Способ испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин и устройство для его осуществления (Варианты)
METHOD OF TESTING PRODUCTIVE STRATA IN THE PROCESS OF DRILLING WELLS AND THE DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION (OPTIONS)

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к средствам для исследования продуктивных пластов бурящихся нефтедобывающих скважин.
Известен способ проведения гидродинамических исследований, включающий спуск на трубах компоновки оборудования для исследования пласта с измерителем автономного типа. Герметизацию интервала исследования посредством пакера. Создание посредством впускного клапана компоновки последовательности притоков флюида с одновременной регистрацией исследуемых параметров измерителем автономного типа. Проведение распакеровки, извлечение на трубах компоновки оборудования на устье скважины с последующей расшифровкой записей измерителя автономного типа. Колонну труб предварительно оснащают посадочным гнездом, в которое спускают на геофизическом кабеле съемный приемопередающий модуль. Производят регистрацию измеряемых параметров от измерителя автономного типа по электромагнитному каналу связи в заданном режиме времени (пат. РФ №2475642, Е21В 47/12, приор. (09.08.2011 г., опубл. 20.02.2013 г. «Способ и оборудование для проведения гидродинамических исследований пластов на трубах»).
Известен эжекторный многофункциональный пластоиспытатель для испытания и освоения горизонтальных скважин, включающий смонтированные сверху вниз на колонне труб струйный насос, узел для разъединения и соединения колонны труб, клапанный узел с посадочным местом для установки клапанной вставки с обратным клапаном, пакер и хвостовик с входной воронкой, в корпусе струйного насоса соосно установлены активное сопло и камера смешения, а также выполнены канал подвода активной среды, канал подвода откачиваемой из скважины среды и ступенчатый проходной канал с посадочным местом между ступенями, при этом в ступенчатом проходном канале предусмотрена возможность поочередной установки герметизирующего узла и блокирующей вставки со сквозным каналом, которые размещены на гибкой гладкой трубе выше наконечника для подсоединения автономного каротажного комплекса, а также вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины, под которой установлены автономные приборы для регистрации давления, температуры и других физических параметров скважины и пластовых флюидов (пат. РФ №2256102, приор. 27.05.2004 г., публ. 10.07.2005 г.).
Данная установка позволяет проводить различные технологические операции и измерения в скважине ниже уровня установки струйного насоса, в том числе путем снижения перепада давлений над и под герметизирующим узлом.
Известные комплексы предназначены для испытания перспективных пластов после их вскрытия бурением. Большим недостатком такой технологии является значительный простой буровых работ на время проведения процесса испытания пластов, что делает такую технологию экономически невыгодной.
Известны устройства, устанавливаемые в составе бурильных труб, для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения, например «Устройство для измерения давления в процессе бурения» (пат. РФ №2251617, приор. 09.06.2003 г., публ. 10.05.2006 г.). и «Устройство для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения с электромагнпитным каналом связи» (пат. РФ №2513432, приор. 08.10.2012 г., публ. 20.04.2014 г.), предназначенное для измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) пласта в процессе бурения (прототип).
Указанные устройства работают в составе наддолотного модуля (НДМ), встроенного в компоновку низа бурильной колонны - КНБК непосредственно над долотом в скважине. Измеренные параметры пластов в процессе бурения передаются на поверхность в режиме «On line» по беспроводному электромагнитному каналу связи.
Известные НДМ, снабженные датчиками измерения угловых координат, датчиками измерения давления и расхода промывочной жидкости, а также датчиками гамма-каротажа и УЭС, позволяют контролировать положение забоя бурящейся скважины относительно кровли и подошвы вскрываемого пласта и передавать на поверхность геофизические параметры промывочной жидкости, однако они не реализуют возможность проведения гидродинамических исследований продуктивного пласта, так как не оборудованы устройством для создания депрессии в зоне вскрытого продуктивного пласта для вызова притока пластового флюида, который бы анализировался датчиками НДМ на предмет содержания в нем углеводородов, и обеспечивал снятие индикаторной диаграммы (ИД), а затем кривой восстановления давления (КВД), которые традиционно используются для проведения гидродинамических исследований.
