Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Заканчивание скважин

	ГЛАВА 10
	ОПРОБОВАНИЕ ПЛАСТОВ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
	10.1. МЕТОДЫ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные ис­следования, объем и методы которых зависят от целевого назна­чения скважины. Эти исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышленной зна­чимости, получение достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки место­рождений, определение эксплуатационных характеристик пласта. Для оценки продуктивности разреза применяют косвенные и прямые методы. Косвенные методы позволяют получить ха­рактеристики, косвенным образом указывающие на присутст­вие нефти или газа в исследованном интервале. К косвенным методам относятся оперативный геологический контроль в про­цессе бурения и геофизические методы исследования в скважи­не. Прямые методы базируются на непосредственных свиде­тельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получе­ние притока и т.д.). Прямые методы требуют вызова притока нефти или газа из пласта. Наиболее полная информация об исследуемых нефтегазовых объектах может быть получена при использовании прямых методов, т.е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для 626

	изучения ее состава и свойств, установления соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давления, полу­чение исходных данных для первоначальной оценки коллек-торских свойств объекта, вскрытого скважиной. В группе прямых методов выделяют стационарные и экс­пресс-методы. Стационарные методы предполагают, что иссле­дование ведут на установившемся режиме фильтрации. Напри­мер, метод пробной эксплуатации, когда наблюдения ведутся в течение длительного времени (до месяца и более), и метод уста­новившихся отборов, когда наблюдения и замеры проводят на нескольких режимах, доведенных до стабилизации притока, позволяют получить характеристику пласта и эксплуатацион­ных возможностей скважины. Исследования по экспресс-методу требуют значительно меньше времени. В основе его лежит контроль за восстановле­нием давления в ограниченном объеме, сообщающиеся с про­дуктивным пластом после вызова притока из него. Иногда в малодебитных скважинах применяют экспресс-метод исследования на приток, когда его контролируют по восстановлению предварительно сниженного уровня жидкости в скважине. По технологии, применяемым техническим средствам и объ­ему получаемой информации исследования по экспресс-методу можно подразделить на испытание и опробование. Задача опробования - вызвать приток флюида из пласта, ото­брать его пробу для анализа, определить свободный дебит сква­жины. При проведении испытаний ставятся более широкие за­дачи. Практикуют два метода исследования скважин: "снизу вверх" и "сверху вниз". При исследовании по методу "снизу вверх" скважину дово­дят до проектной глубины, закрепляют обсадной колонной и цементной оболочкой за ней. Испытания начинают с самого нижнего объекта, для чего обсадную колонну против этого пла­ста перфорируют, осуществляют вызов притока, отбирают про­бы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После завершения испытания нижнего объекта устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированно­го участка, рассчитанный на перепад давления до 25 МПа. За­тем перфорируют обсадную колонну против выше расположен­ного объекта, испытывают его и переходят к следующему объ­екту, перемещаясь вверх. Отсюда и название метода "снизу вверх". 627

	Этот метод продолжают применять в настоящее время, хотя он имеет существенные недостатки: загрязняются в открытом стволе пройденные при добуривании скважины пласты, имеет место искажение результатов исследования, а иногда и пропус­ки продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением; необходимо спускать и цементировать обсадную колонну для разобщения опробываемых объектов. Для устранения отмеченных недостатков были созданы спе­циальные измерительные инструменты, которые позволили оп­робовать и испытать каждый объект в открытом стволе скважи­ны сразу же после вскрытия. С созданием таких инструментов появился новый способ, получивший название метода "сверху вниз". Для его реализации используют различные глубинные инст­рументы, которые по конструктивному исполнению, особенно­стям применения и назначению можно условно разделить на три типа: а) пластоиспытатели, спускаемые в скважину на ко­лонне труб; б) аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бу­рильных труб сразу после вскрытия бурением намеченного объекта; в) аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле. Наиболее полную информацию об исследуемом пласте полу­чают с помощью пластоиспытателя на колонне труб. Аппараты второго и третьего типов позволяют выполнить лишь опробова­ние пласта, поэтому их обычно называют опробователями. Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь поз­воляет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого над до­лотом устанавливают специальное пакерующее устройство, ко­торое при промывке скважины не препятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору (рис. 10.1, I). После спуска пробоотборника в пакерующее устройство от­крываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующий элемент и вызывает его расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и пе­рекрытия кольцевого зазора; происходит изоляция призабой-ной зоны скважины от остального ствола (рис. 10.1, 77). С повы­шением давления внутри бурильной колонны открывается кла­пан в пробоотборнике и давление в подпакерной зоне резко по­нижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину (рис. 10.1, III) и попадает в пробоотборник. Одновре­менно регистрирующим манометром записывается кривая вос­становления давления. По истечении времени, отведенного для опробования пласта, 628

