Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное\
\Справочник специалиста

12       ИСПЫТАНИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

 

12.1.ОСНОВНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ  ИССЛЕДОВАНИЯ  СКВАЖИН И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

 

       Геофизические методы исследования скважин применяют для решения  геолого-технических задач, которые связаны  с поисками, разведкой нефтяных и газовых месторождений и  заключаются в  проведении работ, позволяющих изучить  физические свойства горных  пород, гидрогеологию  района, измерить  естественные и искусственно созданные физические поля  по стволу скважины.

 Исследования скважин  геофизическими методами  осуществляются в следующих  направлениях: 1) изучение геологических разрезов скважин;  2) изучение  технического  состояния скважин; 3) контроль за разработкой месторождений  нефти и  газа; 4) проведение перфорационных,  взрывных и  прочих работ  в скважинах.

       В данном разделе приняты следующие термины и сокращения:

БКЗ – боковое каротажное зондирование.

ВНК – водонефтяной контакт.

ГДИС – гидродинамические исследования в скважине.

ГЖК – газожидкостный (газ-нефть или газ-вода) контакт.

ГИРС – геофизические исследования и работы в скважине.

ГИС – геофизические исследования в скважине.

Дзп – диаметр зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт.

Дскав – кавернометрия для измерения среднего диаметра скважины.

Дспроф – профилеметрия для измерения двух или более проифилействола скважины.

ИПТ – испытатель пластов на бурильных трубах.

Модуль – скважинный прибор, который сам или в совокупности с другими модулями (то есть в сборке) и панелью управления в станции обеспечивает регистрацию определённых методов ГИРС.

Пласт – минимально коррелируемая от скважины к скважине часть разреза. В базе данных пласт характеризуется индексом и кодом. Пласт содержит один или несколько слоев.

Подсчётные параметры – это параметры, которые определяются по данным ГИРС на этапах оперативной и сводной интерпретации. Подсчётными являются следующие параметры: эффективная вертикальная толщина по нефти (hэф.н, м), или газу (hэф.г, м), или воде(hэф.в, м); открытая пористость (Кп, %); объёмная глинистость (Кгл, %); остаточная водонасыщенность (Кво, %); нефтегазонасыщенность (Кнг, %); абсолютная проницаемость (Кпр, мД); прогнозный дебит по нефти (Qн, м³/сут) и воде (Qв, м³/сут); коэффициент извлечения нефти (Кизвл).

Рейс – непрерывный замер одного или нескольких показаний.

Сборка – электрическое (по питанию, управлению и измерению) и механическое объединение нескольких скважинных приборных модулей.

Сводный геолого-геофизический разрез- это совмещение колонок литолого-стратиграфического разреза с колонками каротажных кривых общих исследований.

Св, г/л – общая минерализация пластовой воды.

Сгл – весовая глинистость.

Сс, г/л – общая минерализация бурового раствора в скважине.

Слой – условно однородная по данным ГИС часть пласта.

УЭСв – удельное электрическое сопротивление пластовой воды при пластовых условиях.

УЭСзп - удельное электрическое сопротивление зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт.

УЭСп - удельное электрическое сопротивление пласта при пластовых условиях.

УЭСс - удельное электрическое сопротивление бурового раствора в скважине.                                                                                                                 

Характеристика основных методов ГИРС и область их применения

Таблица 12.1.

