Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Гідродинамічна

досконалість

свердловин

де 5б

Зі +52, тобто скін-ефект за рахунок буріння складається з

суми скін-ефектів в обох привибійних зонах - кольматації і проникнен-

ня.

формул (5.6) і (5.7) виходить, що

об = />2 ш + рі 1п — - 1п ——. (5.8)

** Гс

Якщо

зона кольматації відсутня, тобто г

— г

, то формула (5.8)

приймає

такий вигляд

5б = 52 - {Рг - 1)1л

Тс

(5.9)

навпаки, якщо застосовують примусову кольматацію, що унемож-

ливлює фільтрацію в пласт,

тоді

5б = 5і = (# - 1)1п —.

(5.10)

Гс

Для оцінки впливу глибини і ступеня забруднення привибійної зони

на

видобувні можливості свердловини, недосконалої за якістю відкриття

продуктивного пласта бурінням, вводиться коефіцієнт гідродинамічної

ОФ

досконалості свердловини <р = —р.

Тоді

1п

<р =

(5.11)

В цій формулі чисельник характеризує величину основних фільтра-

ційних

опорів, які виникають при плоско-радіальній фільтрації від

радіуса

контура живлення свердловини до її вибою. При рівномірній

сітці розміщення свердловин з

віддаллю

між ними 600 м і при

радіусі

свердловини за долотом 0,1 м значення чисельника дорівнює 8. На рис.

5.3 і 5.4 зображено, як змшюється коефіцієнт гідродинамічної доскона-

лості свердловини в залежності від параметрів зони кольматації і зони

проникнення.

З рис. 5.3 видно, що якщо проникність порового середо-

вища

в зоні кольматації розміром 5 см погіршена в 20 разів, то свердло-

вина

буде

працювати лише на 51 % від

своїх

потенційних можливостей,

а якщо в 100 разів (що є можливим), то на 18%.

Як

було

відзначено раніше, свердловина, яка має перфорований

вибій,

називається недосконалою за характером відкриття продуктив-

ного пласта. А якщо продуктивний пласт відкритий бурінням не на всю

його товщину, то така свердловина недосконала за ступенем відкриття

пласта. В обох випадках фактичний

дебіт

при загальних однакових умо-

Ї20 ———— - —

РОЗДІЛ 5.

Гідродинамічна

досконалість

свердловин

0.2

Ґк-Гс

Рис.

5.3. Вплив параметрів зони кольматації на коефіцієнт

гідродинамічної досконалості свердловини при р\ = 1.

0,2

Язп,*

Рис.

5.4. Вплив параметрів зони проникнення фільтраті на коефіцієнт

гідродинамічної досконалості свердловини при рі = 1.

вах

буде

меншим від

дебіту

свердловини з відкритим вибоєм через

виникнення

додаткових фільтраційних опорів, які викликаються вик-

ривленням

і згущенням ліній потоків рідини і

газу

в навколосвердло-

винній

зоні пласта і на стінці свердловини, вірніше на межі свердлови-

на-пласт. Згущення потоків в свою

чергу

обумовлено тим, що зменши-

Гідродинамічна

досконалість свердловин РОЗДІЛ

'•

.іась площа поверхні свердловини,

яка

межує

пластом,

порівнянні

.І

випадком

відкритого вибою свердловини,

який

відкрив

би

продукти*

ний

пласі

на всю

його товщину.

Таким

чином, недосконале

за

ступенем

характером відкриття

про-

дуктивного шілггл характери;-і\-..-.-и,ся коефіцієнтом гідродинамічної

не

<Р

111

—

Г,-

1п

(5.12)

де

С"і -

безрозмірний коефіцієнт,

який

враховує

додаткові

фільтраційні опори через недосконалість свердловини

за

ступенем

від-

криття

продуктивного пласта;

Сг -

безрозмірний коефіцієнт,

який

враховує

додаткові фільтраційні

опори

через недосконалість свердловини

за

характером відкриття

про-

дуктивного пласта.