	Рис. 10.1. Этапы (I-III) работы опробователя, сбрасываемого внутрь бурильной колонны: 1 — шлипсовая головка; 2 — грунтоноска; 3 — седло запорного устройства; 4 — впускное окно; 5 — отсекатель; 6 — пакерующее устройство; 7 — нижнее седло опробователя; 8 - впускной клапан; 9 - долото
	давление в бурильной колонне снижают, в результате чего за­крывается клапан в пробоотборнике и пакер постепенно возвра­щается в исходное положение. Пробоотборник захватывают овершотом и поднимают при помощи кабеля на поверхность. Иногда пробоотборник извлекают на поверхность вместе с бу­рильной колонной. Пробоотборник, спускаемый на каротажном кабеле, приме­няют тогда, когда необходимо исследовать пласт на отдельных уровнях, например, для оценки изменения проницаемости пла- 629

	ста по мощности, для определения положения границы пласто­вой воды и нефти и т.п. После подъема бурильной колонны пробоотборник спускают в скважину на заданную глубину (рис. 10.2, I). С поверхности
	1
	i	!		S
	W
	Рис. 10.2. Этапы (/-///) работы пробоотборника на кабеле: 1 — верхний заряд и заглушка; 2 — дифференциальный возвратный поршень; 3 — нижний заряд и заглушка; 4 — прижимная лапа; 5 — герметизирующая накладка; 6 — кумулятивный заряд; 7— впускной клапан; 8 — баллон
	630

	по кабелю электрическим импульсом подают команду на вы­движение упорного башмака. Он прижимает к ограниченному участку стенки ствола скважины уплотнительную подушку, которая изолирует небольшую площадь открытой поверхности пласта. По команде с поверхности взрывают кумулятивный за­ряд, и в изолированной части пласта образуется канал, по кото­рому пластовый флюид поступает в нижнюю емкость опробова-теля (рис. 10.2, II). Регистрирующий манометр записывает восстановление давления в емкости по мере ее заполнения. Гид­равлическая система пробоотборника в конце исследования за­крывает входной клапан емкости, в результате отобранная про­ба запирается, снижается избыточное давление под прижим­ным башмаком, и под действием пружины он возвращается в транспортное положение (рис. 10.2, III). 10.2. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ Из экспресс-методов, применяемых при исследованиях в скважине, наибольшее распространение получил способ с ис­пользованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб. Его применяют для испытания объектов сразу после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оцен­ку незагрязненного буровым раствором пласта. Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при испытании пластов с низким пластовым давле­нием, для очистки призабойной зоны, для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков наруше­ния герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию. Современный пластоиспытатель включает в себя инструмен­ты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино для выпол­нения функций, необходимых при испытании пласта и проведе­нии измерений. Такой испытатель называется комплектом испытательных инструментов (КИИ). Применяющиеся в насто­ящее время комплекты пластоиспытателей разработаны совме­стно бывшими Грозненским и Уфимским нефтяными научно-исследовательскими институтами и носят название КИИ-Гроз-УфНИИ. Имеется несколько типоразмеров пластоиспытателей, которые охватывают весь диапазон диаметров скважин от 76 до 295,3 мм (табл. 10.1). В состав пластоиспытателя входят следующие основные уз- 631

	Т абл иц а 10.1 Технические характеристики комплектов испытательных инструментов
	Параметры Тип пластоиспытателя КИИ-65 КИИ-95 КИИ-146 Наружный диаметр корпуса, мм 65 95 146 Диапазон диаметров скважин, мм 76-109 109-150 190-295 Общая длина комплекта, м 20,0 21,6 17,8 Общая масса комплекта, кг 300 910 1200 Допустимая нагрузка, кН: сжатия 150 300 600 растяжения 100 250 400 Допустимое внешнее давление, МПа 80 80 70 Максимальная температура окружающей среды, °С, для комплекта: с обычной резиной 130 130 130 с термостойкой резиной 200 200 200
	лы(рис. 10.3): циркуляционный клапан, переводник с глубин­ным регистрирующим манометром, запорный поворотный кла­пан ЗПК, гидравлический испытатель пластов ИПГ, ясс, безо­пасный переводник, пакер, фильтр-хвостовик, опорный баш­мак. Гидравлический испытатель пластов - главное звено пласто­испытателя - оснащен уравнительным и приемным клапанами. Уравнительный клапан в открытом состоянии обеспечивает ги­дравлическую связь между подпакерным и надпакерным про­странствами, уравнивая в них гидростатическое давление, а также служит для пропуска жидкости при спуске и подъеме КИИ во избежание эффекта поршневания. По истечении опре­деленного промежутка времени после закрытия уравнительно­го клапана срабатывает специальное гидравлическое реле вре­мени, управляющее приемным клапаном. Он открывает доступ пластовому флюиду в бурильную колонну над пластоиспытате-лем. Реле времени срабатывает под воздействием сжимающей нагрузки, возникающей при частичной разгрузке бурильной колонны на забой (на 60-120 кН). По окончании испытания под действием растягивающего усилия приемный клапан закрыва­ется. Запорный поворотный клапан закрывается вращением бу­рильной колонны с поверхности и служит для перекрытия про­ходного канала в бурильную колонну. После его закрытия реги­стрируется процесс восстановления давления в подпакерном пространстве. Имеются одно- и многоцикловые запорно-пово-ротные клапаны. Циркуляционный клапан, установленный над запорным по­воротным клапаном, служит для возобновления циркуляции 632