Название метода, единицы измерения. Какое физическое свойство исследуется	Основные решаемые задачи	Благоприятные  условия применения	Неблагоприятные условия применения
1	2	3	4
Пс, мВ. Потенциалы самопроизвольной поляризации, от: чередования слоёв с разной диффузионно-адсорбционной и фильтрационной активностью; смены минерализации пластовой воды на минерализацию технической воды при заводнении; восстановительных потенциалов в верхней части залежи углеводородов	Локальные аномалии (1-50 м) обеспечивают: выделение коллекторов-песчаников, трещиноватых коллекторов, глин; для коллекторов –оценку их проницаемости, пористости, глинистости, остаточной водонасыщенности, минерализации пластовой воды; Аномалии 50-1000 м : выделение зон заводнения; выявления залежей углеводородов, которые не вскрыты данной скважиной.	Терригенные и карбонатные разрезы. УЭСс должна отличаться от УЭСв не менее чем в 2 раза	УЭСс близко к  УЭСв , (0,5<УЭСс/УЭСв<2), Непроводящая промывочная жидкость
ПЗ, Ом*м. Потенциал –зонд, для измерения кажещегося электрического сопротивления в слоях горных пород.	Определение УЭСп и УЭСзп в комплексе с данными стандартного каротажа, БКЗ, МК и БМК. Оценка Кп, Кво, Кпр. Оценка характера насыщения.	УЭСс >0,2 ОМ*м	УЭСс <0,2 ОМ*м, и УЭСс/УЭСв<500, Непроводящая промывочная жидкость
БКЗ, ОМ*м. Боковое каротажное зондирование для измерения кажущегося электрического сопротивления в слоях горных пород.	Определение УЭСзп, УЭСп, Дзп. Оценка характера насыщения. Расчёт Кнг по данным УЭСп. Оценка Кп, Кво и Кпр по УЭСп.	УЭСс >0,2 ОМ*м	УЭСс <0,2 ОМ*м и УЭСс/УЭСв<500, Непроводящая промывочная жидкость
БК, Ом*м. Боковой каротаж для измерения кажущегося электрического сопротивления в слоях горных пород.	Выделение тонких (>1м) высокоомных слоёв, для: выявления плотных слоёв и слоёв углей; определения hэф;	При частом чередовании пластов с разным УЭСп
1	2	3	4
	исключения их влияния при определении нефтегазонасыщенности; определения УЭСзп и УЭСп в комплексе с данными БКЗ; оценка Кп.	УЭСс <0,2 ОМ*м, при УЭСс/УЭСв>500.	УЭСс >0,2 ОМ*м при УЭСс/УЭСв>500, Непроводящая промывочная жидкость
БМК, ОМ*м. Боковой микрокаротаж для измерения кажущегося электрического сопротивления в микрослоях горных пород.	Выделение тонких (до0,05м) высокоомных слоёв, для: определения hэф; исключения их влияния при определении нефтегазонасыщенности; оценка Кп.	УЭСс >0,2 ОМ*м, тонкослоистый разрез (слои менее 1м)	Наличие каверн, толстые глинистые корки, УЭСс <0,2 ОМ*м,
МК, ОМ*м. Микропотенциал и микроградиент зонды для измерения для измерения кажущегося электрического сопротивления в микрослоях горных пород.	Выделение коллекторов. Выделение тонких (до0,05м) высокоомных слоёв, для: определения hэф; исключения их влияния при определении нефтегазонасыщенности; оценка Кп.	Бурение на глинистом растворе, наличие глинистой корки, УЭСс >0,2 ОМ*м,	Наличие каверн, отсутствие глинистой корки (бурение на воде), очень толстые глинистые корки, непроводящая промывочная жидкость.
Рез, Ом м. Резистивиметрия для УЭСс и/или на поверхности (в ёмкости для промывочной жидкости).	Определение УЭСс  с последующим использованием для: определения УЭСп и УЭСзп в комплексе с БКЗ; определения Се в комплексе с ПС; выявления зон притока пластовых вод.	Проводящая промывочная жидкость.	Непроводящий буровой раствор.
БКразгл, Ом м. Разноглубинный  (двухзондовый) боковой каротаж для измерения кажущегося электрического сопротивления в высокоомных трещиноватых, преимущественно  карбонатных слоях горной породы.	Выделение тонких (порядка 1 м) и толстых высокоомных слоев для: разделения пород на коллекторы и неколлекторы; определения hэф;.	При частом чередовании пластов с разным УЭСп., УЭСс < 0.2 Ом.м при УЭСп/УЭСс>500.	УЭСс > 0.2 Ом.м при УЭСп/УЭСс > 500. Непроводящая промывочная жидкость.
1	2	3	4
	оценки характера насыщения и Кнг; оценки положения границ переходной водо-нефтяной зоны; оценки Кп.	при УЭСп/УЭСс>500.
ИК, мС/м. Индукционный каротаж для измерения электрической проводимости в слоях горной породы.	Определение УЭСп. Оценка характера насыщения и расчет Кнг. Определение положения контактов флюидов и переходной водонефтяной зоны в открытом стволе и в процессе разработки при наличии скважин, обсаженных непроводящими трубами.	УЭСп/УЭСс <200 и УЭСп < 50 Ом.м. Непроводящая промывочная жидкость	УЭСп>200 Ом.м и УЭСп/УЭСс 200. Дзп>6Дс.