Коефіцієнт

Сі

визначається ступенем відкриття продуктивного

пла-

ста,

коефіцієнт

С?

залежить

від

довжини/^

діаметра</кперфораційних

каналів

щільності перфорації.

Ці

коефіцієнти знаходяться

за

відомими

графіками

В.І.Щурова, побудованими

за

результатами експериментів

на

електролітичних моделях.

При

цьому передбачається,

що

перфо-

раційні

канали

ідеальними

геометричному

гідродинамічному відно-

шенні,

тобто мають правильну циліндричну форму,

чисті

по

всій своїй

довжині

і що

навколо

них

нема зони

пониженою проникливістю.

Для

такої ідеалізованої картини графіки В.І.Щурова,

як

показали порівняння

математичним рішенням числовим, методом М.Харріса задачі

про

приток

рідини

до

геометрично недосконалої свердловини, дають досить

точний

результат

межах досліджених значень параметрів перфорації.

В роботі І.М.Гайворонського дана оцінка якісного впливу параметрів

перфорації

на

коефіцієнт гідродинамічної досконалості свердловини

за

формулою (5.12), прийнявши,

що

продуктивний пласт відкрито бурін-

ням

на всю

його товщину, тобто,

що С\ = 0.

Результати розрахунків

ілюструються графічно

на рис. 5.5, 5.6, 5.7. З рис. 5.5

видно,

що при

щільності перфорації

10 і

більше отворів

на

метр збільшення глибини

перфораційних

каналів

не

приводить

до

значного росту коефіцієнта

досконалості свердловини. При

дуже

великих значеннях щільності

пер-

форації

довжини каналів

на

цьому рисунку з'являється область,

де

значення

коефіцієнта досконалості більше одиниці, тобто геометрично

недосконала свердловина

має в цій

області більш високу продуктивну

характеристику,

ніж

якби вона

була

досконалою. Теоретично

це

пояс-

нюється

на

основі закону розподілу тиску

пласті навколо працюючої

свердловини.

промислових

умовах

таких випадків практично немає.

122

иіроОцниміччи Оискотиість свердловин

;

—^

2,0

—

—•

•

Ю 20 ЗО

Рис.

5.5.

Залежність коефіцієнта

1*иі:. 5.о.

Залежність коефіцієнта

гідродинамічної досконалості гідродинамічної досконалості

свердловини

віл

довжини каналу свердловини

від

діаметра каналу

перфорації

перфора

ції

Як = 400 м,

п=0,Ім,

ІІ

12 (Як = 400 м,

г,=-'0.1м,

= 150

мм

);

цифри

па

кривих

щільність

мм );

цифри

на

кривих

щільність

перфорації,

отв/м.

перфорації,

отв/м.

Ік,

мм

-25

-50

- 100

- 150

- 200

20 25

,%ОЮ&/М

Рис.

5.7.

Залежність коефіцієнта гідродинамічної досконалості

віл щільності перфорації

(Кк=

400 м, г

= 0,1м,

<і

12 мм)

Гідродинамічна

досконалість

свердловин

- „„,^„ -,.

Криві

на рис. 5.6 вказують на неістотний вплив поперечного розміру

каналів перфорації на ступінь досконалості свердловин. А це означає, що

нема необхідності створювати канали великого діаметра.

рис. 5.7 видно, що збільшення щільності перфорації вище 20 отв/м

може

бути

виправданим лише в випадках

дуже

низької пробивної

здат-

ності перфораторів.

Аналіз

розглянутих малюнків дозволяє зробити такі висновки:

1) при довжині перфораційних каналів не менше 150 мм оптималь-

ною щільністю перфорації необхідно вважати щільність не більше 12-16

отв/м;

2) при щільності перфорації 12-16 отв/м і довжині перфораційних

каналів 150 мм збільшення діаметра каналу вище 6-8 мм практично не

приводить до

росту

ступеня досконалості свердловин.