	Рис. 10.3. Схема пластоиспытателя: 1 — бурильные трубы; 2 — циркуляционный клапан; 3 — глубинный манометр; 4 — запорный поворотный клапан; 5 — гидравлический испытатель пластов; 6 — ясс; 7 — безопасный переводник; 8 — пакер; 9 — фильтр; 10 — местоположение глубинных манометров; 11 — хвостовик; 12 — опорный башмак (пята)			4
	бурового раствора по стволу скважины. Для его срабатывания необходимо, чтобы давление внут­
	ри бурильной колонны на 7-10 МПа превышало
	внешнее гидростатическое давление. В комплект КИИ входит также несколько глу­бинных манометров, которые помещают в прибор­ном патрубке и устанавливают в других местах для записи изменения давления. Одновременное использование нескольких манометров позволяет контролировать достоверность полученной ин­формации об изменении давления и надежность срабатывания систем пластоиспытателя. Провер­ку осуществляют сопоставлением диаграмм, за­писанных в разных пунктах. Применяют регист­рирующие манометры поршневого или геликсно-
					8
	го типа. Поршневые манометры используют ча­ще, хотя по сроку службы и точности измерения они уступают геликсным. Вместе с манометром иногда применяют регистрирующий термометр. Пластоиспытателями управляют с поверхнос­ти. В соответствии с командами пластоиспытатель
	выполняет следующие функции: изолирует ин-				11
	тервал ствола скважины против исследуемого объекта от остальной его части, вызывает приток пластового флюида созданием депрессии на пласт, отбирает пробы пластового флюида на ис­следование, регистрирует восстановление давления в подпа-керной зоне. Регистрация изменений давления происходит автоматичес­ки в течение всего периода нахождения пластоиспытателя в скважине в пределах ресурса рабочего времени манометра. Описанный выше тип пластоиспытателя КИИ-ГрозУфНИИ работает следующим образом: под действием усилия сжатия за счет разгрузки на забой ча­сти веса колонны бурильных труб пакерующее устройство изо­лирует подлежащий испытанию объект от остальных проницае­мых зон в стволе скважины и от воздействия гидростатического
	633

	столба жидкости; на этой стадии надпакерная и подпакерная зоны сообщаются между собой (рис. 10.4,1); по истечении определенного времени срабатывает гидравли­ческое реле и закрывается уравнительный клапан (рис. 10.4, 77), а затем открывается приемный клапан ИПГ (рис. 10.4, III), через который подпакерное пространство сообщается с внутренней полостью бурильных труб, частично заполненных жидкостью; давление под пакером резко уменьшается до вели­чины гидростатического давления столба жидкости в колонне труб, и на исследуемый пласт действует депрессия, приводя­щая к притоку пластового флюида внутрь бурильной колонны. При интенсивном притоке на конце отводного трубопровода на устье отмечается выход воздуха, жидкости, заполняющей ко­лонну и даже пластового флюида; вращением колонны труб с поверхности закрывают запорный поворотный клапан и запи­сывают кривую восстановления давления; на конечном этапе дают натяжку инструмента, под воздействием которой закры­вается приемный клапан ИПГ, и некоторое время спустя от­крывается уравнительный клапан, восстанавливающий гидрав-
	Рис. 10.4. Этапы (I—III) работы клапанов ИПГ: 1 — уравнительные каналы; 2 — уплотнитель уравнительного клапана; 3, 5 — гильзы соответственно уравнительного и приемного клапанов; 4 — приемный клапан 634