ВИКИЗ, Ом*м. Высокочастотное индукционное изопараметрическое зондирование для регистрации разности фаз гармонического магнитного поля, которые затем пересчитывается в Ом*м.	Определение УЭСзп, УЭС окаймляющей зоны, УЭСп, Дзп. Оценка характера насыщения и Кнг. Определение положения контактов флюидови переходных водонефтяных зон в открытом стволе и в процессе разработки при наличии скважин, обсаженных непроводящими трубами. В горизонтальных скважинах ВИКИЗ позволяет проводить геонавигацию ствола по интервалу ("коридору") с высокой отдачей нефти в пластах с переходной зоной.	1<УЭС«<200 Ом.м и УЭСп/УЭСс <200. Непроводящая промывочная жидкость	УЭСп>50 Ом.м и УЭСс > 0.02 Ом.м. Дс > 0.4 м Дзп>ЗДс
ГК, имп/мин. Гамма-каротаж для определения естественной радиоактивности слоев горной породы.	Литологическое расчленение. Выделение коллекторов. Оценки Кгл, Кво, Кп и Кпр пород, Поиск радиоактивного сырья. Выявление геохимических аномалий. Увязка по глубине данных ГИРС для некоторых сборок, что особенно важно для тонкослоистого разреза.	В обсаженных и необсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или заполненных газом.	Очень большая кавернозность стенок скважины.
1	2	3	4
НК, имп/мин, нейтронный каротаж:  ННК-НТ, ННК-Т, НГК.
ННК-НТ, имп/мин. Нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам. Облучение пород нейтронами и регистрация надтепловых нейтронов двумя детекторами, то есть используется компенсированный (двухзондовый) скважинный прибор.	Литологическое расчленение разреза. Водородосодержание   пород  и пористость. Выделение газоносных пластов, газожидкостных контактов, определение газонасыщенности.	Обсаженные и необсаженные скважины. Породы с любым водородосодер- жанием. Любые Сс. Любые Св. Небольшая кавернозность	Повышенная кавернозность
ННК-Т, имп/мин. Нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. Облучение пород нейтронами и регистрация тепловых нейтронов двумя детекторами, то есть используется компенсированный (двухзондовый) скважинный прибор.	Литологическое расчленение разреза. Водородосодержание    пород   и пористость. Выделение газоносных пластов, газожидкостных контактов. Определение газонасыщенности	Обсаженные и необсаженные скважины. Породы с любым водородосодер- жанием. Сс <50 г/л. Св<50 г/л. Слабая контрастность Сс и Се.	Повышенная кавернозность
НГК, имп/мин. Нейтронный гамма-каротаж. Облучение пород нейтронами и регистрация гамма-квантов одним детектором, то есть используется однозондовый скважинный прибор.	Литологическое расчленение разреза. Водородосодержание    пород  в % и пористость. Выделение газоносных пластов, газожидкостных контактов. Определение газонасыщенности.	Обсаженные и необсаженные скважины. Породы с водородосодержанием < 8 % и любые Сс и Св. Породы с водородосодерж. 8-20 %, Сс<100г/л, Св<100г/л.	Повышенная кавернозность.
1	2	3	4
ГГК-П, имп/мин. Плотностной гамма-гамма-каротаж для регистрации связанных с плотностью рассеянных гамма-квантов, прошедших через породу от искусственного источника гамма-квантов.	Определение плотности породы, г/смЗ. Определение Кп. Литологическое расчленение пород. Детальная корреляция пластов. По специфическим изменениям плотности горных пород (уплотнение, разуплотнение, частота изменений плотности, изменение этих свойств для разных литотипов) прогноз наличия углеводородов ниже забоя скважины или в стороне от нее. Для построения одномерной акустической модели.	Промывочные жидкости любого состава. Незначительная кавернозность. Тонкие глинистые корки или их отсутствие.	Большая прискважинная трещинность и кавернозность. Толстые глинистые корки.
ГГК-ПЛ, имп/мин. Литоплотностной гамма-гамма-каротаж для регистрации двух энергетических диапазонов гамма-квантов. Один диапазон связан с плотностью горных пород, а другой литологией.	Плотность породы, г/смЗ. По индексу фотоэлектрического поглощения дифференциация горных пород по литологии.	Промывочные  жидкости любого состава. Незначительная кавернозность. Тонкие глинистые корки или их отсутствие.	Большая кавернозность. Толстые глинистые корки.
АК, мкс/м. Акустический каротаж по первым вступлениям фронта волны к ближнему и удаленному датчикам.	Литологическое расчленение разрезов. Локализация трещиноватых пород. Определение коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинно-каверновой) пористости коллекторов. Выделение проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах. Расчёт синтетических сейсмограмм и интеграция результатов скважинных измерений с наземными сейсмическими данными и ВСП.	В обсаженных и необсаженных скважинах, заполненных любой негазрующей промывочной жидкостью.	Большая кавернозность. Большая  глинистость. Повышенное содержание газа в промывочной жидкости.
