Гiдродинамiчнi дослiдження, якими розпочинаються роботи з КРС, охоплюють:

а) дослiдження мiжколонних газопроявiв;

б) випробування експлуатацiйної колони труб на герметичнiсть;

в) визначення пропускної здатностi порушень цілісності експлуатаційної колони труб або спецiальних отворiв у колонi шляхом закачування чи вiдбирання рiдини;

г) встановлення інтервалів негерметичності експлуатаційної колони.

Дослiдження мiжколонних газопроявiв. Перед початком ремонту зупиняють свердловину, вимiрюють затрубний i мiжколоннi тиски на гирлi. Потiм зменшують мiжколонний тиск, закривають відвідну лiнiю iз мiжколонного простору i визначають час вiдновлення тиску до початкової значини. Пiсля цього глушать свердловину i спостерiгають за змiною мiжколонного тиску. Продовження мiжколонних газопроявiв (зростання міжколонного тиску) вкаже на наявнiсть перетiкань газу по негерметичному заколонному простору. Якщо газопрояви припиняться, то однозначно пiдтверджується негерметичнiсть колони труб.

Випробування експлуатацiйної колони труб на герметичнiсть. Випробування експлуатацiйної колони обсадних труб на герметичнiсть здiйснюється перед основними роботами з КРС, а також пiсля ремонтно-iзоляцiйних робіт з усунення негерметичностi колон, поворотiв на вище- чи нижчерозміщені пласти, цементування колон чи хвостовикiв, бурiння другого стовбура тощо.

Відомі три основні способи його здiйснення: опресування (гiдровипробування) внутрішнім надлишковим тиском, зниження рiвня рiдини в експлуатаційній колоні і замiна рiдин у свердловині. Другий спосіб в основному застосовують у нафтових свердловинах (після відмежування верхніх пластів, інтервалів негерметичності колони), в яких під час експлуатації не очікується надлишкового тиску на гирлі.

У залежності від виду виконаних ремонтних робіт випробування експлуатаційної колони труб на герметичність здійснюють відповідно такими способами:

а) після опускання колони труб і її цементування – заміною бурового розчину в колоні на воду і подальшим опресуванням; у свердловинах з вибійним тиском, нижчим за гідростатичний або рівним йому, колони випробовують на герметичність також зниженням рівня рідини;

б) після встановлення цементних пробок (мостів) для переходу на вищерозміщений пласт – опресуванням і тим самим способом, яким було викликано приплив під час випробування попереднього (ізольованого) пласта (зниження рівня, аерація тощо);

в) після цементування під тиском через спеціально перфоровані отвори – опресуванням і зниженням рівня рідини.

Технологічно ці способи реалізуються так.

У разі застосування способу опресування гирло свердловини обладнують спецiальною опресувальною головкою i манометром, а опресування здійснюють закачуванням рiдини, плавно збiльшуючи тиск у серединi обсадних труб. Створений тиск (тиск опресування) повинен на 20% перевищувати очiкуваний максимальний тиск пiсля освоєння свердловини, але має бути не меншим 5–12 МПа в залежності від діаметра колони (табл. 2.27).

 

Таблиця 2.27 – Реґламентовані величини тиску на гирлі для випробування колони на герметичність способом опресування

Дiаметр колони, мм	114–127	141–146	168	178–194	219–245	273–351	377–426
Тиск на гирлi, МПа	12	10	9	7,5	7	6	5

 

Цi норми тиску опресування геологiчна служба може зменшити в залежностi вiд ступеня зношення колони i характеру ремонтованої свердловини. Якщо в якомусь перерiзi колони можуть виникнути напруги, більші від допустимих для цих труб, то опресування колони слід здiйснювати окремими секцiями, відділяючи їх за допомогою пакера.

Колона вважається герметичною, якщо тиск протягом 30 хв не знижується або зниження не перевищує 0,5 МПа чи 0,3 МПа за початкового тиску вiдповiдно бiльше i менше 7 МПа, а також якщо пiсля замiни бурового розчину на воду вiдсутнє переливання рiдини i видiлення газу iз колони. Спостереження за змiнами тиску рекомендується починати через 5 хв. пiсля досягнення вказаних вище значин тиску опресування.

У випадку перевищення вказаних норм зниження тиску або коли не вдається закачуванням пiдвищити тиск до контрольних значин тиску гідровипробування, то свердловина вважається негерметичною; тодi необхiдно провести роботи з усунення негерметичностi, а пiсля цього слід повторити випробування.

У разі застосуваннi способу зниження рiвня рідини в експлуатацiйнiй колонi рiвень рідини знижують за допомогою компресора (методи протискування та аерацiї закачуванням через НКТ або через бурильнi труби стиснутого газу чи повiтря), ШСН, ЕВН, а також вiдбиранням желонкою, свабом (до 800-1000 м) або витiсненням рідини iз свердловини трубами.