	лическую связь подпакерной зоны с надпакерной. Давление в этих зона выравнивается, и под влиянием натяжения пакер вос­станавливает свою форму. В некоторых случаях для его осво­бождения приходится использовать ясс. В случае прихвата па-кера или компоновки фильтра пластоиспытатель развинчивают по безопасному переводнику. На поверхности пластоиспытатель разбирают и извлекают диаграммы регистрирующих приборов. Пластоиспытатели КИИ-ГрозУфНИИ имеют недостатки: они одноциклового действия, и повторное испытание возможно только после подъема и спуска инструмента; некоторые узлы недостаточно надежны; область надежной работы пластоиспы-тателя ограничивается давлениями не свыше 40 МПа. Для повышения достоверности испытания целесообразно проведение повторных циклов и сопоставления их результатов. Для проведения многоцикловых испытаний разработаны плас­тоиспытатели серии МИГ, техническая характеристика кото­рых приведена в табл. 10.2. Многоцикловой гидравлический испытатель пластов позво­ляет при однократном спуске проводить несколько полных цик­лов испытаний пласта. Каждый цикл включает две основные операции: вызов притока из пласта и регистрацию восстановле­ния давления. В комплект МИГ входит многоцикловой испытатель пластов ИПМ-2 конструкции СевКавНИПИнефти (рис. 10.5). Благодаря действию на запорную гильзу избыточной гидро­статической силы, фиксирующей ее в нижнем положении (рис. 10.6), появляется возможность многократного открытия и
	Таблица 10.2 Технические характеристики пластоиспытателей серии МИГ
	Параметры Тип пластоиспытателя МИГ-127 МИГ-146 Наружный диаметр корпуса, мм 127 146 Диапазон диаметров скважин, мм 195-243 190-295 Общая длина комплекта, м 27,2 27,4 Общая масса комплекта, кг 5680 5440 Допустимая нагрузка, кН: сжатия 1250 1500 растяжения 600 700 Допустимое внешнее давление, МПа 100 - Максимальная температура окружающей среды, °С, для комплекта: с обычной резиной 130 130 с термостойкой резиной 200 200
	635

	Рис. 10.5. Многоцикловый испытатель пластов ИПМ-2: 1 — сменный штуцер; 2 — подвижное уплотнение; 3 — тормозной поршень; 4 — калибровочные каналы; 5, 6 — промежуточная и запорная гильзы; 7 — приемный клапан
	закрытия запорного клапана при закрытом уравнительном клапане. При открытом приемном клапане подпа-керное пространство сообщается с внутрен­ней полостью колонны труб, в результате ? чего создается депрессия на пласт и происхо­дит вызов притока (нижнее положение што­ка). При подъеме штока до вхождения прием­ного клапана внутрь запорной гильзы поступ­ление жидкости в бурильную колонну пре­кращается и давление в подпакерной зоне 3     восстанавливается. Чтобы избежать прежде­временного открытия уравнительного клапа- 4    на, над ИПМ-2 устанавливают телескопичес­кий раздвижной механизм со свободным хо- 5    дом 1,5 м. Его гидравлическая неуравнове­шенность ниже, чем у запорной гильзы, и по­сле закрытия приемного клапана запорная гильза остается закрытой до тех пор, пока не будет "выбран" свободный ход в раздвижном механизме. Многоцикловый испытатель оснащен двухцикловым запорным поворотным клапа-- 7 ном, регистрирующим манометром геликсно-го типа МГИ-1, яссом закрытого типа, для ко­торого растягивающее усилие не зависит от гидростатического давления в стволе скважи­ны, безопасным переводником. Для надежной изоляции устанавливают два пакера усовершенствованной конструк­ции ПЦР-2 с распределителем давления. В конструкции испытателя МИГ остаются еще некоторые недостатки. Так, отдельные узлы (циркуляционный клапан, испытатель пластов и др.) довольно сложные, многие узлы после каждого спуска в скважину необходимо подвергать разборке и обязательной ревизии.

	Рис. 10.6. Схема работы клапанов испытателя пластов ИПМ-2: а, б — уравнительный клапан соответственно открыт и закрыт; в — приемный клапан открыт; 1 — запорная гильза; 2 — приемный клапан; 3 — отверстия уравнительного клапана; 4 — нижний корпусной переводник
	10.3. ТЕХНОЛОГИЯ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ
	Правильная оценка нефтегазоносности и перспектив даль­нейших работ определяется достоверностью полученных в ре­зультате опробования или испытания данных. Объем и досто­верность информации зависят от многих факторов и прежде все­го от безопасной продолжительности цикла испытания и дли­тельности пребывания пластоиспытателя на забое скважины, от надежности его работы и качества изоляции исследуемого интервала. Основной этап исследования подразделяется на два периода: период притока и период восстановления давления. Работу пла­стоиспытателя в режиме притока и восстановления давления принято называть циклом испытания. Продолжительность пер­вого периода (периода притока) зависит от проницаемости гор- 637