1	2	3	4
ВСП, мкс/м. Вертикальное сейсмическое профилирование.Регистрация волновой картины широкополосным сейсмическим зондом	Привязка отражающих горизонтов, выявленных по данным полевой сейсморазведки, к глубине исследуемой скважины. Оценка протяженности по латерали, выявленных по данным ГИС слоев и оценка наклона пластов. Оценка изменения фильтрационных характеристик и характера насыщения в околоскважинном (в том числе ниже забоя) пространстве.	Обсаженная скважина, заполненная глинистым буровым раствором.	Большая кавернозность и открытый ствол скважины.
ДСпроф, мм. Профилеметрия для измерения диаметра скважины по двум или более плоскостям, параллельным оси скважины.	Оценка прихватоопасности желобов, сальников, глинистых и шламовых корок, интервалов выкрашивания и вывала пород. Учёт геометрии ствола при аварийных работах, связанных с извлечением из открытого ствола посторонних предметов. Выбор интервалов установки пакеров испытателя пластов, испытателей на кабеле и сверлящего керноотборника на кабеле. Выбор интервалов для установки башмака, центраторов и турбулизаторов обсадной колонны. Определение объёма затрубного пространства для расчёта количества тампонажной смеси.		Наличие больших сальников, затрудняющих прохождение скважинного  прибора.
1	2	3	4
	Уточнение геологического разреза, в том числе выделения коллекторов по появлению глинистых корок. Учёт диаметра ствола при интерпретации  данных БКЗ, БК, ГК, ННК-НТ
ДСкав, мм. Кавернометрия для измерения среднего диаметра скважины.	Оценка прихватоопасности желобов, сальников, глинистых и шламовых корок, интервалов выкрашивания и вывала пород. Выбор интервалов установки пакеров испытателя пластов, испытателей на кабеле и сверлящего керноотборника на кабеле. Выбор интервалов для установки башмака, центраторов и турбулизаторов обсадной колонны. Определение объёма затрубного пространства для расчёта количества тампонажной смеси. Уточнение геологического разреза, в том числе выделения коллекторов по появлению глинистых корок. Учёт диаметра ствола при интерпретации данных БКЗ, БК, ГК, ННК-НТ	Наличие желобов.	Наличие больших сальников, затрудняющих прохождение скважинного прибора. Не учитывается эллипсоидальность сечения ствола скважины.
Инк, градус. Инклинометрия для определения зенитного и азимутального углов в одном из двух режимов: непрерывном или по точкам. Определяется также положение отклонителя.	Определение пространственного положения ствола скважины. Определение абсолютных отметок и в том числе абсолютных отметок ВНК, ГЖК.	В необсаженных скважинах можно применять как магнитные, так и гироскопические инклинометры.	В обсаженных скважинах применяют только гироскопические инклинометры.
1	2	3	4
	Контроль заданного направления оси ствола скважины в пространстве в процессе бурения. Выделение участков перегибов оси ствола скважины, которые могут вызывать осложнения при бурении. Для интерпретации данных магнитного каротажа и пластовой наклонометрии.
Накл, угол.Пластовая наклонометрия для определения углов и азимутов элементов залегания пород.	Выделение и определение толщин и элементов залегания (углов и азимутов падения) пластов горных пород с различными литологическими и фильтрационно-ёмкостными характеристиками. Фациальный анализ и прогнозирование структурных и комбинированных ловушек. Оценка достоверности результатов сейсморазведки и выбора мест заложения скважин.	Проводящая промывочная жидкость для наклономеров с электрическими датчиками на постоянном или слабоперемен- ном токе.	Наличие больших каверн. Непроводящий буровой раствор для наклономеров с электрическими датчиками на постоянном или слабопеременном токе.
Терм, 0С. Термометрия дляизмерения температуры по стволу скважины.	В открытом стволе измерения естественных полей выполняют: в установившемся режиме с целью геотермических исследований для определения изменения естественной температуры пород с глубиной с последующим использованием этих данных для пересчета минерализации пластовой воды в УЭСв;	Для обеспечения установившегося режима исследования проводятся в наблюдательной скважине после 10-го дня ее простоя. Кривая температуры регистрируется на спуске скважинного прибора.
1	2	3	4
	в неустановившемся режиме для сопровождения бурения и каротажа - определения температурного режима работы бурового инструмента и скважинных приборов, получения информации для учёта температуры при расчете минерализации промывочной жидкости по УЭСс.

