Способ и устройство для испытаний на приток и определения свойств предположительно проницаемых геологических пластов

1 Область техники Изобретение относится к способу и устройству для испытаний на приток и определения свойств геологических пластов, предположительно обладающих проницаемостью. При бурении нефтяных и газовых скважин после того, как установлено наличие углеводородов,проводят так называемые испытания на приток для того, чтобы получить информацию о проницаемых слоях вокруг ствола скважины или самой скважины. Уровень техники Перед проведением испытаний на приток,когда пластовому флюиду дают возможность выхода из пласта, скважина оснащается определенным оборудованием, включая средства для регулирования расхода жидкости и измерительную аппаратуру для измерения давления и расхода жидкости. Испытания на приток включают два этапа продолжительностью каждый, например, 24 ч. На обоих этапах обеспечивают постоянный поток жидкости из пласта. В начале жидкость поступает в скважину из ее непосредственного окружения, но постепенно через скважину начинает спускаться жидкость из все более удаленных областей. Давление внутри скважины снижается за счет того, что жидкость должна проходить все большее расстояние через пласт и поэтому подвергается постоянно растущим потерям на трение. Выдерживание постоянного расхода потока позволяет достигнуть того, что диаграмма давления внутри скважины зависит только от характера пласта и может быть исследована. Поэтому в процессе испытаний на приток производят запись диаграммы давления, то есть величин давления в функции времени. На втором этапе испытаний на приток, следующим непосредственно вслед за первым, приток жидкости в скважину прекращают. В течение этого этапа давление внутри скважины постепенно повышается до давления в пласте, так как пласт вокруг скважины восполняется притоком в скважину от удаленных участков пласта. На этом втором этапе также измеряют давление и время. Записанные величины давление-время на двух этапах испытаний на приток представляют собой существенную базу для последующего анализа, оценки и планирования дальнейшей деятельности по бурению, а возможно, и по разработке нефтяного месторождения. Может появиться необходимость в регистрации других дополнительных параметров, например, температуры: важно также провести химический анализ образцов пластового флюида. Для соблюдения техники безопасности в процессе испытаний применяются уплотняющие средства, такие как кольцевые пакеры. Настоящее изобретение касается способа и устройства для выдерживания постоянного рас 001119 2 хода пластового флюида в скважину в процессе считывания давления и, возможно, других параметров. При испытаниях на приток известен прием отвода флюида из пласта на поверхность через так называемую эксплуатационную колонну,установленную в скважине. Уплотняющие средства расположены в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и стенкой скважины, предпочтительно, в месте крепления скважины обсадными трубами, с тем, чтобы пластовый флюид отводился на поверхность через эксплуатационную колонну, а не через кольцевое пространство. На верхнем конце колонны установлен клапан для регулирования расхода, и расположены датчики и измерительная аппаратура для считывания и регистрации,по меньшей мере, расхода и давления в эксплуатационной колонне. Известен прием установки забойного насоса для создания и выдерживания достаточного расхода для выполнения испытаний на приток,если этого требуют внутреннее давление в пласте или свойства породы геологического пласта и/или пластового флюида. Описанная технология известна много лет и хорошо разработана, однако она все же имеет множество недостатков. Выходящий на поверхность пластовый флюид является источником опасности из-за риска взрыва, возгорания и токсичности. Соответственно, при проведении испытаний на приток должны быть предприняты существенные меры безопасности. Кроме того, пластовый флюид создает экологическую проблему, так как испытания на приток проводятся, естественно, до установки обрабатывающего оборудования. По этим соображениям в практике было принято подводить пластовый флюид к горелке. Из-за того, что сжигание вызывает нежелательные выбросы вредных газов и выпуск в море неконтролируемых объемов углеводородов, в