	ных пород, состояния призабойной зоны пласта (ПЗП), свойств пластового флюида и депрессии на пласт. По истечении времени первого периода путь поступления жидкости в колонну труб пе­рекрывают, и начинается второй период - период восстановле­ния давления в подпакерной (межпакерной) зоне, регистрируе­мый глубинным манометром. По количеству циклов испытание может быть одно- и много­цикловым (чаще двухцикловым). Двухцикловое испытание обеспечивает более высокое качество и достоверность информа­ции, чем одноцикловое. В двухцикловом испытании первый цикл играет вспомогательную роль. Его проводят для удаления глинистой корки со стенок скважины и разгрузки ПЗП от избы­точного давления, сформировавшегося под действием давления бурового раствора в скважине. Допустимая продолжительность цикла или циклов (при мно­гоцикловом испытании) зависит в основном от условий безава­рийного нахождения пластоиспытателя в скважине и от ресур­са работы регистрирующих глубинных приборов. Интервал опробования выделяют на основании изучения гео­логического разреза и геолого-геофизических материалов. Точ­ность определения границ интервала зависит от степени изу­ченности разреза и задач исследования. Границы интервала ис­следования удается отбить более четко в поровом коллекторе по сравнению с трещинным. В ряде случае оптимальная протя­женность интервала испытания находится в пределах 10-50 м. В залежах с известной мощностью нефтенасыщенной части в интервал включают всю ее протяженность по оси скважины. Достоверность получаемой информации и точность определе­ния гидродинамических характеристик повышаются с умень­шением протяженности интервала. При необходимости интер­вал испытания может быть уменьшен до 1-2 м. Опыт исследования пластов с помощью пластоиспытателей подтверждает благоприятное влияние резкой депрессии на пласт. Глубокая депрессия способствует удалению глинистой корки, восстановлению проницаемости призабойной зоны плас­та, подвергшейся отрицательному воздействию фильтрата бу­рового раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдельных линз в окрестностях скважины. Наиболее благопри­ятные условия создаются в тех случаях, когда депрессия в 3 раза превышает репрессию на пласт при вскрытии. При де­прессии ниже 10 МПа ликвидация блокирования ПЗП может быть неэффективной. Таким образом, с учетом устойчивости горных пород исследуемого объекта, предельно допустимого перепада давления на пакере и допустимых давлений смятия 638

	для бурильных труб необходимо планировать максимально воз­можную депрессию на пласт. Распространенная причина неудачных испытаний - негер­метичность пакеровки. Надежность работы пакера зависит от правильности определения места его установки и правильности подбора наружного диаметра пакерующего элемента. Для уста­новки пакера подбирают интервал, представленный монолит­ными малопроницаемыми устойчивыми породами. Протяжен­ность интервала установки пакера зависит от погрешности за­мера глубины ствола скважины по каротажному кабелю и опре­деляется по формуле 1ж>еНплк + 2,                                                                          (10.1) где е - относительная погрешность замера глубины скважины по каротажному кабелю Нк и бурильной колонне i?T, e = l-HJHK;                                                                    (10.2) Д"пак - глубина установки пакера. Минимальная протяженность участка установки пакера должна быть не менее 4 м. Подбор диаметра пакерующего элемента означает определе­ние наибольшей возможной его величины, при которой пласто-испытатель свободно проходит по стволу скважины. Соотноше­ние диаметра ствола скважины в зоне пакеровки и диаметра па­керующего элемента характеризуется коэффициентом паке­ровки K = dc/DmK,                                                                            (10.3) где dc - диаметр скважины, м; Д,ак - наружный диаметр пакерующего элемента в исходном состоянии, м. Чем меньше значение коэффициента пакеровки К, тем выше герметичность пакеровки и надежность работы пакера. Опти­мальные значения коэффициента пакеровки находятся в преде­лах от 1,10 до 1,12. Необходимая сжимающая нагрузка на пакер при его сраба­тывании (деформировании) может быть подсчитана по формуле Gm = SE7S0(K-l),                                                     (10.4) где GnaK - осевая нагрузка на пакерующий элемент для его деформирования; Еу - условный модуль упругости материала пакерующего элемента, Еу = 9,4 МПа; So - поперечное сечение пакерующего элемента в исходном состоянии, м2. Размеры и характеристики пакеров приведены в табл. 10.3. 639