Зроблені висновки справедливі лише для ідеальних

умов

притоку в

свердловину, коли порове середовище в

усіх

точках пласта має однакову

проникність,

а циліндричні канали чисті по всій своїй довжині. Реальна

картина далека від ідеалізованої. Схематичне зображення привибійної

зони

перфорованої свердловини показано на рис. 5.8. З цього рисунка

виходить, що в формулу для визначення коефіцієнта гідродинамічної

Рис.

5.8. Схематичне зображення привибійної зони

вибою перфорованої свердловини

товщиназонипогіршєноїпроникностінавколоперфораційногокаяалу;

проникність

породи

зоні

навколо

перфораційного

каналу.

_ _______________

____„_

РОЗДІЛ 5.

Гідродинамічна

досконалість

свердловин

досконалості свердловини необхідно ввести ще й коефіцієнт (скін-ефект

перфорації), який

враховує

додаткові фільтраційні опори в привибійній

зоні

навколо перфораційних каналів. Якщо скін-ефект може

бути

визна-

ченим за допомогою, наприклад, геофізичних досліджень в свердловині

за параметрами зон погіршеної проникності, то визначити скін-ефект

5л за промисловими даними не вдається.

Для оцінки якості гідродинамічного зв'язку свердловини з пластом

за допомогою перфораційних каналів, отриманих в різних

умовах,

вве-

дено поняття коефіцієнта досконалості каналу

Кс-,

під яким розуміється

відношення витрат рідини через перфоровану в реальних

умовах

ціль до

витрати рідини через ідеальний канал цих же розмірів.

Рис.

5.9

ілюструє

залежність коефіцієнта досконалості свердловини

від глибини перфораційних каналів при наявності навколо свердловини

зони

проникнення товщиною 100 мм з погіршеною проникністю до 20

разів. При довжині каналів, менших від глибини зони проникнення

фільтрату,

коефіцієнт досконалості має

дуже

малі значення^ при

виході

Рис.

5.9. Залежність коефіцієнта гідродинамічної досконалості

свердловини від довжини чистих циліндричних

каналів перфорації

(4к=

6,35 мм, п= /3

отв/м,

Язп= 175 мм, г

= 75 мм, Як= 300 м)

каналів перфорації за межі зони проникнення коефіцієнт досконалості

різко зростає. Дійсно, для однієї і

тієї

ж щільності перфорації 13 отв/м і

при

зниженні проникності породи в зоні проникнення фільтрації в 20

разів, коефіцієнт досконалості дорівнює 0,15; 0,20 і 0,73 при довжинах

перфораційних каналів відповідно 50, 85 та 125 мм. Таким чином, для

досягнення продуктивності свердловини, близької до потенційної, не-

обхідно, щоб довжина каналів перфорації

хоча

би в 1,5 разів

була

більшою товщини зони проникнення навколо свердловини. Позаяк

125

Гідродинамічна

доскон&іість

свердловин

РОЗДІЛ

радіус

зони проникнення звичайно перевищує 0,5 метра, а довжина

каналів

найбільш потужних кумулятивних перфораторів не перевищує

200-300

мм, то виконати вказані умови на даному рівні розвитку

куму-

лятивної перфорації не вдається.

Залежність коефіцієнта досконалості від параметрів зони проникнен-

ня,

яка утворюється навколо свердловини під час буріння, при довжині

каналів

перфорації 200 мм близькі до одиниці при товщині зони про-

никнення

в 2-3 рази меншої від довжини каналів перфорації.

На

основі всього сказаного вище формула

дебіту

реальної свердлови-

ни,

пробуреної на нафтовий пласт і яка мас всі види гідродинамічної

недосконалості, приймає такий виіляд:

ЙЬсн

—

п—

+Сі 4 СІ + 5б +5п)

(5.13)

Додаткові фільтраційні опори при цьому дорівнюють

2лкп

Для розрахунків притоку рідини або часу до системи взаємодіючих

недосконалих свердловин важливе значення має поняття приведеного

радіуса.

