Поступление флюида в скважину.

⇐ ПредыдущаяСтр 23 из 31Следующая ⇒

· Самый ранний признак - изменение давления бурового раствора на входе при включенной циркуляции. Продвижение пачки газированного раствора от пласта к устью сопровождается плавным снижением давления, отмечаемым тогда, когда газ начинает переходить из жидкого в газообразное состояние; подход пачки к устью характеризуется довольно резким падением давления.

· Изменение уровня бурового раствора в ёмкостях. Повышение его начинается при подходе пачки газированного раствора к устью (из-за расширения газа). Максимальная величина объёма наблюдается в момент выхода пачки на поверхность, затем объём может снижаться. Малые по объёму и газонасыщению пачки могут быть не зарегистрированы на кривой уровня бурового раствора.

· Скорость потока бурового раствора на выходе в связи с невысокой чувствительностью индикатора потока указывает лишь на момент выхода пачки из затрубья (рост кривой ).

· Безусловные признаки газирования бурового раствора – это повышение его газосодержания и снижение плотности на выходеиз скважины. Оба эти признака появляются при выходе пачки из затрубья.

· Характерный признак газирования бурового раствора – снижение температуры бурового раствора на выходе ил снижение темпа её общего повышения при выходе газированной пачки на поверхность.

· Безусловные признаки притока – непрерывное увеличение уровня раствора в ёмкостях и движение раствора в желобах при выключенной циркуляции.

· Если приток обусловлен вскрытием пласта с АВПД, то одновременно (или несколько раньше) с описанными признаками наблюдаются резкое повышение механической скорости проходки, характерное для вскрытия любого коллектора, и изменение крутящего момента на роторе.

Поддержание работоспособности газоаналитического канала

Основным элементом газоаналитического канала является хроматограф (ХГ), в котором происходит деление газовоздушной смеси, подаваемой на вход, на отдельные компоненты. В итоге мы получаем количественные и качественные значения первых пяти компонентов УВ-газов, находящихся в газовоздушной смеси (метан, этан, пропан, бутан, пентан) и водорода.

Настройка и проверка работы хроматографа производится в соответствии документацией на него.

Газовоздушная смесь поступает по газовоздушной линии (ГВЛ) с поплавкового (или другого типа) дегазатора, который находится в желобной системе буровой установки. Дегазатор устанавливается в желобе как можно ближе к устью и должен плавать на поверхности БР после включения циркуляции, сохраняя полностью свой рабочий объем над раствором.

Для выполнения этих условий в зависимости от конструкции системы очистки буровой может потребоваться: регулирование уровня бурового раствора установкой перегородок-заслонок (их можно сделать железные, можно собрать из досок), при отсутствии на дегазаторе хороших поплавков фиксировать его заднюю часть «подвешиванием» к перекладине расположенной поперек желоба и т.д.

Дегазатор моется после каждого рейса. Высохший на дегазаторе буровой раствор утяжеляет его настолько, что он тонет при работе, что повышает вероятность засасывания раствора в ГВЛ и уменьшает рабочий объем дегазатора и обмен раствора под ним.

Наиболее лучший вариант когда дегазатор плавает сверху на растворе с постоянным минимальным уровнем погружения – в этом случае сохраняется постоянный рабочий объем и соответственно постоянный коэффициент дегазации.

Чтобы в ГВЛ из дегазатора не засасывался раствор, на конусе дегазатора или, через тройник, на выходе из него ставится барбатёр, который действует как перепускной клапан и поддерживает давление внутри дегазатора близкое к атмосферному. В барбатере в качестве затвора используется: летом – вода, зимой – легкое машинное масло.

Дальше линию ведут вверх (1-2м) и ставится влагоуловитель (холодильник), который задерживает влагу, несомую газовоздушной смесью из дегазатора. Следует стремиться к минимальному суммарному объему всей системы транспортировки газовоздушной смеси в целях уменьшения времени отставания

На входе в станцию ставится ротаметр, по показаниям которого можно судить:

· о подсосе воздуха в ГВЛ - в случае увеличения показаний ротаметра относительно нормального уровня;

· о закупорке ГВЛ - в случае понижения.

Проверка герметичности ГВЛ проводится ежесуточно, а также в случае уменьшения газопоказаний.