	Таблица 10.3 Размеры и характеристики пакеров серийных и индивидуального изготовления
	Пакер нормальной Пакер Пакер Диаметр проходимости (у = повышенной повышенной скважины = 1,10+1,12) устойчивости (у = проходимости (у = (по доло- = 1.08) = 1.14) ту, мм) -°пак> Спак. Дрпак, Аик> Спак. Дрпак, А,ак> Спак. Дрпак, ММ кН МПа мм кН МПа мм кН МПа 98 87 30 30 90* 30 45 83* 40 20 132 120* 40 28 127* 30 45 115* 50 17 140 127* 40 25 135* 30 45 123* 50 18 145 135 40 30 140* 40 45 127* 60 16 190 173* 70 30 180 50 45 167* 90 16 214 195 90 26 202* 70 38 188* 110 18 243 220 120 25 230* 90 40 210* 160 15 295 270 160 28 280* 110 40 258* 200 14 *Пакеры индивидуального изготовления.
	Общую продолжительность Т цикла работы пластоиспытате-ля в скважине определяют по допустимому времени безаварий­ного нахождения в открытом стволе скважины и по ресурсу ра­боты регистрирующих скважинных приборов (манометр, тер­мометр). Продолжительность безопасного оставления пластоис-пытателя в открытом стволе составляет от 30 мин до несколь­ких часов. Оборудование устья скважины при испытании зависит от ожидаемого притока и давления на устье. В простейшем слу­чае, когда нет опасности выброса, сверху к колонне труб подсо­единяют ведущую трубу, а трубопровод для удаления посту­пившего на устье флюида подсоединяют к отводу на стояке или к выкидной линии бурового насоса. При этом используют эле­менты гидравлической обвязки из комплекта цементировочно­го агрегата. Если устье скважины оборудовано превентором, то он закрывается на колонне труб. Удобно использовать на устье контрольную головку-вертлюг с манифольдом (рис. 10.7), кото­рая облегчает подсоединение устьевых контрольных приборов, отбор проб на устье при испытании, подключение цементиро­вочного агрегата. Более сложную схему обвязки применяют при испытании пластов с высоким пластовым давлением. Программу испытания объекта разрабатывают заблаговре­менно на основании имеющихся исходных данных. Испытание объекта в открытом стволе включает следующие работы: подготовку ствола скважины к испытанию; проверку и подготовку комплекта испытательных инструментов; спуск
	640

	ffi-
	Рис. 10.7. Контрольная головка-вертлюг: 1 — переводник к ведущей трубе; 2,7 — пробковые краны; 3,8 — соединительные переводники; 4 — крестовина; 5 — разделитель к манометру; 6 — отвод
	пластоиспытателя в скважину; мероприятия по обеспечению герметичности колонны труб; оборудование устья скважины; испытания (пакеровка, вызов притока, закрытие запорного по­воротного клапана, запись кривой восстановления давления, распакеровка, снятие пластоиспытателя с места); подъем плас­тоиспытателя; отбор пробы пластового флюида. При испытании в открытом стволе скважины требуется вре­менный перерыв в нормальном процессе бурения и отсутствие циркуляции промывочной жидкости. В связи с этим скважина должна быть подготовлена к испытанию таким образом, чтобы в течение цикла испытания в ней, несмотря на отсутствие цирку­ляции, не возникла аварийная ситуация, угрожающая прихва­том находящегося в скважине инструмента. Технологический режим бурения при подходе к исследуе­мому объекту должен способствовать сохранению номинального 641