 

(Если в этой таблице чуть расширить 2-ю колонку, то данный лист исчезнет)

 

 

 

 

 

 

 

 

12.2. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ

 

      Выявление качественных и количественных параметров пластов, вскрываемых в процессе бурения скважин, возможно лишь при сочетании разных методов их исследований — промышленно-геофизических, гидро­динамических с исследованиями кернового материала. Среди этих методов особое место занимают гидродинамические, позволяющие получить приток пластового флюида, отобрать натурные пробы, оценить характеристику коллекторских свойств пласта и степень его загрязнения в призабойной зоне. Суть гидродинамических методов заключается в изоляции продуктив­ного горизонта от воздействия столба жидкости (буровой раствор) и от ос­тальных продуктивных горизонтов, в создании перепада давления в данном объекте с целью получения движения пластового флюида со стороны мас­сива коллектора к скважине, чтобы зарегистрировать объемную скорость притока и характер смены давления в скважине против испытуемого объ­екта на протяжении всего периода испытания и, конечно, отобрать пред­ставительные пробы пластового флюида. На основании этих исследований и их анализа удается определить продуктивность пластов и отличить продуктивные от непродуктивных, по­лучить информацию, позволяющую существенно сократить расходы на бу­рение скважин.

Для испытания объектов в открытом стволе в процессе бурения ис­пользуют две группы специальных аппаратов:

1)  аппараты, спускаемые в скважину на бурильных трубах;

2)  аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.

В скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной труб, кроме указанных выше, используются гидродинамические испытатели пластов на базе струйных аппаратов, спускаемых в скважину также на трубах - бу­рильных или насосно-компрессорных.

Несмотря на все различия в технологии испытания, цель этих мето­дов -получение кривых притока и кривых восстановления давления.

 

ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ

Испытатели на трубах включают следующие основные узлы: фильтр, пакер, собственно испытатель с уравнительным и главным впускным кла­панами, запорный и циркуляционный клапаны. Эти испытатели предназна чены для испытания скважин в одно-, двух-, мно­гоцикловых режимах и рассчитаны для исследо­вания скважин в открытом стволе и после спуска эксплуатационной колонны. На рис. 12.1 изображена схема компоновки испытателя пластов с глубинными приборами и пробоотборником с закреплением пакера на стен­ках скважины.

На рис. 12.2, 12.3 приведены схемы компоновки испытателя пластов с одним и двумя пакерами и с упором фильтра («ноги») на забой скважины.

В табл. 12.2. представлены характеристики трех типов испытателей пластов типа КИИ двух-циклового действия.

Одними из основных элементов испытателей пластов являются цилиндрические пакеры сжа­тия. Их характеристики приведены в табл. 12.3.

 

Рис. 12.1. Общая схема компоновки испытателя пластов с закреплением пакеров на стенках скважины:

1 — устьевое оборудование; 2, 5 — бурильные трубы; 3 — ротор; 4 — сливной клапан; 6 — компенсатор; 7 — многоцик­ловой испытатель; 8 — пробоотборник с манометром; 9, 11 — верхний и нижний пакер соответственно; 10 — фильтр с ма­нометром; 12 — опорный якорь; 13 — манометр

 

Пакерование происходит при нагруке на пакер от 15 — 30 до 150 — 200 Кн, в зависимости от диа­метра скважины и свойств резины. При испыта­нии пластов с упором на забой скважины в мо­мент достижения хвостовиком забоя резиновый элемент пакера под нагрузкой сокращается по длине, увеличивается в диаметре и изолирует расположенную выше пакера зону от подпакерной испытуемой зоны скважины.