Якщо застосовують компресора, то труби опускають спочатку на глибину, яка вiдповiдає максимальному тиску компресора (пусковий тиск), а відтак пiсля витиснення частини рiдини із свердловини допускають їх на бiльшу глибину.

Якщо витiснюють рiдину трубами, то у свердловину спочатку опускають колону труб iз заглушеним (перекритим) нижнiм кiнцем на необхiдну глибину або до вибою, при цьому частина рiдини витiсняється iз свердловини. Потiм труби пiднiмають на певну висоту h₁, нагвинчують патрубок iз отвором i знову опускають їх до вибою. Під час опускання труб рiдина надходить у них через отвiр у патрубку, а під час пiднiмання виливається. Задаючись необхiдною глибиною зниження рiвня в колонi, iз рiвняння балансу об’ємiв рiдини визначають глибину h₁ встановлення патрубка з отвором. При цьому максимальна глибина зниження рiвня визначається об’ємом у мiжтрубному просторi нижче отвору, а розміщення самого отвору на трубах розраховується iз умови рiвностi об’ємiв НКТ нижче отвору i мiжтрубного простору вище отвору.

Рiвень рiдини під час випробування способом зниження рівня не повинен бути вище того, при якому передбачається викликання припливу iз випробовуваного пласта, або глибше початкового рівня на 400–1000 м у залежності від глибини свердловини (табл. 2.28).

 

Таблиця 2.28 – Реґламентовані величини зниження рівня рідини для випробування колони на герметичність

Глибина свердловини, м	До 500	500-1000	1000-1500	1500-2000	Бiльше 2000
Зниження рiвня (не менше), м	400	500	650	800	1000

 

Колона вважається герметичною, якщо рiвень за 8 год спостереження пiднiметься на висоту не бiльше величин 0,5–2 м у залежності від діаметра колони і глибини зниження рівня (табл. 2.29).

 

Таблиця 2.29 – Реґламентовані допустимі висоти піднімання рівня рідини для випробування колони на герметичність способом зниження рівня

Діаметр колони, мм

Глибина зниження рівня, м Менше 400 400-600 600-800 800-1000 Понад 1000 Висота піднімання рідини, м

114-219	0,8	1,1	1,4	1,7	2,0
Понад 219	0,5	0,8	1,1	1,3	1,5

 

Вимiрювання висоти рiвня здiйснюють за допомогою апарата Яковлева, рiвнемiра чи iнших приладів через кожнi 2 год. Якщо рiвень протягом 8 год пiднiметься на бiльшу величину, нiж нормативна, то вимiрювання повторюють. Якщо висота пiдняття все-таки буде вищою норми, то колона вважається негерметичною.

 

Задача 2.11. Розрахувати глибину розміщення патрубка з отвором і максимально можливу глибину зниження рівня рідини у свердловині шляхом витіснення її колоною НКТ з заглушеним нижнім кінцем. Відомо: глибина свердловини H = 1932 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони обсадних труб D = 129 мм; умовний діаметр гладких НКТ 73 мм за товщини стінки 7 мм.

Розв’язування. У ході випробування експлуатаційної колони на герметичність заданим способом у свердловині глибиною 1932 м зниження рівня рідини повинно бути не менше 800 м; беремо зниження рівня h = 800 м.

Внаслідок опускання в експлуатаційну колону, повністю заповнену рідиною (наприклад, водою), до вибою колони НКТ з заглушеним нижнім кінцем зниження рівня рідини у свердловині h₁ визначаємо із умови рівності об’єму витісненої рідини (об’єм НКТ) і звільненого об’єму в експлуатаційній колоні, тобто

,

тобто

м,

де d = 73 мм – зовнішній діаметр НКТ.

Додаткове зниження рівня рідини h₂ відбудеться внаслідок перетікання рідини із міжтрубного простору в НКТ через отвір, розміщений на глибині h_о. Тоді із умови рівності об’єму звільненого простору в експлуатаційній колоні і об’єму рідини в міжтрубному просторі над отвором

знаходимо

.

Отже, необхідне зниження рівня рідини

звідки маємо шукану глибину розміщення патрубка з отвором

м.

Максимальне зниження рівня рідини у свердловині

h_max = H – h_з,

де h_з – залишкова висота рівня рідини у свердловині після піднімання НКТ з рідиною.

Із умови рівності залишкового об’єму рідини в експлуатаційній колоні і об’єму рідини в міжтрубному просторі нижче отвору

знаходимо

.

