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

Подождите немного. Документ загружается.

Випробування перспективних горизонтів

процесі буріння РОЗДІЛ

б) сполучення порового простору випробовуваної ділянки породи

.балоном

для

відбору проби

створення

(при

необхідності) дренажного

каналу

пласті;

в) відбір проби рідини

газу

із

пласта

балон

герметизація

її;

г) вирівнювання тиску

на

ділянці відбору проби

гідростатичним,

що

забезпечує безперешкодний підйом приладу.

Наявність

припливу

зміна тиску при випробуванні контролюються

реєструються

на

поверхні

за

допомогою дистанційних датчиків.

Для

роботи використовується спуско-підйомне обладнання, реєструюча

апаратура

кабель,

які

застосовуються

при

геофізичних дослідженнях

свердловин.

Випробування пластів приладами,

які

спускаються

на

кабелі, мають

свої характерні особливості:

1. Висока вибірковість

досліджується

дуже

невеликий інтервал

розрізу.

Це

дозволяє використовувати випробовувач

для

поінтерваль-

ного дослідження, виявлення місця розташування водояафтового

і га-

зорідинних контактів, відбивки границь пластів.

2. Висока чутливість випробовувача

до

наявності вуглеводнів (нафти

газу)

породах пов'язана

глибокою депресією,

яка

створюється

пласті

при

відборі проби. Герметизація

зберігання

балоні пластових

газів

дає

можливість вивчати характер насичення пластів,

не

дивлячись

на

наявність зони

проникнення.

3. Точна прив'язка результатів випробування

каротажними

діаграмами дозволяє обгрунтовано вибрати точки випробування

тісно

пов'язати

ці

результати

даними

других

геофізичних методів,

які є в

даний

час

основним засобом документації розрізу. При наявності

точ-

ної прив'язки

можливість випробувати пласти малої потужності.

4. Оперативність. На одну операцію, навіть

глибоких свердловинах,

витрачається

0,5-1,5

години. Спеціальної підготовки свердловина

не

вимагає.

5. Неможливість відкритого фонтанування при випробуванні,

так як

під

час

робіт гідростатичний тиск

стовбурі свердловини залишається

незмінним.

Це

особливо важливо при дослідженні газоносних пластів.

Враховуючи оперативність геофізичних методів

інформативністю

прямого

випробування, випробовувачі пластів забезпечують ув'язку

ре-

зультатів

випробування

даними каротажу

істотно доповнюють ком-

плекс

досліджень розвідувальних свердловин.

Процес

випробування можна розділити

на три

послідовні

стадії;

виникнення

розповсюдження гідродинамічного збудження

пласті;

рух

рідини

газу

із

пласта

балон;

3) відновлення пластового тиску

зоні випробування після зупинки

припливу.

Випробування пластів приладами

на

кабелі

складним багато-

стадійним, нестійким процесом,

який

протікає

за

короткі проміжки

часу.

162

РОЗДІЛ

Випробування

перспективних

горизонтів в процесі буріння

Вперше

нафтовій практиці випробовувач пластів

на

каротажному

кабелі

був

запропонований

в 1937

році Г.СМорозовим, Г.Н.Строцьким

К.І.Бондаренком.

В США роботи

по

створенню випробовувачів пластів

на

кабелі про-

водились фірмою Шлюмберже.

З 1955

року

ці

прилади почали широко

використовуватись фірмою Шлюмберже

та

іншими геофізичними

фірмами

світу.

Випробовувач фірми Шлюм-

берже спускають

свердловину

на

семижильному броньованому

ка-

белі (рис.

6.19).

Для роботи прила-

ду

свердловині використовують

енергію гідростатичного тиску

рідини

свердловині. Після

уста-

новки

приладу

заданому інтер-

валі сигналом

по

кабелю відкрива-

ється

керуючий клапан +1

. Про-

мивна

рідина поступає

на пор-

шень-мультиплікатор

який

витісняє

робочу рідину,

що

запов-

нює

гідравлічну систему приладу,

через регулятор тиску

4 до

поршнів

притискуючого механізму.