Наиболее распространена однопакерная компоновка ИПТ (см. рис. 12.2), когда испытатель пластов с опорой на забой спускается в скважину сразу после обнаружения в процессе бурения перспективного на нефть или газ объекта.

В таких случаях интервал испытания и забой скважины находятся на небольшом расстоянии (10 — 20 м). Испытуемые интервалы, как правило, характеризуются или полным отсутствием зоны проникнове­ния, или небольшими ее размерами. Пакерование и испытание осуществ­ляются с упором башмака 13 на забой скважины. В компоновке испытателя применяют один пакер 8 и фильтр 11с манометром 10, который устанав­ливают против интервала испытания на бурильных трубах 1 и 4. Над пакером расположен ясс 7, испытатель 6, запорно-поворотный клапан 5, бу­рильные трубы 1 и 4, циркуляционный клапан 2. Второй манометр 3 уста­новлен над пакером. Также над пакером в бурильных трубах размещается пробоотборник. В зависимости от плана работ и интенсивности выхода га­за из бурильных труб при открытии запорно-поворотного клапана испыта­ние может проходить в одно- и двухцикловом режимах.

	Рис. 12.2. Схема компоновки испытателя пластов с одним пакером с упором на забой скважины: 1, 4 — бурильные трубы; 2 — циркуляционный клапан; 3 — верхний манометр; 5 — запорно-поворотный клапан; 6 — испытатель; 7 — ясс; 8 — пакер; 9, 12 — утяжеленная бурильная труба; 10 — нижний манометр; 11 — фильтр; 13 — упорный башмак

 

 

Характеристики испытателей пластов типа КИИ двухциклового действия

Таблица   12.2

 

 

Назначение, шифры основных узлов КИИ-2М-146 и их параметры приведены ниже.

Испытатель пластов ППГ-146 предназначен для вызова притока из пласта, изолированного от остальных частей скважины пакером, при сни­женном противодавлении на пласт.

Рабочий ход грузового штока, мм     200

Наибольшая нагрузка, кН:

сжимающая                                           300

растягивающая                                     600

Длина, мм                                            2150

Диаметр, мм                                         146

Масса, кг                                               231,5

Ясс гидравлический применяется для облегчения снятия пакера с мес­та по окончании испытания.

Ход штока, мм                                                                   320

Растягивающая нагрузка, кН                                            600

Гидравлическая неуравновешенная площадь, см²                 90; 58

Длина, мм                                                                           1615

Диаметр, мм                                                                       146

Масса, кг                                                                            158; 128

Пакер цилиндрический ПЦ-178, ПЦ-146 используется для разобщения скважины с испытанным пластом.

Ход штока, мм                                                           350; 280

Растягивающая нагрузка, кН                                   600

Диаметр резинового элемента пакера, мм               170; 180;196; 220 245; 270

 

Характеристика цилиндрических пакеров сжатия

Таблица   12.3.

 

Фильтр Ф-146 предназначен для фильтра­ции жидкости, поступающей из зоны испытан­ного пласта сквозь испытующие приспособле­ния.

Длина, мм...............................................      4120

Масса, кг................................................     260

Переводник для установления приборов ПП-146. Назначение переводника — установ­ление глубинных приборов (манометров, тер­мометров).

Длина, мм..............................................     2100

Диаметр, мм..........................................      146

Масса, кг...............................................      124

Клапан циркуляционный КЦ-146 используется с целью восстанов­ления прямой и обратной циркуляции над испытателями пластов.

Длина, мм...................................................       608

Диаметр, мм...............................................       146

Масса, кг....................................................       64

                                                                              

Приспособление для опрессования (ПО-000). Назначение приспособ­ления — создание гидравлического давления в узлах ИПТ для испытания на герметичность и заполнение масляной камеры испытателя пластов.

Максимальное давление, МПа.............      40

Длина, мм..................................................      400

Ширина, мм..............................................      210

Высота, мм.................................................      300

Масса, кг....................................................      29,3

Клапан запорно-поворотный двойного закрытия (ЗП-2-146). Его на­значение — двухкратное закрытие и открытие полости бурильных труб с целью записи при помощи глубинных манометров начальной и конечной кривой восстановления давления (КВД).