	диаметра ствола скважины. В последнем рейсе подготавливают забой для установки пластоиспытателя. Перед спуском пласто-испытателя проводят ревизию и техобслуживание наземного оборудования, чтобы предупредить его отказ. Необходимо иметь также сведения о плотности бурового раствора в скважи­не, нагрузке на крюке при спущенной колонне труб, снижении веса на крюке при пакеровке и ряд других сведений. Спуск пластоиспытателя осуществляют плавно без толчков и рывков. Если при спуске возникают посадки инструмента, то необходимо быстро разгрузить инструмент, приподнять его на 1-2 м и освободить для прохождения суженного участка ствола скважины. Длительность посадки не должна превышать 30 с во избежание преждевременного открытия выпускного клапана пластоиспытателя. При спуске инструмента надо уделять осо­бое внимание обеспечению герметичности колонны труб. Резь­бовые соединения труб должны быть хорошо смазаны и уплот­нены. В спускаемую колонну периодически доливают жид­кость, чтобы к концу спуска жидкость заполнила колонну до уровня, обеспечивающего необходимую депрессию на пласт. Герметичность колонны в процессе спуска контролируют по на­грузке на крюке и интенсивности выхода раствора из скважи­ны. После спуска инструмента в скважину верхняя часть колон­ны должна находиться над ротором на высоте 2-3 м. Послед­нюю трубу, подсоединенную к колонне, заблаговременно обо­рудуют отводами. После ее навинчивания на колонну устье обо­рудуют по принятой схеме. Перед тем как приступить к пакеровке, измеряют вес подве­шенного инструмента на крюке и вычисляют остаточную на­грузку на крюке при пакеровке. Разгружая часть веса колонны труб на забой, создают нагрузку на пакер. После пакеровки под действием той же нагрузки перепуск­ной клапан закрывается, а впускной открывается. В это время контролируют качество пакеровки по уровню жидкости в ство­ле скважины: если он сохраняет свое положение, то пакеровка надежная; резкое его снижение свидетельствует об отсутствии изоляции подпакерного пространства - в этом случае приходит­ся принимать меры для повторной пакеровки. После открытия впускного клапана в колонну труб начинает поступать пластовый флюид, при интенсивном проявлении пла­ста на устье может наблюдаться излив жидкости, залитой в ко­лонну, и даже пластового флюида. О поступлении жидкости в колонну можно судить по вытеснению из нее воздуха. По исте­чении времени открытого притока вращением ротора закрыва- 642

	ют запорный поворотный клапан, и в таком состоянии пластоис-пытатель оставляют в покое для записи кривой восстановления давления. Завершив цикл испытания, к инструменту прилагают уси­лие натяжения, на 10-15 % превышающее первоначальную нагрузку на крюке. Под действием сил растяжения открывает­ся уравнительный клапан, давление в подпакерной зоне резко возрастает до гидростатического в стволе скважины, перепад давления на пакере исчезает, и пакер возвращается в исходное положение. В некоторых случаях для снятия пакера приходит­ся прилагать более значительные усилия или принимать допол­нительные меры. После освобождения пакера инструмент поднимают из скважины. При подъеме колонны через каждые две-пять свечей отбирают пробы жидкости на анализ. Если в скважине проявление было интенсивным и колонна труб заполнена плас­товым флюидом, его можно вытеснить через циркуляционный клапан в затрубное пространство и пробу отобрать у устья из по­тока. Из поднятого на поверхность пластоиспытателя извлекают глубинные манометры и на диаграммах давления делают доку­ментальные записи о дате проведения испытания и интервале испытания. Из пробоотборника отбирают пробу пластового флюида и направляют ее в лабораторию на анализ. В лаборато­рии определяют компонентный состав пробы, физические свой­ства пробы и компонентов, количество и состав газа в пробе. 10.4. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАТЕЛЕЙ Основной документ испытания - диаграмма давления глу­бинного регистрирующего манометра. Обычно в комплект плас­тоиспытателя включают несколько глубинных манометров. Один из них, называемый трубным, размещают выше запорно­го поворотного клапана в промежутке между ним и циркуляци­онным клапаном. Основной манометр (забойный) размещают ниже фильтра за глухим переходником. Для надежности его показания дублируют дополнительным манометром, который помещают вместе с основным или в фильтре. В некоторых слу­чаях его устанавливают выше безопасного переводника под ги­дравлическим испытателем, чтобы в случае необходимости из­влечь из скважины после разъединения безопасного переводни­ка. Места установки манометров показаны на рис. 10.3. Полную информацию о надежности пластоиспытателя и ра­боте пласта на разных этапах получают с помощью двух мано- 643

	метров - забойного и трубного. Первый из них регистрирует полную картину изменения давления в стволе скважины про­тив фильтра, в промежутке времени между пакеровкой и сня­тием пакера; забойный манометр фиксирует изменения давле­ния в подпакерной зоне, т.е. на всех этапах испытания пласта. Трубный манометр позволяет контролировать герметич­ность колонны труб, давление долива в колонну и изменение давления в колонне в период открытого притока. Для регистрации давления используют бланк шириной 60 мм и высотой 120 мм. Его заправляют в каретку, которая у манометров поршневого типа совершает один полный оборот за 1 или 4 ч. Ресурс работы часового механизма от 8 до 24 ч. Таким образом, на один бланк на протяжении испытания показания манометра записываются многократно (рис. 10.8). Геликсные манометры имеют несколько иную систему реги­страции давления. В них каретка с закрепленным бланком пе­ремещается часовым механизмом с помощью винтовой пары с
		Рис. 10.8. Пример диаграммы, записанной с помощью глубин­ного манометра поршневого типа МГП-ЗМ при испытании пласта: 1,2— гидростатическое давление в скважине соответственно до испы­тания и после него; 3, 4 — открытие соответственно приемного и урав­нительного клапанов; 5 — кривая восстановления забойного давле­ния; 6 — приток; 7 — начало от­счета давления (нулевая линия)
	644