Це

радіус

такої фіктивної свердловини,

дебіт

якої при решті

рівних

умовах

дорівнює

дебіт}'

реальної гідродинамічно недосконалої

свердловини.

Виходячи з цьою. формулу

(5.13}

можна записати в такому вигляді:

2лкН(Р

ІМ

-Р

)

>с

Де

цїп —

(5.14)

Звідси вираз для оцінки приведеного

радіуса

свердловини має такий

вигляд:

Гпр

ГсЄ

(Сі+Сг+5б+З

)

(5Л5)

Коефіцієнт

гідродинамічної досконалості свердловини може

бути

ви-

ражений такою залежністю

<р

Іп

—

Гс_

Іп

(5.16)

126

РОЗДІЛ

ГнірінШшшічпп

ПЬ

свердловин

Втий же час зміна ііроникізості породи в принибіпній чопі і геометрія

вибою свердловини ! гідродинамічної точки тру мають

дуже

складну

картину і не піддаються точному математичному ппису. Дійсно, в ре-

альній свердловині в промислових

умовах

ЇСХІІОЛЮІИ

не знають, для

прикладу, яких розмірів і форми отримини перфораційні канали, яка

ступінь зміни проникнос

і міірід навколо перфораційних каналів, тощо.

Технологи теж не мають доскипалої інформації і про інші парамспш. ча

якими

визначаються величини додаткових фільтраційних опорів, і ому

визначити

ступінь гідродинамічної досконалості свердловини за фор-

мулою

(5,16)

звичайно (/ неможливим, так як невідомі точні значення

безрозмірних коефіцієнтів, які приховують додаткові фільтраційні опо-

ри.

В той же час. базуючись па гідродинамічних методах дослідження

свердловин, можна отримати формулу цим визначений коефіцієнта

гідродинамічної досконалості, якщо

формулу

дебіту

реальної свердло-

вини

ввести коефіїпЧн'і гід[)ішрош;июсті

кН

Тоді

(5.17)

Гг

С\ -і- Сі -І-Ь'Ь

Переписавши

цю формулу

«УС

Іп

- +С\ +

Гс

ЛІ:

(5.18)

бачимо,

що сума додаткових фільтраційних опорів може

бути

вира-

женою через відомі гідродинамічні параметри - коефіцієнти гідроиро-

відності і продуктивності свердловини.

Підставляючи

(5.18)

(5.17)

отримаємо таку формулу для визначен-

ня

гідродинамічної досконалості свердловини:

(5.19)

В отриманій формулі величина продуктивності щ визначається за

результатами досліджень свердловини при усталених режимах її робо-

Гідродинамічнадосконалість

свердловин

РОЗДІЛ

ти,

тобто

за

індикаторною діаграмою (ІД). Величина коефіцієнта

гід^

провідності пласта є визначається

за

кутом нахилу прямолінійної ділян-

ки

кривої відновлення тиску (КВТ), побудованої

напівлогарифмічних

координатах

Ар - Ь( . З

теоретичних основ газогідродинамічних

досліджень

на

усталених

неусталених режимах роботи витікає

що

коефіцієнт

продуктивності, визначений

з ІД,

характеризує

всю

зону

дренування

від контура живлення

до

стінки свердловини,

коефіцієнт

пдропровщності, визначений

КВТ, характеризує так звану віддалену

від свердловини зону пласта

природніми фільтраційними властиво-

стями.

Цей

кінцевий висновок дозволяє нам інтегрально оцінити залежність

зміни

продуктивності свердловини

від

суми факторів

процесі

її

побу-

дови. На основі цих даних слід проектувати

дії, направлені на інтенси-

фікацію

притоку

пласта.