Задачей, которую решает предложенная группа изобретений, является расширение функциональных возможностей НДМ и снижение трудозатрат на проведение исследований вскрываемых продуктивных пластов.
Указанная задача, в части способа, решается тем, что способ испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, включающий осуществление первичного вскрытия продуктивного пласта с помощью установленного на бурильной колонне бурильного инструмента в составе с буровым долотом, оснащенным НДМ - наддолотным модулем с датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, передачу на поверхность измеренных данных, предусматривает то, что перед спуском в скважину бурильную колонну предварительно снабжают пакером, установленным выше расположения НДМ, после вскрытия продуктивного пласта процесс бурения останавливают, производят раскрытие пакера, которым обеспечивают перекрытие заколонного пространства выше расположения НДМ, и внутрь бурильной колонны спускают на трубах меньшего диаметра регулятор депрессии, затем с помощью регулятора депрессии обеспечивают вызов притока жидкости из продуктивного пласта, при этом с помощью геофизических датчиков НДМ измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости, и передают измеренные данные на поверхность, затем извлекают из бурильной колонны регулятор депрессии и осуществляют распакеровку, далее бурение продолжают.
С помощью регулятора депрессии осуществляют изменение величины депрессии, приложенной к продуктивному пласту, при этом измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости в процессе изменения величины депрессии и после окончания ее действия.
Раскрытие пакера осуществляют с помощью осевой нагрузки, передаваемой по бурильной колонне.
Указанная задача, в части устройства по первому варианту, решается тем, что устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, содержащее установленный в составе КНБК - компоновка низа бурильной колонны НДМ - наддолотный модуль, снабженный датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, снабжено пакером, установленным на бурильной колонне выше расположения НДМ, в бурильную колонну на трубах меньшего диаметра спущен регулятор депрессии, оснащенный многосопловым струйным эжектором, и содержащий хвостовик, который в рабочем состоянии размещается в коническом седле внутри бурильной колонны.
При этом пакер, установленный на бурильной колонне, выполнен механически эластично-деформируемым под действием скользящей по бурильной колоне муфты.
Указанная задача, в части устройства по второму варианту, решается тем, что устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, содержащее установленный в составе КНБК - компоновка низа бурильной колонны НДМ - наддолотный модуль, снабженный датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, снабжено пакером, установленным на бурильной колонне выше расположения НДМ, в бурильную колонну на трубах меньшего диаметра спущен регулятор депрессии, оснащенный струйным насосом с эжекторной камерой, диффузором и струйными соплами, и содержащий хвостовик, который в рабочем состоянии размещается в коническом седле внутри бурильной колонны.
При этом пакер, установленный на бурильной колонне, выполнен механически эластично-деформируемым под действием скользящей по бурильной колоне муфты.
На фиг. 1 представлена конструктивная схема устройства по первому варианту для реализации способа с раскрытым пакером на забое скважины, бурящейся с помощью роторной технологии.
На фиг. 2 представлена конструктивная схема устройства по первому варианту для реализации способа с раскрытым пакером на забое скважины, бурящейся с помощью технологии гидротурбинного бурения.
На фиг. 3 представлена конструктивная схема устройства по второму варианту для реализации способа с раскрытым пакером на забое скважины, бурящейся с помощью роторной технологии.
На фиг. 4 представлена конструктивная схема устройства по второму варианту для реализации способа с раскрытым пакером на забое скважины, бурящейся с помощью технологии гидротурбинного бурения.
Устройство по первому варианту состоит из следующих узлов и деталей.
При бурении скважины с помощью технологии роторного бурения - в скважине 1 на бурильной колонне 2 установлено долото 3 с промывочными отверстиями 4, выше которого располагается НДМ 5 с датчиками 6 и 7 (в состав которых входит влагомер), автономным питанием 8 и электродом 9, изолированным от корпуса 10 изоляторами 11 (фиг. 1 и фиг. 2).