	постоянной скоростью вдоль оси, а перо наносит поперечные метки. Ресурс часового механизма геликсного манометра мо­жет достигать 72 ч. После извлечения из КИИ диаграмм делают заключение о качестве испытания, его завершенности и необходимости по­вторного испытания. Перед тем, как приступить к анализу данных глубинного манометра и расчету по нему характеристик пласта (или иссле­дуемого интервала), проводят предварительную обработку диа­граммы и по ней строят развернутый график изменения давле­ния во времени. Для удобства расшифровки диаграмм исполь­зуют компаратор. На развернутом графике, построенном по ди­аграмме давления, записанной забойным манометром, отража­ются все этапы и фактические режимы испытания. Для расшифровки диаграмм давления, записанных глубин­ными манометрами, применяют два метода: обработку диа­грамм по экспресс-методу и камеральную обработку. Экспресс-метод позволяет сразу после проведения испыта­ний в полевых условиях оценить наиболее важные гидравличе­ские характеристики исследуемого объекта: пластовое давле­ние; коэффициент гидропроводности испытанного интервала; мощность продуктивного интервала; вязкость пластовой жид­кости; потенциальный коэффициент продуктивности пласта; показатель скин-эффекта (коэффициент закупорки ПЗП). По экспресс-методу обрабатывают диаграммы, записанные забойным и трубным манометрами, по которым на участках притока и восстановления давления снимают показания в не­скольких характерных точках (рис. 10.9). Участки АВ и EG записаны в период открытого притока, а участки BD и GH - на протяжении восстановления давления. На кривую BD наносят промежуточную точку С, на линию EG -точку F. Положение точек С и F на диаграмме выбирают произ­вольно, но с таким расчетом, чтобы каждая отстояла от после­дующей точки (D и G соответственно) на расстоянии, соответст­вующем в масштабе времени 1-5 мин, а разность давления в ко­нечной и указанной точках превышала чувствительность глу­бинного манометра. Для каждой из указанных на рис. 10.9 точек по диаграммам определяют координаты давления и времени и с помощью тари-ровочных таблиц переводят в единицы давления и времени. Точки .............................. A BCD E F G Давление.......................... рй рк р1 р2 р'о pz p4 Время............................... То Тк Т, Т2 TS Ts Ti 645

		Рис. 10.9. Точки замера давления на диаграммах, записанных забойным (J) и трубным (2) манометрами
	Ecf
	О                                                          t На основании приведенных данных с использованием рас­четных формул определяют основные характеристики: средний дебит притока, ма/с,
	(Г4-Г0')р где <STp - площадь поперечного сечения внутреннего канала труб, м2; р - плотность поступающей в трубы жидкости, кг/м8; конечный дебит притока, м8 /с, (Ю.6, коэффициент гидропроводности .188д101Л i£TL_1 i+iV (P2"Pl)l       Т1              Т2 } пластовое давление .;                                                  (10.8)
	kh T2 средний коэффициент продуктивности, м8/(Па-сут), TJA=0,864------3------;                                                          (10.9) *              р       Рк-Р0 Рпл          2 потенциальный коэффициент продуктивности, м8/(Па-сут), rinoT=0,864M;                                                                    (10.10) средний коэффициент призабойной закупорки ni-iw/Лф.                                                                       (10.11) 646

	Предварительная оценка результатов испытания экспресс-методом позволяет сделать заключение о полноте полученной информации для характеристики объекта, о промышленной его значимости или необходимости продолжения испытаний. Про­мышленную ценность исследованного объекта оценивают на ос­новании сопоставления вычисленных характеристик. Если ко­эффициент гидропроводности не превышает 0,1 и средний ко­эффициент призабойной закупорки равен примерно 0,5-1,5, то объект может быть отнесен к непродуктивным. Если факти­ческий коэффициент продуктивности не превышает 0,01 х х 10~5 ма/(Па-сут), то при незначительном коэффициенте приза­бойной закупорки П3 испытанный объект может быть также от­несен к непродуктивным. Если потенциальный коэффициент продуктивности превы­шает 0,01 10~5 ма/(Па-сут) и коэффициент призабойной заку­порки выше 1,5, то такой пласт представляет интерес для раз­работки. Окончательные значения гидравлических параметров объ­екта испытания и его промышленную ценность устанавливают в результате камеральной обработки, которую проводят после завершения испытаний.