128

РОЗДІЛ

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

6. Випробування перспективних горизонтів

процесі

буріння

Виявлення

якісних

кількісних параметрів пластів, які відкриваються

процесі буріння свердловин, можливе лише

при

поєднанні різних

методів

їх

досліджень

промислово-геофізичних, гідродинамічних

та

дослідженнями кернового матеріалу. Серед

цих

методів особливе місце

займають гідродинамічні,

які

дозволяють отримати приток пластового

флюїду, відібрати натурні проби, оцінити характеристику колекторсь-

ких властивостей пласта

та

ступінь його забруднення

привибійній зоні.

Суть

цих

методів полягає

тому, що виконується ізоляція продук-

тивного горизонту від

дії

стовпа рідини (бурової)

і від

решти продуктив-

них

горизонтів, створюється перепад тиску

даному об'єкті

для

того,

щоб отримати

рух

пластового флюїду

зі

сторони масиву колектора

до

свердловини, щоб зареєструвати об'ємну швидкість притоку

характер

зміни

тиску

свердловині проти випробовуваного об'єкту

на

протязі

всього періоду випробування

звичайно відібрати представницькі проби

пластового флюїду.

Значення

цих досліджень

дуже

велике, бо на основі

їх

аналізу вдається

визначати продуктивні пласти

відрізняти

їх від

непродуктивних, отри-

мувати велику інформацію, яка дозволяє істотно скорочувати загальні

витрати

на

буріння.

Для випробування об'єктів

відкритому стовбурі

процесі буріння

використовуються

дві

групи спеціальних апаратів:

1) апарати, які спускаються

свердловину

на

бурильних

трубах;

2) апарати, які спускаються

свердловину

на

каротажному кабелі.

В обсажених експлуатаційною колоною, крім названих више,

вико-

ристовуються гідродинамічні випробовувачі пластів

на

базі струмене-

вйх апаратів, які спускаються

свердловину також на

трубах

- бурильних

або насосно- компресорних.

Застосування випробовувачів пластів

(на

бурильних

трубах

чи на

каротажному кабелі) стало невід'ємною частиною технологічного циклу

будівництва розвідувальних свердловин.

Попри

всі

розбіжності

технології випробування ціллю цих методів

отримання кривих притоку

кривих відновлення тиску.

6.1.

Випробовувачі пластів

на

бурильних

трубах

Випробовувачі

на

трубах

складаються

таких основних вузлів:

фільтра, пакера, власне випробовувача

із

зрівняльним

головним впуск-

ним

клапанами, запірного

та

циркуляційного клапанів.

Ці

випробову-

вачі призначені для випробування свердловин

одно-, дво-, багатоцик-

лових режимах

розраховані для дослідження свердловин

відкритому

стовбурі

після спуску експлуатаційної колони.

На

рис.

6.1

відображена схема компоновки випробовувача пласта

глибинними

приладами

пробовідбірником

із

закріпленням пакера

на

129

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

стінках свердловини. На рис. 6.2, 6.3 відображені схеми компоновки

внпробовувача пластів з одним і двома пакерами і з упором фільтра

("ноги") на вибій свердловини.

В таблиці 6.1 вміщено дані про характеристику трьох типів випробо-

вувачів пластів типу КВІ двоциклової дії.

гирлове обладнання

бурильна

труба

ротор

зливний клапан

бурильні

труби

компенсатор

багатоцикловий

випробувач

пробовідбірник з

манометром

верхній пакер

фільтр з манометром

нижній пакер

опорний

якір

манометр

Рис.

6.1

130

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

бурильні

труби

циркуляційний

клапан

верхній

манометр

бурильні

труби

запорно-обертовий

клапан

випробувач

обважнена

бурильна

труба

обважнена

бурильна

труба

опорний

башмак

Рис.

