СПОСОБ ИСПЫТАНИЯ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ
PROCEDURE FOR TRIAL HOLE TESTING

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области испытания разведочных скважин на сложнопостроенных месторождениях углеводородов.
Известен способ испытания нефтегазоразведочных скважин с помощью испытателя пластов на трубах [Сухоносов Г.Д. и др. Справочник по испытанию необсаженных скважин. М.: Недра, 1985, стр.3-6], заключающийся в испытании геолого-разведочных скважин в открытом стволе с помощью испытателя пластов на трубах.
Недостатком способа является его низкая эффективность, так как для получения данных, используемых при подсчете запасов, необходимо затратить время и средства для повторного испытания продуктивного объекта в колонне.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ испытания разведочной скважины в эксплуатационной колонне, включающий следующие технологические операции: перфорацию обсадной колонны, вызов притока, освоение, очистку забоя и гидрогазодинамические исследования объекта, задавку скважины, установку цементного моста [Сборник сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых, газоконденсатных, гидрогеологических объектов в разведочных, опорных, параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов в эксплуатационных скважинах. М.: ВНИИОЭНГ, 1985, стр.4-6].
Недостатком способа является то, что работы по испытанию скважины обязательно сопровождаются спуском и подъемом НКТ, что значительно увеличивает материальные и временные затраты.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в экономии материальных и временных затрат на строительство и испытание разведочной скважины.
Технический результат достигается тем, что при испытании разведочной скважины перфорируют обсадную колонну, устанавливают фонтанную арматуру, спускают безмуфтовую длинномерную трубу (БДТ) до верхних отверстий интервала перфорации, заменяют технологический раствор на воду и воду на нефть, при необходимости снижают уровень, поднимают безмуфтовую длинномерную трубу, вызывают приток, отрабатывают скважину на факел до стабилизации устьевых параметров, спускают приборы для замера пластового давления и температуры, записывают кривую восстановления давления (КВД), отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида, после чего вновь спускают безмуфтовую длинномерную трубу, задавливают скважину водой с последующей сменой воды на технологический раствор, устанавливают цементный мост и переходят на вышележащий объект, аналогично исследуют его, после испытания всех запланированных объектов скважину ликвидируют.
Способ осуществляется следующим образом.
Производят подготовку разведочной скважины к испытанию и перфорацию первого запланированного объекта кумулятивным перфоратором на кабеле. Устанавливают фонтанную арматуру. При помощи колтюбинговой установки в скважину спускают БДТ до кровли продуктивного объекта (верхних отверстий интервала перфорации). Производят замену технологического раствора в скважине на воду, воду - на нефть, при необходимости снижают уровень в скважине для создания более высокой депрессии на пласт. Производят подъем БДТ и вызов притока. Скважину отрабатывают через факельный отвод до стабилизации устьевых параметров, но не более 72 часов. Затем методом установившихся режимов проводят гидрогазодинамические исследования, для чего спускают в скважину приборы для замера устьевого давления и температуры, и проводят запись КВД. После этого извлекают приборы и пробоотборниками отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида, завершая исследования объекта скважины. Затем спускают БДТ, задавливают скважину водой, заменяют воду на технологический раствор, устанавливают цементный мост над исследованным объектом и переходят к вышележащему объекту. Вышележащий объект исследуют аналогичным образом. После проведения испытаний всех запланированных объектов скважину ликвидируют как выполнившую свое назначение.
Пример конкретного выполнения способа.
3
В разведочной скважине на Северо-Пуровской площади глубиной 2800 м, обсаженной 114 мм эксплуатационной колонной и заполненной технологическим раствором (водным раствором NaCl плотностью ρ=1050 кг/м), определены к испытанию 3 объекта:
1
- 1 объект БУ нефтяной, расположен в интервале 2685-2695 м, пластовое давление 26,3 МПа;
14
- 2 объект ТП нефтяной, расположен в интервале 2235-2250 м, пластовое давление 21,9 МПа;
5
- 3 объект ТП газовый, расположен в интервале 1865-1880 м, пластовое давление 18,3 МПа.
После подготовки скважины к испытанию производят перфорацию 1-го объекта кумулятивным перфоратором диаметром 73 мм на кабеле.
3
Производят установку фонтанной арматуры и спуск в скважину с помощью колтюбинговой установки М20, БДТ диаметром 44,5 мм до верхних отверстий интервала перфорации. С целью создания депрессии на пласт заменяют технологический раствор в скважине на воду, затем на дегазированную нефть плотностью ρ=850 кг/м и поднимают БДТ.
Производят плавный вызов притока и отрабатывают скважину через факельный отвод на штуцерах при депрессии до 30% от пластового давления. После стабилизации устьевых параметров (давления и температуры) проводят гидрогазодинамические исследования объекта на 3 режимах с записью КВД и отбирают устьевые пробы нефти.
3
Далее в скважину до интервала перфорации спускают БДТ и производят глушение скважины водой с последующей заменой раствором NaCl плотностью ρ=1050 кг/м. Для изоляции 1-го объекта устанавливают цементный мост.
3
Переходят к испытанию 2-го объекта. Производят перфорацию 2-го объекта кумулятивным перфоратором диаметром 73 мм на кабеле. После перфорации производят спуск в скважину БДТ диаметром 44,5 мм до верхних отверстий интервала перфорации. С целью создания депрессии на пласт заменяют технологический раствор в скважине на воду и воду на дегазированную нефть плотностью ρ=850 кг/м и поднимают БДТ. Производят плавный вызов притока через факельный отвод, при этом наблюдают незначительный перелив нефти в течение 1 часа и прекращение притока. Снижают уровень в скважине на 400 м. Для этого спускают БДТ на глубину 400 м и производят продувку скважины с помощью передвижной азотной компрессорной станции ПКСА-9/200. После того как отмечают увеличение притока, уменьшают производительность закачки азота и контролируют приток. Затем прекращают закачку азота, поднимают БДТ и отрабатывают скважину. После выхода на устойчивое фонтанирование и стабилизации устьевых параметров проводят гидрогазодинамические исследования 2-го объекта аналогично 1-му объекту с последующим глушением и установкой цементного моста.
Далее производят работы по переходу к испытанию 3-го объекта, его перфорацию и вызов притока аналогично работам на 1-м и 2-м объектах. При отработке объекта наблюдают интенсивное гидратообразование и снижение дебита скважины. Принимают решение о закачке ингибитора гидратообразования в скважину. Для этого спускают БДТ на глубину 500 м и закачивают метанол, при этом наблюдают стабилизацию параметров работы скважины. Проводят гидрогазодинамические исследования 3-го объекта на 7-и режимах, при этом периодически подают метанол в скважину через БДТ, отбирают пробы газа и производят запись КВД.
После испытания запланированных объектов скважину ликвидируют как выполнившую свое геологическое назначение согласно действующим нормативным документам.