Выше НДМ 5 установлен пакер 12, взаимодействующий с муфтой 13, скользящей по корпусу вставки 14.
Над пакером 12 внутри бурильной колонны 2 в коническом седле 15 размещается хвостовик 16 регулятора депрессии 17, оснащенный многосопловым струйным эжектором 18 и клапаном 19 (в частности, на фиг. 1 и 2 показан четырехсопловый эжектор).
Скважина 1 пересекает разнородные пласты: 20 - глина, 21 - известняк, 22 - доломит, 23 - нефтенасыщенный песчаник, который представляет интерес для исследования как продуктивный пласт.
Поз. 24 - промывочная жидкость в затрубном пространстве 25, поз. 26 - жидкость для нагнетания с поверхности по трубам 27 меньшего диаметра.
При бурении скважины с помощью технологии гидротурбинного бурения - в корпусе вставки 14 установлена гидротурбина 28, состоящая из из статора 29 и ротора 30 с полым валом 31, перекрытым шаровым клапаном 32, расположенным внутри шпинделя 33, соединенным с НДМ 5 (фиг. 2).
Устройство по второму варианту состоит из следующих узлов и деталей.
При бурении скважины с помощью технологии роторного бурения - в скважине 1 на бурильной колонне 2 установлено долото 3 с промывочными отверстиями 4, выше которого располагается НДМ 5 с датчиками 6 и 7 (в состав которых входит влагомер), автономным питанием 8 и электродом 9, изолированным от корпуса 10 изоляторами 11 (фиг. 3).
Выше НДМ 5 установлен пакер 12, взаимодействующий с муфтой 13, скользящей по корпусу вставки 14.
Над пакером 12 внутри бурильной колонны 2 в коническом седле 15 размещается хвостовик 16 регулятора депрессии 17.
Скважина 1 пересекает разнородные пласты: 20 - глина, 21 - известняк, 22 - доломит, 23 - нефтенасыщенный песчаник, который представляет интерес для исследования как продуктивный пласт.
Поз. 24 - промывочная жидкость в затрубном пространстве 25, поз. 26 - жидкость для нагнетания с поверхности по трубам 27 меньшего диаметра.
При бурении скважины с помощью технологии гидротурбинного бурения - в корпусе вставки 14 установлена гидротурбина 28, состоящая из статора 29 и ротора 30 с полым валом 31, перекрытым шаровым клапаном 32, расположенным внутри шпинделя 33, соединенным с НДМ 5 (фиг. 4).
Регулятор депрессии 17 содержит многосопловый насос 34, в который входят эжекторная камера 35, диффузор 36 и струйные сопла 37 (фиг. 4).
При роторном бурении вращательный момент передается по бурильной колонне 2 на долото 3, в непосредственной близости которого расположен НДМ (поз. 5) с измерительными датчиками 6 и 7.
Технология роторного бурения скважины предусматривает разрушение горной породы долотом 3 с выносом шлама на поверхность за счет циркуляции промывочной жидкости 24 по внутренней полости бурильной колонны 2 до долота 3 и далее по затрубному пространству на поверхность.
Технология гидротурбинного бурения отличается от роторного бурения тем, что во внутренней полости бурильной колонны 2 установлена гидротурбина 28, обеспечивающая вращение долота 3. Гидротурбина 28 выполнена с полым валом 31 для обеспечения обратного прохождения промывочной жидкости, например может применяться турбобур ТПВ-240 А7ПВ-ТПВ-178 разработки ВНИИБТ (http://www.vniibt-bi.ru/products/turboburs/).
Как при технологии роторного бурения скважины, так и при технологии гидротурбинного бурения возможно проведение одновременного исследования продуктивных пластов с помощью датчиков, установленных в корпусе НДМ с осуществлением следующих операций.