6.2

131

Випробування перспективних горизонтів

процесі буріння

РОЗДІЛ

швидкознімальні

труби

стіл ротора

пробний

кран

засовка превентора

колона

бурильних

труб

циркуляційний

клапан

верхній манометр

бурильна

труба

запорно-обертовий

двоцикловий

клапан

випробувач пластів

яс

пакер

ПЦ

основний

манометр

для запису

КВТ

щілинний

фільтр

пакер

ПЦ

зрівняльний

клапан

контрольний

манометр

обважнені бурильні

труби

опорний

башмак

РОЗДІЛ

Випробування

перспективних

горизонтів в процесі буріння

Таблиця

6.1

Тип

Інструменту

Діаметр зовнішнього

корпусу,

мм

Діаметр свердловини,

мм

Діаметр пакеруючого

елемента,

мм

Довжина максимальна

одного вузла,

Довжина повної

компоновки,

Маса

вузла,

кг

Маса

повного

комплекту,

кг

Допустимий перепад

тиску

на

паркері,

МПа

Допустима вибійна

•температура,

°С

Допустиме осьове

зу-

силля

при

стиску,

кН

Допустиме осьове

зу-

силля

при

розтягу,

кН

КВІ-2М-146

146

190-295

170-270

2,3

16,2

200

120

170

300

600

КВІ-2М-95

108-161

95-145

2,5

18,18

110

910

170

100

250

КВІ-М-65

75-112

67-95

2,575

18,465

325

170

150

Рис.

6.3

Одним

основних елементів ви

пробо

вувачів пластів

циліндричні

пакери

стиску.

їх

характеристики приведеш

таблиці

6.2.

Пакерування

відбувається

при

навантаженні

на

пакер

від 15-30

кН

до

150-200

кН в

залежності від діаметра свердловини

властивостей гуми. При випробу-

ванні

пластів

упором

на

вибій свердловини

момент досягнення

хво-

стовиком

вибою гумовий елемент пакера

під

навантаженням скоро-

чується

по

довжині, збільшується

діаметрі

ізолює розташовану вище

пакера

зону

від

підпакерної випробовуваної зони свердловини.

132

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

Таблиця 6.2

Тип

інструменту

Зовнішній

діаметр,

мм

корпусу

пакеруючого

елемента

пакеруючого

елемента

пакеруючого

елемента

пакеруючого

елемента

Осьове зусилля при

пакеруванні, кН

Допущений перепад

тисків, МПа

Довжина пакера, мм

ПЦР-

176

178

245

270

150-

200

2373

пц-

146

170

180

190

220

100-

120

2300

ПЦР-

146

170

180

195

220

100-

120

1633

пц-

109

115

135

145

60-

1525

ПЦР-

105

115

135

145

60-

1435

ПЦ-

15-

1410

ПЦР-

15-

1450

Найбільш широко поширена однопакерна компоновка ВПТ (рис.

6.2) коли випробовувач пластів з опорою на вибій спускається в сверд-

ловину

відразу

після виявлення в процесі буріння перспективного на

нафту чи газ об'єкту. В таких випадках інтервал випробування і вибій

свердловини знаходяться на невеликій відстані

(10-20

м). Випробову-

вані інтервали, як правило, характеризуються або повною

відсутністю

зони

проникнення, або невеликими її розмірами.

Пакерування і випробування здійснюються з упором башмака 1 на

вибій свердловини. В компоновці випробовувача застосовують один па-

кер 6 і фільтр 3 з манометром 4, який встановлюється навпроти

інтервалу випробування на бурильних

трубах

2 і 5. Над пакером розта-

шований

яс 7, випробовувач 8, запорно-поворотний клапан 9, бурильні

труби

10 і 13, циркуляційний клапан 12. Другий манометр 11 встанов-

лений

над пакером. Також над пакером в бурильних

трубах

розміщу-

ється пробовідбірник. В залежності від плану робіт і інтенсивності

виходу

газу

з бурильних

труб

при відкритті запорно-поворотного клапана вип-

робування може проводитися в одно- і двоцикловому режимах.