Свабирование

Используется с целью оперативного выделения проницаемых пластов-коллекторов и оценки характера их насыщения. Физическая сущность его заключается в создании депрессии на призабойную часть скважины, изменении дифференциального давления в системе "скважина - пласт", вызова притока из проницаемого интервала и последующего изучения физико-химических свойств поступившего в скважину пластового флюида. Создание депрессии на пласт достигается путем резкого подъема бурильной колонны на длину ведущей штанги.

Испытание свабированием проводится по рекомендации оператора станции ГТИ при следующих признаках прохождения перспективного нефтегазоносного интервала: повышении механической скорости проходки (более чем в 2 раза); суммарных газопоказаний (более чем в 1,5 раза); поглощении промывочной жидкости.

Испытание свабированием производится в следующей последовательности:

- после выдачи рекомендации на проведение испытания свабированием, согласования его с буровой бригадой и дежурным геологом УРБ бурение прекращается;

- бурильный инструмент приподнимается над забоем на 0,5 м, измеряется объем раствора в приемной емкости V₁ и циркуляция прекращается;

- бурильный инструмент резко поднимается с заранее рассчитанной скоростью подъема над забоем на длину ведущей штанги (12-14 м) и медленно со скоростью 0,1 м/с опускается до забоя. Указанная операция повторяется 2-3 раза;

- после каждого подъема-спуска измеряется изменение объема промывочной жидкости в приемной емкости (DV₁ , DV₂ и т.д.);

- включается циркуляция, измеряется объем промывочной жидкости в приемной емкости V₂ и проводится непрерывная регистрация суммарных газопоказаний Г_сум и раздельный анализ газовоздушной смеси.

- после выхода забойной порции промывочной жидкости, если отсутствуют признаки прохождения коллектора, бурение продолжается, а при признаках наличия коллектора выдается рекомендация на бурение с отбором керна.

При проведении испытания свабированием оператор станции ГТИ постоянно информирует дежурного геолога и бурового мастера об изменениях объема промывочной жидкости в приемной емкости, суммарных газопоказаний и составе газа. Для создания депрессии на пласт при проведении свабирования должно выполняться условие

Р_пл>Р_гс-DР_св (1) , где DР_св - перепад давления за счет эффекта свабирования.

В процессе бурения поисковых и разведочных скважин определение DР_св. должно производиться при каждом наращивании. При этом измеряются и рассчитываются следующие данные: скорость подъема бурильных труб, изменение объема бурового раствора в приемных емкостях до и после наращивания, газосодержание, состав УВГ и удельное электрическое сопротивление бурового раствора после включения циркуляции.

Признаки вскрытия нефтенасыщенного пласта следующие: увеличение объема бурового раствора в приемной емкости сразу же после свабирования, возрастание Г_сум и ρ_с.вых_. через полуцикл промывки, соответствие компонентного состава газа нефтяной залежи.

Признаками, свидетельствующими о вскрытии газоносного пласта, являются увеличение расхода бурового раствора на выхода из скважины Q_вых возрастание Г_сум и ρ_с.вых. через полуцикл промывки, причем увеличение Q_вых будет наблюдаться несколько раньше, чем Г_сум и ρ_с.вых. Аномалия на кривых Q_вых и Г_сум будут тем больше, чем больше газа поступит в скважину при свабировании. Дополнительный признак вскрытия газоносного пласта - это соответствие компонентного состава газа ожидаемому для газовых залежей данной площади.

Если при свабировании наблюдалось увеличение объема бурового раствора в приемной емкости, а после полуцикла промывки незначительное возрастание Г_суми снижение ρ_с.вых., то это признаки вскрытия водоносного пласта.

При интерпретации первичных материалов необходимо учитывать, что даже при соблюдении неравенства (1) свабирование может не дать положительных результатов. Это может быть обусловлено рядом причин: типом пластового флюида (вязкая нефть), характеристикой коллектора (низкие коллекторские свойства), наличием глубокой зоны проникновения фильтрата в пласт и т.д.

Во избежание закупорки призабойной части пласта свабирование следует проводить сразу же после появления признаков вскрытия коллектора. В перспективных участках разреза, когда признаки наличия коллектора проявляются очень слабо, свабирование можно проводить перед наращиванием бурильного инструмента.

Результаты свабирования немедленно доводятся до сведения буровой бригады и геологической службы УРБ при признаках, подтверждающих наличие нефтегазонасыщенного коллектора, выдается рекомендация на проведение ИПТ.

Дата добавления: 2018-05-02; просмотров: 986; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 18 19 20 21 222324 25 26 27 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!