом под торговой маркой Inconel 718. Данный сплав характеризуется высокой прочностью и коррозионной устойчивостью к сульфидному растрескиванию под напряжением в условиях высоких температур [2].

Проведение испытаний в условиях высоких (более 150ºС ) температур диктует использование термостойких жидкостей для наполнения гидравлических тормозных устройств испытателей пластов и ясов закрытого типа. Были проведены стендовые испытания силоксановой жидкости, показавшие хорошую применимость её в качестве рабочей жидкости в гидротормозных реле.

Вместе с тем, остается ряд проблем в области исследования пластов испытателями на трубах в процессах бурения, связанных с конфигурацией открытого ствола скважины (наклонно-направленные, боковые, горизонтальные стволы). Осложняющими факторами при этом являются большие углы набора кривизны ствола, а также значение максимального угла кривизны. В скважинах со специфической конфигурацией открытого ствола повышается вероятность различного рода аварийных ситуаций, в частности, прихватов. В связи с наличием ограничений технологического характера продолжительность пребывания инструмента на забое может оказаться недостаточным для получения качественной информации с забойных регистраторов. Таким образом, для успешного решения вопросов применения ИПТ в подобных условиях требуется комплексный подход, связанный с коррекцией технологии бурения, совершенствованием конструкции узлов ИПТ и т.д. Естественно, это потребует дополнительных вложений в строительство скважин. Но в связи с расширением работ по бурению эксплуатационных скважин горизонтального типа и необходимостью проведения в них, во многих случаях, гидродинамических исследований с применением ИПТ, это может быть вполне оправдано [3].

Всесторонние исследования влияния указанных выше факторов на техническую успешность доставки компоновки ИПТ в исследуемый интервал и их работу в открытом стволе скважин не проводились. В связи с этим нет и соответствующей утвержденной технической инструкции (руководящего документа с регламентом) на проведение гидродинамических исследований в подобных условиях с применением ИПТ. Некоторые сервисные компании, в частности ОАО «ПермьНГФ», ОАО «БНГФ» и другие, используя серийно выпускаемые узлы ИПТ, делают попытки выполнить в открытых наклонно-направленных или горизонтальных скважинах (ГС) работы технологического или исследовательского характера [4]. На рис.1 приведена траектория ГС, в которой проведено испытание на трубах в открытом стволе при помощи стандартных узлов комплекса ИПТ КИИ-3-95. Пакер был установлен в колонне на глубине 3045 м при угле наклона 74º. Забой скважины – 3160 м, башмак колонны – 3064 м. На рис.2 приведена схема компоновки оборудования при проведение работ по определению негерметичности башмака эксплуатационной колонны в ГС. Пакер устанавливался в открытом стволе диаметром 144 мм.

Отметим, что ГДИ с ИПТ в обсаженных ГС проводились и, надо отметить, вполне успешно (скважины Арланского месторождения РБ) [5,6].

С учетом того, что в дальнейшем объемы работ по исследованию скважин сложной конфигурации будут расширяться нашей фирмой выполнена работа по разработке методики интерпретации результатов ГДИ наклонно-направленных и ГС испытателями пластов на трубах. Методика оформлена в виде соответствующего программного продукта [7].

Основные проблемы, которые препятствуют широкому применению ИПТ для проведения ГДИ в бурящихся скважинах сложной конфигурации на сегодня являются: трудность обеспечения необходимой герметичности пакеровки и сложность управления впускным клапаном испытателя. Кроме этого, существуют и другие осложняющие факторы геолого-технического характера, требующие своего решения для обеспечения успешности ГДИ с применением ИПТ. Это:

- объекты испытания, характеризующиеся аномально-высокими давлениями (АВПД);

- наличие по стволу протяженных участков каверно-образования в запланированных интервалах установки пакера;

- высокая температура исследуемого пласта;

- наличие в пластовой жидкости агрессивных компонентов (например, CO2, H2S и т.д.) с концентрацией, приводящей к явлению сероводородного растрескивания для легированных сталей и материалов, используемых в конструкциях узлов ИПТ.

Достигнутые нами результаты в основном технического характера, рассмотренные выше, отчасти обеспечивают решение значительной части проблем, возникающих при исследованиях с ИПТ в сложных условиях, за счет применения дополнительного оборудования и современных материалов.