В таблиці 6.3 вміщено відомості про основні параметри і призначення

основних

вузлів

КВІ-2М-146.

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Таблиця 6.3

Назва

вузла

його шифр

Випробовувач

пластів

ВПГ-146

Яс гідравлічний

Пакер

циліндричний

ПЦ-178,

ПЦ-146

Фільтр Ф-146

Перехідник для

встановлення

приладів

(ПП-146)

Клапан

циркуляційний

КЦ-146

Призначення

Виклик

притоку з плас-

та, ізольованого від реш-

ти частин свердловини

пакером при зниженому

протитиску на пласт

Полегшення

зняття па-

кера з місця після закін-

чення

випробування

Роз'єднання

свердлови-

ни

з випробуваним пла-

стом

Фільтрація рідини, яка

поступає із зони випро-

буваного пласта через

випробовуючі пристрої

Встановлення глибин -

них приладів (мано-

метрів, термографів)

Відновлення прямої і

зворотної циркуляції

над випробовувачами

пластів

Основні параметри

Робочий хід вантажного

штока, мм 200

Найбільше навантажен-

ня,

кН

стискуюче 300

розтягуюче 600

Довжина, м м 2150

Діаметр, мм 146

Маса, кг 231,5

Хід штока, мм 320

Розтягуюче наванта-

ження,

кН 600

Гідравлічна

незоівноважена площа,

см

90; 58

Довжина, мм 1615

Діаметр, мм 146

Маса, кг 158; 128

Хід штока, мм 350; 280

Розтягуюче наванта-

ження,

кН 600

Діаметр

гумового

еле-

мента пакера, мм

170;180

196;220

245;270

Довжина, мм 4120

Маса, кг 260

Довжина, мм 2100

Діаметр, мм 146

Маса.кг 124

Довжина, мм 608

Діаметр, мм 146

Маса, кг 64

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ б-

Продовження табл. 6.3

Пристрій для

опресування

ШО-000)

Клапан

запор-

но-поворотний

подвійного

закриття

(ЗП-2-146)

Обв'язка до при-

стосування для

стиску

(ОПС-000)

Пристосування

для стиску

(ПСГ-146"ООО)

Подовжувач

(ПІ.000)

Створення гідравлічно-

го тиску в вузлах ВПТ

для випробування на

герметичність і запов-

нення

масляної камери

випробовувача пластів

Двократне закриття і

відкриття порожнини

бурильних

труб

з метою

запису за допомогою

глибинних манометрів

початкової і кінцевої

кривої відновлення тис-

ку (КВТ)

Підвід масла в пристосу-

вання

для стиску і уп-

равління його роботою

Стиск

і розтяг випробо-

вувача пластів

Забезпечення зборки по

секціях для попереджен-

ня

згину штока при за-

тягуванні комплексу в

бурову з мостків і підборі

довжини колони бу-

рильних

труб

Найбільший тиск,

МПа

Довжина, мм 400

Ширина,

мм 210

Висота, мм 300

Маса, кг 29,3

Число обертів закриття

10; ЗО

Розтягуюче наванта-

ження,

кН 600

Маса,кг

224,7

Довжина,мм 500

Ширина,

мм 300

Маса, кг 36,6

Довжина, мм 600

Довжина

ходу

штока,

мм 245

Діаметр, мм 152

Маса, кг 48,2

Довжина, мм 800

Діаметр, мм 146

Маса, кг 52

При

випробуванні пластів з упором на вибій свердловини через

ЗО...180 с після передачі навантаження на пакеруючий елемент закри-

вається зрівняльний клапан і відкривається впускний клапан випробу-

вача пластів. Момент відкриття клапана фіксується на гирлі свердлови-

ни

показаннями стрілки гідравлічного індикатора ваги. Важливо не упу-

стити коливання цієї стрілки. Сигнал (або момент відкриття клапана)

можна виявити і по різкому переміщенню верхньої труби вниз. При

добре промитому вибої просідання інструменту відсутнє.