В скважину 1 на бурильной колонне 2 спускают в составе КНБК установленный над долотом 3 НДМ 5, содержащий в своем составе набор измерительных датчиков: датчики давления 6 и влагосодержания 7, автономный источник питания 8 и передающий электромагнитные импульсы электрод 9, изолированный от корпуса 10 изоляторами 11.
Перед спуском в скважину бурильную колонну 2 предварительно снабжают пакером 12, который устанавливают выше НДМ 5 и который в верхней части снабжают муфтой 13, имеющей возможность скольжения по корпусу вставки 14 для взаимодействия с пакером 12. Выше пакера 12 внутри бурильной колонны размещают коническое седло 15, в котором в рабочем состоянии устанавливается хвостовик 16 регулятора депрессии 17. Бурение ведется с циркуляцией промывочной жидкости 24 по затрубному пространству 25, а гидродинамические исследования продуктивного пласта осуществляют при помощи циркуляции жидкости 26 по трубам 27 меньшего диаметра, установленных внутри бурильной колонны 2.
При этом реализация предложенного способа осуществляется поэтапно:
На первом этапе в составе компоновки на бурильной колонне 2, содержащей долото 3, НДМ 5 и пакер 12, осуществляют процесс первичного вскрытия продуктивного пласта 23 - нефтенасыщенный песчаник с циркуляцией промывочной жидкости 24 по затрубному пространству 25. При этом с помощью датчиков НДМ 5 производят измерения геофизических и технологических параметров, по показаниям которых получают информацию о положении забоя относительно пересекаемых пластов. При установлении пересечения пласта 23 - нефтенасыщенный песчаник, бурение останавливают.
На втором этапе производят пакеровку зоны КНБК с помощью подачи на пакер 12 осевой нагрузки на бурильную колонну 2, приложенной к муфте 13, скользящей по корпусу вставки 14. Поскольку пакер 12 выполнен механически эластично-деформируемым, то под действием нажима скользящей муфты 13 он расширяется и перекрывает затрубное пространство.
На третьем этапе в бурильную колонну 2 спускают на трубах 27 меньшего диаметра регулятор депрессии 17, хвостовик 16 которого устанавливают в коническое седло 15 внутри бурильной колонны 2.
На четвертом этапе при использовании устройства по первому варианту (фиг. 1):
- при роторном бурении начинают подачу с поверхности по трубам 27 меньшего диаметра жидкости 26 под давлением, которая выходя из сопел струйного эжектора 18, создает депрессию сначала на забое скважины, а затем и на весь подпакерный интервал, что приводит к вызову притока пластовой жидкости (флюида) из продуктивного пласта 23.
Изменяя расход подачи жидкости 26, подаваемой в регулятор депрессии 17, регулируют величину депрессии, приложенной к продуктивному пласту, подвергаемому испытанию на приток и снимают с помощью датчиков НДМ 5, находящегося в подпакерной зоне, гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости - уровень давления на забое, расход пластового флюида на притоке и содержание в ней концентрации углеводородов с помощью влагомера 7. При прекращении подачи жидкости 26 с поверхности через регулятор депрессии с помощью датчиков НДМ регистрируют кривую восстановления давления (КВД):
- при турбинном бурении (фиг. 2) начинают подачу с поверхности по трубам 27 меньшего диаметра жидкости 26 под давлением, которая выходя из сопел струйного эжектора 18, создает на входе регулятора депрессии 17 пониженное давление, которое распространяясь по полому валу 31 гидротурбины 28 и далее - до забоя с долотом 3, вызывает всплытие шарового клапана 32, который перемещается в новое положение и открывает отверстие внутри шпинделя 33. При этом обеспечивается приток пластового флюида из вскрытого долотом 3 продуктивного пласта 23, который поступает в промывочные отверстия 4 долота 3 и двигается вверх по полым каналам внутри НДМ 5, шпинделя 33 и далее через полый вал 31 в хвостовик 16 регулятора депрессии 17.
В процессе движения пластового флюида мимо измерительных датчиков НДМ 5 происходит измерение его расхода и влагосодержания, данные о которых в режиме on-line передаются с помощью электрода 9 по электромагнитному каналу на пульт оператора на поверхности (на фиг. не показано).