Отметим, что исследование скважин с помощью ИПТ в стандартных условиях в соответствии с РД [8] предполагает соблюдение следующих требований:

- набор кривизны ствола – не более 10° на 100 м.;

- максимальное значение угла кривизны по стволу – не более 20°;

- содержание агрессивных сред, в частности, CO2 и H2S – не более 5-6 % или до 10 % в случае применения специальных ингибирующих реагентов. Указанные концентрации CO2 и H2S действительны для условий небольших температур пласта – 50 - 60°С;

- температура пласта (в зависимости от термостойкости РТИ и рабочих жидкостей гидросистем ИПТ – не более 200°С).

Нужно отметить, что сочетание высокой температуры и наличие сероводорода в пластовой жидкости может резко повысить аварийность и неуспешность результатов работ.

По нашим данным сервисные геофизические компании иногда вынуждены по требованию заказчика (недропользователя) соглашаться на выполнение работ с нарушением регламента РД. Полагаем, что в случае, если предложенная для проведения ГДИ скважина имеет характеристики, сильно усложняющие проведение работ трубными испытателями, риск ответственности полностью должен принять недропользователь.

В целях дальнейшего развития технологии исследования пластов испытателями на трубах предлагается компоновку оборудования дополнить комбинацией проводного и беспроводного каналов связи. Данная компоновка основана на использовании стандартных пластоиспытательных узлов, специальных регистрирующих систем (датчиков) и комбинации электромагнитного и кабельного канала связи. Электромагнитный канал передачи информации традиционно используют при проводке скважин и фактически все необходимое приемо-передающее оборудование доступно на рынке. Преимуществом такой системы является оперативность получения данных от скважинных манометров (в режиме он-лайн) как в виде диаграмм давления, так и в виде характеристик пласта, а также возможность дистанционного контроля за некоторыми параметрами глубинных проб флюида. На основе данной схемы возможно решение практической задачи поинтервального исследования пластов в процессе бурения. Информационные каналы связи успешно применяются в зарубежных пластоиспытателях на трубах. [9,10].

Таким образом, к решению рассмотренных проблем необходимо идти поэтапно. Отсутствие финансирования НИОКР по рассматриваемой теме пока не позволяет решать на должном уровне наиболее проблемные вопросы, например, ГДИ наклонно-направленных и горизонтальных скважин в процессе бурения. Научно–обоснованные предложения для их решения нами выработаны и мы надеемся, что сможем их реализовать в сотрудничестве с ведущими сервисными компаниями РФ.

Литература:

1. Сухоносов Г.Д. Испытание необсаженных скважин. Москва. Недра. 1992. - 256 с.

2. NACE MR0175-2009. Petroleum and natural gas industries. Material for use in H2S-containing environments in oil and gas production.

3. Finley D. B., Wendler C. E. Openhole DST of a Horizontal Well: A case study // Paper SPE 25875. SPE Rocky Mountain regional/low permeability reservoirs symposium. Denver, CO, USA. April 12-14, 1993.

4. Хакимов В.С., Зарипов Р.Р., Хакимов Р.В., Сафиуллин И.Р., Тагиров Ф.М Пути решения вопросов гидродинамических исследований нефтегазовых пластов, вскрытых горизонтальным стволом. Научно-практическая конференция. «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Уфа. 2010. Тезисы докладов. - С. 39-40.

5. Камалов Ф. Х., Шакиров И. И. Комплекс оборудования ИПТ-110Г для испытания горизонтальных скважин // НТЖ ЕАГО. Спец. выпуск. Геофизика. М.:ЕАГО. 2000. - С. 63-64.

6. Замараев А. Н., Смороденков Ю. В. Разработка комплексов ИПТ-80Г, ИПТ-127Г для испытания горизонтальных скважин // НТЖ ЕАГО. Спец. выпуск. Геофизика. М.:ЕАГО. 2000. - С. 60-62.

7. А.с. 2010614555 RU. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ/ Сафиуллин И.Р.

8. РД 153-39.0-062-00. Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах. Москва. 2001.

9. United States Patent № 4510797.Apr.16, 1985.Full-bore drill stem testing apparatus with surface pressure readout. Schlumberger Technology Corporation.

10. United States Patent № 5945923.Aug 31, 1999. Device and method for transmitting information by electromagnetic waves.



Рис.1. Траектория ГС: 1 - положение жидкости долива перед испытанием, 2 - верхний манометр, 3 - пакер+якорь, 4 - нижний манометр



Рис.2. Схема компоновки оборудования в ГС при проведение работ по определению негерметичности башмака эксплуатационной колонны