Однак головною ознакою відкриття клапана випробувача і наявності

притоку з пласта треба вважати вихід газу {повітря) з труб. При вияв-

ленні

продуктивного нафтового, а тим більше газового пласта

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Рис.

6.4

/ -

діаграма

верхнього

(трубного)

манометра

12 для

реєстрації

притоку

(рівня) в

трубах;

Р\-Рг -

спуск

труб,

тиск

стовпа

рідини

трубах

не

змінюється;

Рг - Рз -

ріст

тиску в

період

притоку

пластової

рідини

труби

після

пакерування і відкриття клапана; Рз - Р4 -

припинення

притоку,

стабілізація

тиску в

трубах;

РА - Р5 - тиск

втрубах

при

підніманні

випробовувача

з закритим клапаном;

її -

діаграма

манометра

7 в

фільтрі

Р\ - Рг -

ступеневий

ріст

гідростатичого

тиску при спуску

випробовувача;

Рг - Рг' -

падіння

тиску

при відкритті клапана

реєстрації

притоку (Рг'-Рз); Рз-Рл-

перекрит-

тя притоку (точка Рз),

записування

КВТ;

Р^-зривпакера;

Р4-Р5 - тиск в

період

зриву

папера

підйому

випробовувача;

Ш-діаграма

контрольного

манометра

3;Р\-Рі

ступеневе

збільшення

тиску

гідростатичного

стовпа

рідини

при спуску

випробовувача

ВПТ;

Рг - Рз - РА - тиск в

підпакерній

зоні

період

виклику І

перекриття

притоку;

РА-Р$

зміна

тиску в

процесі

підйому

ВПТ.

137

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

ущільнюючі/

КІЛЬЦЯ

/у

порожнина

випробову-

вана

Рис

6.5

138

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

інтенсивний

вихід повітря і газу спостерігається візуально. Для фіксації

притоку оператори звичайно користуються гумовим шлангом,

який

з'єднує верхню муфту бурильної труби з посудиною, заповненою водою.

При

цьому вихід бульбашок газу через шар води характеризує інтен-

сивність притоку флюїду. В комплект ВПТ входить гирлова головка

16-18, яка полегшує контроль виходу газу і відбір його проб.

Характер зміни тиску, зафіксованого манометрами 3, 7 і !'2, показано

кривими

І, II, III на рис. 6.4. Схема пробовідбірника-накспичувача і

компоновка

ВПТ з пробовідбірником зображена на рис. 6.5.

6.2. Багатоциклові випробувачі пластів

Більш

досконалі вузли і широкий вибір допоміжних пристроїв вхо-

дять в склад багатоциклових випробувачів пластів - трубних випробу-

вачів третього

покоління.

В таблиці 6.4 вміщено технічні характерне: к;ш

багатоциклових випробувачів пластів.

Таблиця

6.4

Параметри

Зовнішній

діаметр, мм

Довжина, мм:

максимальна

секції

загального комплексу

Допуст. навантаження, кН:

стискуюче:

розтягуюче:

Крутячий

момент, кН.м

Макс.

перепад тиску, МПа

Макс.

температура,°С

Маса,

кг:

максимальна

секції

загального комплексу

Розмір

приєднуючої різьби

Діаметр свердловин, мм

мвг-

146

2918

27450

1500

700

200

235

5442

3-121

190-

295

МВГ-

127

2890

27150

1250

600

7,5

200

163

5682

3-101

161-

243

МВК-

2600

21400

600

450

4,9

200

120

1810

3-76

118-

165

МВК

3476

23410

400

200

3,9

200

635

3-62

97-

112

МВК

3200

16500

200

1500

3,1

200

540

3-56

78-

102