Отбор глубинных проб

Промыслово-геологические исследования с целью выявления причин возникновения межколонных давлений.

Тема 13. Специальные виды работ при исследовании скважин

Межколонные газопроявления в процессе эксплуатации скважин могут привести к различным осложнениям, а при резко повышенной их интенсивности – к открытому фонтану. Поэтому возникает потребность в выявлении их причин и источников для планирования конкретных видов ремонтных работ, а также определения критериев возможности эксплуатации скважин с межколонными давлениями (МКД) и оценки степени опасности.

Для решения данных задач проводятся плановые работы по специальным исследованиям скважин, которые включают в себя ряд инструментальных и аналитических исследований – газогидродинамических, химических, гидрогеохимических, а также предусматривают проведение промысловых и лабораторных работ. Весь комплекс работ по контролю за техническим состоянием скважин описывается в технологическом регламенте (РД), утверждаемом на каждом газодобывающем предприятии. Наибольшая объективность данных достигается при совокупном анализе результатов всех видов исследований.

Для выполнения промысловых исследований межколонных газопроявленений на месторождениях ООО «Надымгазпром» применяется следующее оборудование:

1. Преобразователи давления вибростержневые частотного типа (ПДВИ - 20), класс точности 0,25;

2. Диафрагменный измеритель критического течения газа;

3. Электронный термодатчик, класс точности 0,25;

4. Полевая рабочая станция ''mPC'', которая используется в качестве регистрирующего прибора и предназначена для автоматизации газогидродинамических исследований скважин и обеспечивает одновременное измерение и обработку поступающих данных с визуализацией результатов в режиме реального времени для контроля качества выполняемых работ;

5. Малогабаритное сепарирующее устройство.

Комплекс оборудования позволяет проводить непрерывную запись динамики устьевых давлений, температуры и расхода газа с регистрацией кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой стабилизации давления (КСД), их хранение и обработку, а также отбор проб газа и жидкости поступающих из межколонного пространства непосредственно в процессе исследования.

При проведении специальных исследований межколонных газопроявлений МКП должно быть обвязано по схеме, изображённой на рис.13.1.

Исследования по выявлению причин межколонных газопроявлений проводятся в несколько этапов:

1. Регистрируется фон межколонного давления на рабочем режиме.

2. Регистрируется фон межколонного давления в режиме статики.

3. Проводится исследование падения, стабилизации и восстановления межколонного давления.

4. Выполняется исследование возможной связи межколонного пространства с затрубным пространством путём резкого изменения давления в ЗТП.

На первом этапе исследований возможно предположительное определение причин межколонного давления (Рмк). На основе полученных замеров Рмк скважины условно разделяются на следующие группы:

1. Скважины с негерметичностью уплотнений трубной или колонной головки (Рмк = Рзтр, где Рзтр – давление на затрубье);

2. Скважины с некачественным цементажом обсадных колонн:

а) имеющие перетоки флюида из промышленного горизонта по цементному камню в межколонное пространство. В этом случае Рб = Рмк, где Рб – давление на буфере.

б) имеющие перетоки флюида из вышележащих газонасыщенных интервалов (например Тибейсалинской (Рмк=4,5 Мпа) или Берёзовской свиты (Рмк=9 Мпа)).

На втором этапе регистрация фона межколонного давления в режиме статики проводится для сравнения и анализа данной кривой с информацией, полученной на первом этапе.

На третьем этапе исследований при записи КПД или КСД оценивается возможность постоянного притока газа из межколонного пространства (МКП). Если происходит полное стравливание, то по полученной КПД строится зависимость Рмк = f (Q_{стр.газа}) с целью определения объёма стравливаемого газа (Vстр), объёма свободного пространства в МКП (Vсв). Проводится отбор проб флюида с целью проведения дальнейших лабораторных исследований.

При записи КВД определяется скорость и характер восстановления давления. Накопленный опыт позволяет выделить три характерных типа КВД:

1.

В случае не герметичности уплотнений колонной головки Рмк восстанавливается до первоначального за 5 – 20 минут. Характерный пример рассмотрен на рис.13.2.

Кривая стабилизации давления свидетельствует о вероятно небольшом объёме защемлённого газа в МКП и постоянном притоке газа из межколонного пространства. Кривые давления на затрубье и восстановления давления в МКП свидетельствуют о наличии газодинамической связи затрубного и межколонного пространства. Межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью наземного оборудования можно ликвидировать в большинстве случаев закачкой герметика или заменой уплотнений колонной головки.

2. При поступлении газа по резьбовым соединениям эксплутационной колонны, восстановление Рмк происходит медленно (1 и более суток), характер полученной КВД имеет постоянную закономерность роста.

3. В случае, когда причиной межколонных газопроявлений является диффузионное передвижение флюида по телу цементного камня, характер КВД в межколонном пространстве имеет непостоянный, ''скачкообразный'' вид, восстановление давления происходит медленно, иногда без видимых изменений впервые 1-2 суток.

Характерный пример зависимости Рмк(t), Рз(t) представлен на рисунке 13.3. В данном примере первоначальное давление в МКП превышает давления на буфере Рб и затрубном пространстве Рзтр, что свидетельствует о перетоке газа по цементному камню из вышележащих газонасыщенных горизонтов. Кривая падения давления свидетельствует о вероятно небольшом объёме защемлённого газа в МКП. Кривые давления на затрубье и восстановления давления в МКП свидетельствуют об отсутствии газодинамической связи затрубного и межколонного пространства.