Число оборотов закрытия.....................       10; 30

Растягивающая нагрузка, кН...............       600

Масса, кг...................................................       224,7

Обвязка к приспособлению для сжатия (ОПС-000). Назначение обвяз­ки — подвод масла в приспособление для сжатия и управление его рабо­той.

Длина, мм..................................................       500

Ширина, мм..............................................       300

Масса, кг...................................................       36,6

Приспособление для сжатия (ПСГ-146.000).Приспособление использу­ется для сжатия и растяжения испытателя пластов

Длина, мм                                   600

Длина хода штока, мм. 245

Диаметр, мм                        152

Масса, кг                            48,2

Удлинитель (41.000) обеспечивает сбор по секциям для предупрежде­ния изгиба штока при затягивании комплекса в буровую с мостков и под­боре длины колонны бурильных труб.

Длина, мм                            800

Диаметр, мм.                 146
Масса, кг                             52

 

Рис. 12.3. Характер изменения давления, зафиксированного манометрами:

/ — диаграмма верхнего (трубного) манометра для регистрации притока (уровня) в трубах; Pi — Р2 — спуск труб, давление столба жидкости в трубах не изменяется; рг — рз — рост дав­ления в период притока пластовой жидкости в трубы после пакерования и открытия клапана; Рз — Р4 — прекращение притока, стабилизация давления в трубах; р₄ — р₅ — давление в тру­бах при подъеме испытателя с закрытым клапаном; И — диаграмма манометра в фильтре: Pi — pi — ступенчатый рост гидростатического давления при спуске испытателя; рг — р'₂ — падение давления при открытии клапана и регистрации притока р'₂ — рз\ Рз — Pt — перекры­тие притока (точка рз) и запись КВД; р₄ — срыв пакера; р₄ — ps — давление в период срыва пакера и подъема испытателя; III — диаграмма контрольного манометра; pi — рг — ступенча­тый рост давления гидростатического столба жидкости при пуске испытателя пласта ИНТ; Рг — Рз — Pt — давление в подпакерной зоне в период вызова и перекрытия притока; р₄ — р₅ — изменение давления в процессе подъема ИПТ

 

При испытании пластов с упором на забой скважины через 180 с осле передачи нагрузки на пакерующий элемент закрывается урав­нительный клапан и открывается впускной клапан испытателя пластов. Момент открытия клапана фиксируется на устье скважины показаниями стрелки гидравлического индикатора веса. Важно не упустить колебания этой стрелки. Момент открытия клапана можно обнаружить и по резкому перемещению верхней трубы вниз. При хорошо промытом забое проседа­ние инструмента отсутствует.

Однако главным признаком открытия клапана испытателя и наличия притока из пласта следует считать выход газа (воздуха) из труб. При обна­ружении продуктивного нефтяного, а тем более газового пласта интенсив­ный выход воздуха и газа наблюдается визуально. Для фиксации притока операторы обычно пользуются резиновым шлангом, соединяющим верх­нюю муфту бурильной трубы с сосудом, заполненным водой. При этом вы­ход пузырьков газа сквозь слой воды характеризует интенсивность притока флюида. В комплекс ИПТ входит устьевая головка, облегчающая контроль выхода газа и отбор его проб.

 

МНОГОЦИКЛОВЫЕ ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ

Более усовершенствованные узлы и широкий выбор вспомогательных приспособлений входят в состав многоцикловых испытателей пластов - трубных испытателей третьего поколения. В табл. 12.3 содержатся техниче­ские характеристики многоцикловых испытателей пластов.

На рис. 12.4. изображены разные варианты компоновок этих испытателей  в зависимости от необходимости решения геолого-промысловых задач и технического состояния скважины.

В табл. 12.4. представлено описание назначения основных узлов много­цикловых испытателей пластов.

Технические характеристики многоцикловых испытателей пластов

Таблица   12.3.

  Параметры                         | МИГ-146 | МИГ-127 | МИК-95 | МИК-80 | МИК-65

  Внешний диаметр, мм            146             127             95            80            67

  Длина, мм:

  максимальная секции             2918           2890          2600         3470        3200

  общего комплекса                 27 450        27 150      21 400        23 410     16 500

  Допустимая нагрузка, кН:

  сжимающая                           1500            1250         600            400           200

  растягивающая                       700             600          450             200         1500

  Крутящий момент, кН>м        10               7,5           4,9              3,9           3,1

  Максимальный перепад

  давления, МПа                          45               45           45               45            40

  Максимальная

  температура, °С                      200             200             200             200       200

  Масса, кг:

  максимальная секции             235             163             120              92          78

  общего комплекса                 5442           5682            1810            635        540

  Тип присоединительной

  резьбы                                 3—121        3—101        3 — 76       3 — 62    3 — 56

  Диаметр скважин, мм         190-295        161-243      118-165       97-112     78-102

 

 

Назначение узлов многоцикловых испытателей пластов

Таблица   12.4.