некоторых местах проблема решается другим образом. Так, на норвежском континентальном шельфе, где введены ограничения на сжигание и сезонные ограничения на проведение испытаний, вызывает интерес способ сбора пластового флюида и его передачи на соответствующую перерабатывающую установку. Это решение,возможно, удовлетворительно решает проблему экологии, однако оно трудоемко, неэкономично и подвержено многим ограничениям в отношении времени и погодных условий. Подготовительные работы перед проведением испытаний на приток обычно включают установку и цементирование обсадных труб для герметизации различных проницаемых слоев и для соблюдения мер безопасности. Дополнительно специальную эксплуатационную колонну прокладывают вниз до основания или слоя,подлежащего испытаниям. Эти подготовительные работы требуют больших затрат труда и 3 средств. По соображениям безопасности иногда бывает необходимо усилить уже установленную обсадную колонну, возможно, по всей длине или на большей части длины скважины. Для скважин с высоким давлением может потребоваться установка дополнительных обсадных труб в верхней части скважины. Далее, могут возникать трудности с качеством цементирования, что приводит к появлению каналов утечки, трещин или промоин. Во многих случаях бывает трудно определить качество или наличие цемента. Некачественное цементирование намного повышает вероятность возникновения так называемых поперечных потоков к другим проницаемым пластам вокруг обсадной колонны или от них внутрь. Поперечные потоки могут в значительной- степени искажать результаты выполняемых измерений. Для устранения этого источника погрешностей могут потребоваться очень дорогие и трудоемкие ремонтные работы по цементированию. Современные системы позволяют производить глубоководное бурение скважин, но не обеспечивают безопасного и надежного испытания на приток. На больших глубинах трудно соблюсти меры безопасности в случаях, когда буровое судно совершает дрейф и отклоняется от позиции или когда трубопровод, связывающий его с подводным месторождением, подвергается сильной неконтролируемой вибрации или угловому сносу от дрейфа судна. Такая ситуация требует быстрого отсоединения связывающего или эксплуатационного трубопровода после закрытия клапана подачи на уровне морского дна. Современные системы не позволяют осуществить требуемые действия в таких опасных ситуациях. Далее, при обычной эксплуатации часто используются различные формы стимуляции скважины. Такая стимуляция может состоять во введении в пласт химических веществ для повышения расхода потока. Простой метод стимуляции заключается в воздействии на пласт импульсами давления для его разрыва или растрескивания и повышения проницаемости. Побочным эффектом такого разрыва может быть значительное увеличение количества песка в потоке пластового флюида. При проведении испытаний на приток может представить интерес такая стимуляция скважины для наблюдения за ее результатами. И здесь также следует учесть, что обычное эксплуатационное оборудование приспособлено для того, чтобы не допускать, отделять и устранять песок, в то время как при проведении испытаний на приток эти меры не так существенны. В некоторых случаях может оказаться полезным провести обратное испытание на приток путем нагнетания флюида обратно в пласт. Однако это предполагает, что отведенный флюид сохраняется приблизительно при таком же давлении и температуре, как в пласте. Это потребу 001119 4 ет дополнительного оборудования и дополнительных мер безопасности. Далее, это потребовало бы переустановки эксплуатационной колонны. Возможно, такую переустановку пришлось бы выполнять путем подъема колонны и ее повторного опускания для доступа к другому пласту, что требует больших затрат труда и средств. По этим причинам известное оборудование уровня техники не стимулирует интерес к проведению таких испытаний. В процессе обратных испытаний на приток в скважине наблюдается повышение давления в процессе выдерживания постоянного расхода флюида из скважины. Обратные испытания на приток могут выявить возможные каналы связи между пластами в геологической породе, а в некоторых случаях могут помочь определить расстояние от скважины до такого канала связи между пластами. Сущность изобретения Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа и устройства для испытания скважин на приток с устранением недостатков способов и устройств,известных из уровня техники. Поставленная задача решается за счет создания способа и устройства, раскрытых в пунктах формулы изобретения. Главная особенность изобретения состоит в том, что, в отличие от известной технологии,когда флюид выводится из пласта на поверхность, пластовый флюид отводится из первого,предположительно проницаемого геологического пласта во второй проницаемый пласт. Согласно способу по изобретению перед проведением испытаний на приток устанавливают, по меньшей мере, один канал гидравлического сообщения между двумя геологическими пластами, из которых один (первый) пласт подлежит испытаниям. Далее помещают уплотняющие средства для ограничения потока пластового флюида с тем, чтобы поток между пластами проходил только по образованному каналу или каналам гидравлического сообщения. Когда поток пластового флюида проходит от первого пласта ко второму вверх (поток может проходить и в противоположном направлении, когда подлежащий испытаниям первый пласт расположен выше второго проницаемого пласта, принимающего пластовый флюид), уплотняющие средства, например, кольцевые пакеры, предотвращают перетекание флюида между пластами за пределами канала или каналов гидравлического сообщения. Внутри канала расположены средства регулирования потока, включая клапан и, возможно, приводимый с поверхности насос для регулирования расхода потока в канале, а следовательно, и между пластами. Далее, внутри канала расположен датчик расхода, показания которого могут считываться дистанционно с поверхности. 5 Дополнительно в канале могут быть расположены датчики для считывания с поверхности давления, температуры, определения содержания песка, воды и т.п. Очевидно, что могут быть установлены несколько датчиков каждого типа для отслеживания желаемых параметров в различных местах канала. Для этого используются известные датчики давления и температуры и известная аппаратура учета времени и регистрации измеренных величин. При проведении испытаний на приток в канале гидравлического сообщения с помощью датчика расхода, регулируемого клапана и, возможно, насоса, устанавливают и выдерживают постоянный поток пластового флюида от одного пласта к другому. Давление и, возможно, другие параметры скважины считывают и регистрируют известным образом. Далее поток прерывают и отслеживают и регистрируют повышение давления в скважине. Благодаря изобретению испытания на приток могут быть расширены путем создания обратного потока при использовании реверсивного насоса, так что пластовый флюид может перекачиваться в обратном направлении между двумя пластами. Хранение пластового флюида в другом пласте имеет то преимущество, что флюид может сохранять примерно исходное состояние при возвращении в пласт. Далее, изобретение дает возможность производить стимуляцию через скважину подлежащего испытаниям геологического пласта. Стимуляция может производиться известным образом разрывом пласта. Для этого в скважину подают жидкость под давлением, например, при подсоединении к каналу буровой колонны. После этого проводят испытания на приток. Дополнительно при обратных испытаниях на приток могут быть получены данные поглощения и выделения флюида от двух раздельных пластов без необходимости переустановки испытательного оборудования. Перечень фигур Далее изобретение будет описано более подробно на примерах выполнения со ссылками на чертежи, на которых: фиг. 1 схематично изображает на виде сбоку часть скважины с расположенным в ней каналом, который соединяет два проницаемых геологических пласта; фиг. 1 а соответствует фиг. 1 и представляет некоторую модификацию образующей канал трубы, устанавливающей гидравлическое сообщение между двумя пластами, причем в месте прохода через второй пласт скважина не облицована; фиг. 2 изображает часть скважины с соединительным каналом по фиг. 1 и с установленным насосом. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения На фиг. 1 представлена часть скважины 1,облицованная обсадной колонной 2. Скважина 1 6 продолжается вниз открытым (не облицованным) стволом 3, пробуренным через первый предположительно проницаемый пласт 4, подлежащий испытаниям на приток. В обсадной колонне 2 выполнена перфорация отверстиями 5 на участке прохода скважины 1 через второй проницаемый пласт 6. В примере выполнения по фиг. 1 а второй проницаемый пласт 6 не изолирован обсадной колонной 2. Первый пласт 4 изолирован от возможных проницаемых пластов у дна скважины с помощью донного пакера 7. Трубчатый канал 8 проходит концентрично скважине от участка первого пласта 4 до места над отверстиями 5 перфорации. Таким образом, между каналом 8 и стенкой ствола 3 и между каналом 8 и обсадной колонной 2 образовано кольцевое пространство 9. Нижний кольцевой пакер 10, помещенный в скважине1 на большем удалении от дна, чем первый проницаемый пласт 4, определяет нижний конец кольцевого пространства 9. Верхний кольцевой пакер 11, помещенный в скважине 1 на большем удалении от дна, чем отверстия 5 перфорации, определяет верхний конец кольцевого пространства 9. Промежуточный кольцевой пакер 12, помещенный в скважине 1 ближе к дну, чем отверстия 5 перфорации, предотвращает сообщение между отверстиями 5 перфорации и другими возможными проницаемыми пластами над нижним пакером 10. Канал 8 имеет закрытый верхний конец и в примерах выполнения по фиг. 1 и 2 открытый нижний конец. На участке канала 8, удаленном от его верхнего конца на большее расстояние,чем верхний пакер 11, канал снабжен затворами 13, которые устанавливают гидравлическое сообщение между каналом 8 и кольцевым пространством 9 вокруг него. Таким образом, флюид может проходить от первого пласта 4 в скважину 1 и в канал 8 на его нижнем конце и далее через канал 8 и наружу через затворы 13 и через отверстия 5 перфорации во второй пласт 6. В исполнении по фиг. 1 а нет необходимости в отверстиях 5 перфорации. Кольцевые пакеры 11 и 12 уплотняют пространство между каналом 8 и стенкой бурового ствола скважины 1. Пакер 7 также может быть частью трубы, образующей канал 8, в то время как стенка трубы перфорирована отверстиями 21 между пакерами 7 и 10. При установке кольцевого пакера 7 на образующей канал 8 трубе она может иметь закрытый нижний конец, расположенный ниже предположительно проницаемого пласта 4. На участке над кольцевым пакером 7 образующая канал 8 труба снабжена сквозными поперечными затворами 21, которые вместе со сквозными поперечными затворами 13 устанавливают гидравлическое сообщение между пластами 4 и 6. 7 В канале 8 помещен дистанционно управляемый клапан (не показан), предназначенный для регулирования расхода через канал 8. Известный сам по себе клапан может содержать дистанционно управляемую подвижную втулку 14, предназначенную для полного или частичного перекрытия затворов 13 и оснащенную отверстиями 14' для частичного или полного совмещения с затворами 13. Далее, в канале 8 размещены дистанционно считываемые датчики, включая датчик 15 давления, датчик 16 расхода и датчик 17 температуры. Канал 8 может быть оснащен также насосом 18 для принудительного создания потока в канале. Насос может приводиться двигателем 19,размещенным над каналом 8. Приводной вал 20 между двигателем 19 и насосом 18 проходит известным образом через уплотненное отверстие в верхнем закрытом конце канала 8. Предпочтительно двигатель 19 является гидравлическим двигателем и приводится жидкостью, например, буровой жидкостью, которая известным образом подается через не показанные здесь буровую колонну или гибкий трубопровод. Может использоваться также электрический двигатель с охлаждением за счет циркуляции буровой жидкости или проходом потока жидкости в канале 8 через рубашку охлаждения двигателя 19. В кольцевом пространстве 9 могут быть также расположены датчики для восприятия и регистрации гидравлического сообщения или поперечных потоков к проницаемым пластам или от них над кольцевым пространством или под ним. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ для использования в связи с предположительно проницаемым первым геологическим пластом (4), в котором в процессе испытаний на приток пластовый флюид от указанного пласта подвергается измерению давления, среди прочих параметров, и регулированию расхода, отличающийся тем, что устанавливают,по меньшей мере, один определенный канал (8) гидравлического сообщения между указанным предположительно проницаемым первым пластом (4) и вторым проницаемым пластом (6),при этом пластовый флюид, поступающий из указанного первого пласта (4), направляют через указанный канал (8) ко второму указанному пласту (6), который принимает этот пластовый флюид и сохраняет его, по меньшей мере, временно. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что канал (каналы) гидравлического сообщения устанавливают с помощью образующей канал трубы (труб) (8), которую (которые) устанавливают предпочтительно концентрично поверхности стенки бурового ствола или обсадной ко 001119 8 лонны между расположенными на различных уровнях первым и вторым пластами (4, 6), и помещают уплотняющие средства (7, 10, 12, 11) для предотвращения прохода пластового флюида от первого пласта (4) ко второму пласту (6) за пределами канала гидравлического сообщения. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем,что после того, как пластовый флюид переведен из первого пласта (4) во второй пласт (6), выполняют обратные испытания на приток посредством того, что перемещенный пластовый флюид принудительно возвращают из второго пласта (6) в первый пласт (4). 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что производят разрыв указанного первого пласта (4), при этом в скважину в области этого первого пласта (4) подают жидкость под давлением, например,через буровую колонну, которую подсоединяют к указанному каналу (8) гидравлического сообщения. 5. Устройство для осуществления способа по п.1, предназначенное для установки в скважине (1) между двумя геологическими пластами, а именно, первым пластом (4), подлежащим испытаниям на приток, и вторым пластом (6), и содержащее один или более датчиков / измерителей / регуляторов / устройств управления(15,17) для восприятия / измерения / регистрации параметров давления и расхода потока, а также для регулирования расхода в процессе испытаний на приток, отличающееся тем, что оно содержит, по меньшей мере, одну образующую канал трубу (8), которая устанавливает гидравлическое сообщение внутри скважины (1) между первым геологическим пластом (4), подлежащим испытаниям на приток, и вторым проницаемым пластом (6), и уплотняющие средства(7, 10, 11, 12), расположенные таким образом,чтобы ограничивать поток пластового флюида между пластами (4, 6) до потока только в канале или каналах (8), образованных для установления, по меньшей мере, одного ограниченного гидравлического потока, так что этот канал или эти каналы (8) представляют собой единственное средство гидравлического сообщения между двумя проницаемыми пластами. 6. Устройство по п.5, отличающееся тем,что указанная образующая канал труба (8) или каждая образующая канал труба (8) выполнена открытой на своем конце, наиболее близком к первому пласту (4), подлежащему испытаниям на приток, но закрытой на противоположном конце, где прилегающая к нему часть трубы,расположенная внутри указанного второго пласта (6), снабжена одним или более поперечными сквозными затворами (13). 7. Устройство по п.5, отличающееся тем,что указанная образующая канал труба (8) или каждая образующая канал труба (8) выполнена с закрытыми торцевыми концами и вблизи каждой концевой части на участке, окруженном соответствующим пластом (4, 6), снабжена одним или более поперечными сквозными затворами (21). 8. Устройство по п.5, отличающееся тем,что каждый из сквозных поперечных затворов(21, соответственно 13) в каждой части образующей канал трубы (8) или части каждой трубы (8), окруженной одним из пластов (4, соответственно 6), снабжен подвижной перфорированной втулкой (14), выполненной с возможностью, при своем перемещении относительно поперечного затвора (21, соответственно 13) в образующей канал трубе (8), обеспечивать недросселированный или дросселированный входной или выходной поток жидкости и, соответственно, прерывать поток. 9. Устройство по любому из пп.5-8, отличающееся тем, что образующая канал труба (8) или каждая образующая канал труба (8) оснащена приводимым двигателем насосным средством (18), предпочтительно, реверсивным насосным средством для принудительного перемещения жидкости между пластами (4, 6). 10. Устройство по любому из пп.5-9, отличающееся тем, что образующая канал и устанавливающая гидравлическое сообщение труба(8) оснащена дистанционно управляемым клапаном, предназначенным для управления и регулирования расхода жидкости через канал (8).