При проведении исследований нередко фиксируются гидраты в заколонном пространстве в районе устья скважины, особенно в зимний период. В качестве примера на рис. 13.4. приводятся графики КПД и КВД иллюстрирующие случаи наличия гидратов в МКП. Исследование проводилось в зимний период. Первоначально замеренное Рмк существенно ниже Рмк после исследования. Как видно из графика КВД, при стравливании газа из ЗТП, резко меняется характер накопления Рмк. Этим объясняется непостоянство значений Рмк для одной и той же скважины в разное время. Для получения более достоверных данных исследования лучше проводить в летний период, особенно на месторождениях Крайнего Севера.

Эксплуатация скважин с межколонными давлениями (МКД) является вынужденной мерой, поэтому решение об эксплуатации такой скважины должно приниматься после всестороннего изучения причины появления межколонного давления комиссией, назначаемой генеральным директором предприятия.

Скважины с МКД должны эксплуатироваться с максимально – возможной технологической производительностью. Запрещаются длительные остановки скважины во избежание появления дополнительных знакопеременных напряжений, неблагоприятно влияющих на герметичность резьбовых соединений и уплотнительных элементов.

Первоочередными скважинами, подлежащими капитальному ремонту с целью ликвидации межколонных газопроявлений, являются скважины с межколонным давлением свыше 2 Мпа и интенсивным притоком газа в межколонное пространство.

Глубинные пробы нефти и газового конденсата отбираются для исследования её свойств в пластовых условиях. Пластовая нефть – нефть насыщенная газом, находящаяся в пласте в условиях, характерных для него давлений и температур. Параметры и свойства пластовой нефти необходимо знать для подсчёта запасов нефти и газа при проектировании рациональных методов разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

При последующих лабораторных исследованиях пластовой нефти определяются следующие параметры: давление насыщения, газосодержание, усадка, плотность, вязкость, коэффициент объёмной упругости, средний коэффициент растворимости газа и др.

Пробы пластовых жидкостей и газов отбирают с помощью глубинных пробоотборников проточного и непроточного типов, спускаемых в скважину на проволоке с помощью специальный силовых установок (типа Азинмаш – 8А, АИС и т.д.). Приборы состоят из приёмной камеры с клапанами для герметизации пробы и автономного привода, служащего для открытия и закрытия клапанов. В проточных пробоотборниках клапана во время спуска прибора открыты, а в непроточных - закрыты. На заданной глубине у первых клапана закрываются, у вторых – открываются и закрываются.

Пробоотборники проточного типа (рис.13.5) применяют в основном для отбора проб в фонтанных скважинах при сравнительно небольших вязкостях нефти и высоких дебитах, когда имеется уверенность, что после спуска прибора на заданную глубину произойдёт полное замещение приёмной камеры пластовой жидкостью. Конструкции пробоотборников такого типа различаются в основном принципом действия управляющего устройства. В одних закрытие клапанов осуществляется ударом груза, сбрасываемого в скважину по проволоке (пробоотборник ПРИЗ-1), а в других - при поднятии прибора за счёт поворота рычагов о стыки муфт подъёмных труб (пробоотборник Кондратьева). В наиболее распространённой конструкции типа ПД-2М клапаны закрываются с помощью усиленного часового привода, в пробоотборнике ПГ-1000 – с помощью реле, которое срабатывает во время подъёма прибора на 20-30 м.

Пробоотборники непроточного типа (рис.13.6) рекомендуется применять в скважинах, где происходит интенсивное выделение парафина, в не фонтанирующих скважинах, а также при большой вязкости нефти. Приёмная камера этих приборов (ВПП-300, ПВП-5) во время спуска закрыта. Пробы на заданной глубине отбираются при последовательном открытии и закрытии клапана. Пробоотборники этого типа различаются по принципу управления клапаном и способу заполнения приёмной камеры.

Для перевода отобранной пробы из пробоотборника в контейнер или исследовательскую аппаратуру используют специальные переводники (рис.13.7), состоящие из корпуса, вентилей, толкателя и ручек, при помощи которых они навинчиваются на корпус пробоотборника 2, который устанавливается в зажим качалки 3, предназначенной для перемешивания пробы в приёмной камере прибора. На верхний и нижний концы приёмной камеры навинчивают переводники 1 и 5. Нижний переводник 5 соединяют трубкой с измерительным прессом 7 (или ручным насосом), а верхний 1 с контейнером 9, имеющий разделительный поршень 8. Полость пресса сообщается с переводником и контейнер заполняют рабочей жидкостью (масло, глицерин и др.). Открыв вентили переводника 5, заполняют его полость рабочей жидкостью, вытесняя находящийся в ней воздух. Затем, закрыв вентиль 4, продолжают повышать давление до момента открытия клапана пробоотборника. Этот момент отмечается по манометру 6, стрелка которого делает небольшой скачок вниз. Перед началом перевода пробы толкателем верхнего переводника открывают верхний клапан пробоотборника. Нефть из приёмной камеры выжимается прессом и поступает в контейнер. Под действием давления нефти разделительный поршень контейнера опускается вниз, в результате чего рабочая жидкость вытесняется в ёмкость 10.

Давление в системе в процессе перевода пробы должно быть постоянным, равным пластовому или несколько выше.

Давление открытия нижнего клапана является первым показателем качества отбора пробы. Если это давление с учётом разности температур окажется меньше, чем измеренное давление на глубине отбора, проба не может считаться пригодной для исследования. Некачественный отбор пробы возможен либо вследствие преждевременного закрытия клапана на глубине, меньшей заданной, либо вследствие их не герметичности, что приводит к падению давления внутри приёмной камеры при извлечении прибора из скважины.