Использование устройства по первому варианту целесообразно в случае использования промывочной жидкости 26, аэрированной газом или атмосферным воздухом с помощью наземного компрессора, тогда при истечении аэрированной жидкости из трубопровода меньшего диаметра 27 в бурильную колонну 2 через сопла струйного эжектора 18 будет обеспечена депрессия (согласно закона Бойля-Мариотта), действующая в подпакерном пространстве.
На четвертом этапе при использовании устройства по второму варианту (фиг. 3):
- при роторном бурении начинают подачу с поверхности по трубам 2 большого диаметра жидкости 26 под давлением, которая поступает через струйные сопла 37 струйного насоса 34 и далее через диффузор 36 и трубам 27 меньшего диаметра на поверхность, минуя эжекторную камеру 35 и создавая в ней депрессию (согласно закона Бернулли), распространяющуюся до забоя скважины и далее на весь подпакерный интервал, что приводит к вызову притока пластовой жидкости (флюида) из продуктивного пласта 23.
Изменяя расход подачи жидкости 26, подаваемой в регулятор депрессии 17, регулируют величину депрессии, приложенной к продуктивному пласту, подвергаемому испытанию на приток и снимают с помощью датчиков НДМ 5, находящегося в подпакерной зоне, уровень давления на забое, расход пластового флюида на притоке и содержание в ней концентрации углеводородов с помощью влагомера 7. При прекращении подачи жидкости 26 с поверхности через регулятор депрессии с помощью датчиков НДМ регистрируют кривую восстановления давления (КВД):
- при турбинном бурении (фиг. 4) начинают подачу с поверхности по трубам 2 большего диаметра жидкости 26 под давлением, которая поступает через струйные сопла 37 струйного насоса 34 и далее через диффузор 36 и трубам 27 меньшего диаметра на поверхность, минуя эжекторную камеру 35 и создавая в ней депрессию, которая со входа регулятора депрессии 17 распространяется по полому валу 31 гидротурбины 28 и далее - до забоя с долотом 3, вызывает всплытие шарового клапана 32, который перемещается в новое положение и открывает отверстие внутри шпинделя 33. При этом обеспечивается приток пластового флюида из вскрытого долотом 3 продуктивного пласта 23, который поступает в промывочные отверстия 4 долота 3 и двигается по полым каналам внутри НДМ 5, шпинделя 33 и далее через полый вал 31 в хвостовик 16 регулятора депрессии 17.
В процессе движения пластового флюида мимо измерительных датчиков НДМ 5 происходит измерение его расхода и влагосодержания, данные о которых в режиме on-line передаются с помощью электрода 9 по электромагнитному каналу на пульт оператора на поверхности (на фиг. не показано).
На пятом этапе извлекают из скважины регулятор депрессии 17, поднимая его на трубах меньшего диаметра 27, и производят распакеровку интервала 23 путем уменьшения осевой нагрузки на скользящую муфту 13 и возобновляют процесс бурения.
При дальнейшем вскрытии очередного перспективного пласта операции по его испытанию повторяют в указанной последовательности.
Предложенная компоновка в составе НДМ и регулятора депрессии с пакером обеспечивает высокоэффективную технологию проведения гидродинамических исследований в процессе бурения и позволяет существенно сократить время и трудозатраты на их выполнение.
Предложенная компоновка в составе НДМ, находящегося в непосредственной близости от долота на забое бурящейся скважины, пакера, создающего ограниченный объем в зоне НДМ с датчиками давления, расхода, влагосодержания, регулятора депрессии, обеспечивающего создания в этом объеме управляемой депрессии для вызова притока флюида из продуктивного пласта для оперативной оценки содержания в нем углеводородов и снятия индикаторной диаграммы (ИД), а затем - кривой восстановления давления (КВД), обеспечивает проведение высокоэффективной технологии выполнения гидродинамических исследований в процессе бурения и позволяет существенно сократить время и трудозатраты на их выполнение.