Для забезпечення максимального зниження рівня рідини отвір необхідно розмістити на такій глибині, щоб об’єм рідини у міжтрубному просторі над отвором дорівнював об’єму рідини в НКТ під отвором, тобто

,

звідки знаходимо глибину розміщення отвору

де d₁ = 73 – 2·7 = 59 мм – внутрішній діаметр НКТ.

Тоді розраховуємо шукану величину

 

Якщо під час бурiння використовувався буровий розчин густиною не менше 1400 кг/м³, то замiсть розглянутого способу зниження рівня рідини застосовують спосiб замiни бурового розчину водою. Заміну рідини здійснюють шляхом промивання. Колона вважається герметичною, якщо переливання рiдини чи видiлення газу не спостерiгається протягом 1 год.

Визначення пропускної здатності порушень. Якщо не вдається знизити рiвень рiдини у свердловині, то це вказує на приплив рiдини через порушення цілісності колони. Тодi вiдбирання рiдини iз свердловини здiйснюють до тих пiр, поки під час наступного закачування у свердловину рiдина значною мірою не почне поглинатися, тобто поки не будуть створенi умови для здійснення повторного цементування. Пропускну здатність порушень характеризують об’ємною витратою рідини і тиском закачування, на основі яких планують процес усунення негерметичності обсадної колони труб.

Встановлення інтервалів негерметичності експлуатаційної колони. На промислах для визначення інтервалів негерметичності експлуатаційної колони застосовується метод поінтервального опресовування з використанням або пакера, або високов’язкої рідини, або газоподібного агента.

Пакер застосовують у тих випадках, коли інтервал негерметичності поглинає закачувану рідину під час дослідження на приймальність. У залежності від конкретних умов свердловини (глибини, висоти підняття цементу, передбачуваного інтервалу негерметичності і т.д.) пакер почергово встановлюють що раз вище (або нижче) через певну глибину (до 500 м) і опресовують колону (для цього інтервал перфорації тимчасово перекривають цементною пробкою). Якщо в разі ходу вверх під час чергового опресування не спостерігається поглинання рідини, то це вказує на наявність негерметичності колони в інтервалі між останніми двома глибинами встановлення пакера. Точніше місцезнаходження негерметичності колони встановлюється шляхом збільшення густоти встановлення пакера (наприклад, щляхом піднімання НКТ з пакером).

У разі використання високов’язкої рідини (наприклад КМЦ, ПАА і т.д.) колону спочатку опресовують, закачуючи звичайну промивальну рідину і фіксуючи величину падіння тиску. Потім в НКТ нагнітають спершу високов’язку і слідом за нею протискувальну (промивальну) рідини з розрахунку витиснення високов’язкої рідини із НКТ. За закритого затрубного простору продовжують закачувати промивальну рідину до створення тиску, допустимого з умови міцності для даної експлуатаційної колони. Знову фіксують величину падіння тиску. Зіставляють величини падіння тиску в випадках нагнітання промивальної і високов’язкої рідин. За відсутності змін у величинах падіння тиску відкривають затрубний простір, протискують високов’язку рідину вище і опресовують наступний інтервал. Протискування і опресовування здійснюють до різкого зниження величини падіння тиску, що характеризує досягнення високов’язкою рідиною інтервалу негерметичності колони. Рекомендується, щоб об’єм високов’язкої рідини був не менше 1м³, а кількість протискувальної рідини для переміщення високов’язкої рідини не перевищувала 80% від об’єму останньої.

Для використання газоподібного агента на свердловині необхідно мати або автомобільне газифікаційне устатковання (АГУ) із скрапленим азотом, або паропересувне устатковання (ППУ), або компресор (УКП-80). Газоподібний агент подають у затрубний простір, а для визначення рівня рідини в колоні вимірюють кількість рідини, що витісняється з НКТ. Після зниження рівня в колоні на 50-100м закривають засувку на викидній лінії. Але подавання газоподібного агента продовжують до тих пір, поки тиск у затрубному просторі не досягне величини тиску в затрубному просторі на гирлі свердловини під час її роботи. Свердловина залишається під тиском для можливого відновлення тиску в міжколонному просторі на гирлі. Якщо тиск в міжколонному просторі не підвищується, то подавання газоподібного агента в затрубний простір продовжують для подальшого зниження рівня в ньому ще на 50-100 м, відкривши засувку на викидній лінії, і повторюють вищеописаний цикл. Опресовування колони продовжують до тих пір, поки не буде виявлено підвищення тиску в міжколонному просторі, що вказує на перетікання газу із затрубного простору в міжколонний простір і, відповідно, на наявність негерметичності колони в останньому інтервалі зниження рівня рідини в затрубному просторі (50-100м).

Устатковання для гідродинамічного дослідження свердловин. Устатковання для дослідження свердловин призначені для опускання і піднімання на дроті приладів, які застосовуються під час гідродинамічних досліджень свердловин.