Узел	Шифр	Назначение
Испытатель  пластов  скважин  на   трубах	ИНТ	Комплекс оборудования для: испытания перспективных пластов в необсаженных скважинах с целью вызова притока из пласта; отбора проб пластовой жидкости (газа) и определения основ­ных гидродинамических характеристик исследуе­мого пласта
Испытатель пластов	ИП	Основной клапанный механизм для: перекрытия внутренней полости колонны труб от скважинной жидкости при спуске и подъеме ИПТ; соединения бурильных труб с испытуемым интервалом; урав­нивания давления над и под пакером перед его снятием и в процессе спуска и подъема ИПТ
Клапан запорный поворотный	ЗП	Механизм предназначен для перекрытия бурильных труб в процессе испытания с целью получе­ния кривой восстановления пластового давления
Клапан циркуляционный	КЦ	Механизм для осуществления прямой и обратной циркуляции жидкости в любой момент процесса испытания пласта

 

КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ КИОД-110

Комплекс предназначен для исследования, интенсификации и освое­ния объектов в скважине, обсаженной эксплуатационной колонной, а так­же для их доразведки. Комплекс опускается в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах.

Комплекс (рис. 12.5.) включает многоцикловой испытатель пластов 8, пробоотборник 9, уравнительный клапан 12, якорь 13, секционный пакер 10 и малогабаритную устьевую головку 11. КИОД-110 позволяет проводить исследования как с одно-пакерной, так и селективно с двухпакерной компоновкой, а также испытывать несколько объектов за один спуск комплек­са оборудования в скважину, выполнять интенсификацию при­тока из пласта за счет очистки призабойной зоны пласта путем многократного гидравлического воздействия на нее чередова­нием депрессии и репрессии. Его конструктивные параметры позволяют работать в скважинах с гидростатическим давлени­ем до 30 МПа.

Технические данные:

Плотность промывочной жидкости, кг/м³..............................................     900—1200

Максимальная глубина испытуемого объекта, м.................................. 5000

Минимальная глубина испытуемого объекта, м...................................  900

Максимальная рабочая температура, °С................................................. 120

Допустимые осевые нагрузки, кН:

при сжатии..............................................................................................     150

при растяжении......................................................................................     300

Допустимый перепад давления на комплексе, МПа............................     30

Минимальный диаметр проходных каналов узлов, мм.......................     35

Диметр внешний основных комплектующих частей, мм...................     110

Масса комплекса, кг................................................................................    1000

 

Рис. 12.4. Компоновка испытателей пластов: а — с двумя пакерами; б — селективного испытания объектов; в — многоциклового испытания объектов в наклонно направленных стволах; 1, 3 — бурильные тру­бы; 2 — циркуляционный клапан; 4, 17, 23 — перевод­ники; 5, 6, 9, 12, 25 — патрубки; 7 — штуцер; 8 — запорно-поворотный клапан; 10 — ИПТ; 11 — приспособ­ление для вращения; 13 — пробоотборник; 14 — ясс; 15 — безопасный замок; 16, 21 — пакер; 18 — распре­деляющее приспособление; 19 — фильтр; 20 — уравнительное приспособление; 22 –фильтр, 24-хвостовик

                                              

 

 

 

 

Рис. 12.5. Комплекс испытательного                  оборудования КИОД-110: 1 — головка устьевая ГУ-30 ш; 2, 6 — НКТ; 3 — клапан сливной КС-100; 4 — клапан перепускной КП-110; 5 — клапан заливной КЗА-110; 7 — устройство для установки скважинного манометра; 8 — испытатель пластов ИПТ-ПО; 9 — пробоотборник ПО-110; 10 — пакер секционный ПС-115, ПС-135; 11 — фильтр; 12 — клапан уравнительный КЗ-110; 13 — якорь ЯК-110/136, ЯК-135/156