публикацию - ОАО НПФ Геофизика

Опубликована в журнале «Нефть. Газ. Новации» №4, 2011г, 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
2
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
3
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 наклоннонаправленных 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].
4
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°;
5
- 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
специальных
использовании
стандартных
регистрирующих
систем
пластоиспытательных
(датчиков)
и
узлов,
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
6
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. 6062.
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.
7
Рис.1.
Траектория ГС: 1 - положение жидкости долива перед
испытанием, 2 - верхний манометр, 3 - пакер+якорь, 4 - нижний манометр
8
Рис.2. Схема компоновки оборудования в ГС при проведение работ по
определению негерметичности башмака эксплуатационной колонны