Для опускання приладів у свердловину застосовується таке устатковання.

Апарати Яковлева легкої і важкої конструкцій призначені для роботи у свердловинах глибиною відповідно до 800 і 1500 м. Вони являють собою лебідку з намотаним дротом. За допомогою апарата Яковлева у свердловину опускають манометри, термометри, пробовідбірники, желонки, вимірюють вибій, рівні рідини тощо. В апараті легкої конструкції використовується дріт діаметром 0,6-0,8 мм, а важкої конструкції – дріт діаметром 1,6-1,8 мм. Глибину вибою чи рівня рідини виявляють у момент зменшення величини зусилля на лебідці, коли вантаж, підвішений на дроті, занурюється під рівень (починає діяти архімедова сила) або сягає вибою, а визначають її за довжиною розтягнутого дроту.

Агрегати Азінмаш-8А, Азінмаш-8Б, 3УДС, Азінмаш-45 призначені для опускання у свердловину манометра, термометра, пробовідбірника, для визначення глибини вибою, рівня рідини тощо. Основний вузол цих агрегатів – лебідка, змонтована на шасі різних транспортних засобів. Агрегати Азінмаш-8А, Азінмаш-8Б і Азінмаш-45 відрізняються між собою лише транспортною базою (відповідно шасі різних автомобілів), а устатковання для дослідження свердловин 3УДС змонтоване на плавучому гусеничному транспортері (для пересування по дуже пересіченій місцевості, заболочених ділянках, сніговій цілині і воді вбрід та вплав).

Автоматичні промислові електронні (дослідні) лабораторії (станції) типу АПЕЛ-66 і АДСТ призначені для дистанційних досліджень свердловин.

Станція АПЕЛ-64 розміщена на шасі автомобіля в кузові автобуса. Прилад для дослідження опускається у свердловину на каротажному одножильному кабелі КОБДФМ-2. Через кабель інформація передається на наземну мірчу і реєструвальну апаратуру. Привод лебідки здійснюється від двигуна автомобіля. Однак станція АПЕЛ-64 має погану прохідність в умовах бездоріжжя, перевантажене шасі і низьку надійність самописного потенціометра. Кращою є станція АПЕЛ-66, в якій додатково встановлено спуско-підіймальне устатковання для шаблонування НКТ. Станція змонтована на шасі автомобіля підвищеної прохідності в спеціальному утепленому геофізичному кузові-фургоні. Свердловинні прилади, які входять до комплекту станцій АПЕЛ-64 і АПЕЛ-66, розраховані для роботи у свердловинах глибиною до 3500 м з внутрішнім діаметром експлуатаційної колони від 124 до 155 мм і внутрішнім діаметром НКТ не менше 50 мм.

Станція АДСТ забезпечує дослідження свердловин глибиною до 5000 м як дистанційними, так і автономними приладами з однієї позиції відносно гирла; вона має систему цифрової реєстрації виміряної інформації, раціонально розміщені апаратуру і устатковання, спуско-підіймальне устатковання (для шаблонування НКТ). Станція змонтована на шасі автомобіля підвищеної прохідності в спеціальному утепленому геофізичному кузові-фургоні. Використовується кабель каротажний одножильний КОБДФМ–2 або КПКО–1. Свердловинні прилади станції розраховані для роботи у свердловинах з внутрішнім діаметром експлуатаційної колони 124-155мм. Габарити свердловинних приладів дають змогу досліджувати фактично всі фонтанні і нагнітальні свердловини з внутрішнім діаметром НКТ не менше 40мм і частково механізовані свердловини, обладнанні ШСН.

Устатковання ЛС–4 змонтовано на автомобiлi-фургонi УАЗ–3741 (ЛС – лебiдка самохiдна; 4 – номiнальне тягове зусилля 4 кН). Привод лебiдки здiйснюється вiд двигуна автомобiля. Лебiдка обладнана механiзмом ручного керування, храповим механiзмом зупинки, електромеханiчним iндикатором натягу дроту. Глибина обслуговування – 4000 м, дрiт – дiаметром 1,8 мм, швидкiсть пiдіймання приладу – 0,25-5 м/с.

Устатковання ЛС-6 змонтовано на потужному автомобiлi ГАЗ-66; глибина обслуговування – 6300 i 7000 м за дiаметра дроту вiдповiдно 1,8 i 2 мм, тягове зусилля – 6,3 кН, швидкiсть пiдіймання – 0,4-5,3 м.

Устатковання ЛСВ-6 змонтовано на шасi автогусеничного транспортера ГАЗ-71 i вiдрiзняється вiд ЛС-6 тiльки транспортною базою.