Поскільки

поршень-мультипліка-

тор створює

системі тиск, вищий

від гідростатичного, поршні

II ви-

суваються

із

корпусу приладу. При

цьому притискуюча планка

12 і гу-

мовий

ущільнюючий башмак

закріплені

на

поршнях, притиска-

ються

до

протилежної стінки свер-

дловини

зусиллям

декілька

сот

кілограмів. Після цього

по

сигналу

поверхні спрацьовує перфо-

раційний

пристрій

який

створює

дренажний

канал

пласті

відкри-

ває доступ пластовому флюїду

ємкість

приладу

18.

Ємкість

для

проби складна

по

конструкції. Вона розділена

на дві

частини

перегородкою,

якій

дроселюючий отвір

штуцер

17 ду-

же малого січення

(0,2-0,002

мм).

В верхню частину ємкості перед спуском приладу заливається вода,

очищена

від

твердих частинок,

нижній знаходиться повітря під атмос-

ферним

тиском. Поступаючі

із

пласта флюїди тиснуть на рухомий пор-

шень,

який

витісняє

воду

із

верхньої частини ємкості

нижню через

Рис.

6.19.

Принципова схема

випробовувача пласгів

на

кабелі фірми Шлюмберже

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

штуцер. Депресія, яка діє на пласт, визначається гідравлічним опором

штуцера. Зниження величини депресії, викликане побоюванням викли-

кати

руйнування колекторів, дозволяє полегшити умови роботи

ущільнюючого башмака і виключити ударні навантаження в приладі.

Після

відбору проби відкривається клапан 6,

який

подає робочу рідину

до гідравлічного клапана балону 14. Клапан перемішається, герметизу-

ючи пробу в балоні. Для зняття притискного пристрою відкривається

клапан

який

з'єднує гідравлічну систему Із зливною камерою 19,

заповненою

повітрям під атмосферним тиском. Робоча рідина ски-

дається в змивну камеру, а зворотні пружини 13 допомагають повернути

башмак

і притискну планку в попереднє положення. Поскільки різниця

тиску під башмаком з гідростатичним тиском продовжує створювати

притискуюче зусилля, що утримує башмак, то при цьому загоряється

зрівнювальний пороховий заряд 10,

який

відриває від стінки башмак

або руйнує його. Якщо не спрацює клапан зливної камери, то натяжкою

кабеля зрізають аварійний штифт 3. При цьому порушується

ущільнення гідравлічної системи, і тиск в ній вирівнюється з

гідростатичним. Зворотні пружини прибирають притискуючий

пристрій.

Тиск

в гідравлічній системі і в каналі відбору пластових флюїдів

контролюється дистанційними датчиками тиску 7 і 15. В якості перфо-

раційного

пристрою застосовується кумулятивний перфоратор. При

установці блоку з кумулятивним зарядом великої потужності, здатним

пробити

обсадну колону і цементне кільце, прилад може застосовувати-

ся

для випробування обсажених свердловин. Найбільший розмір при-

ладу

в поперечному січенні

140-160

мм (в залежності від перфо-

раційного

блоку дозволяє використовувати його в необсажених сверд-

ловинах діаметром 228 мм і більше ) в обсажених свердловинах

діаметром понад 157 мм.

В інтервальному випробовувачі пластів фірми Шлюмберже, установ-

люються два кумулятивних заряди на відстані 30 см один від другого. В

приладі, зібраному для роботи в необсажених свердловинах, оба заряди

знаходяться всередині одного герметизуючого башмака, а при зборці

для обсажених свердловин у кожної точки відбору є індивідуальний

ущільнюючий елемент невеликих розмірів. Обидві точки відбору

з'єднані

каналом з балоном для проби.

Наявність

двох

точок відбору проби викликана бажанням підвищити

результативність робіт в неоднорідних колекторах, коли попадання на

непроникний

пропласток служить умовною причиною відсутності при-

пливу, що вимагає додаткових спусків приладу. В обсажених свердлови-

нах, крім того, наявність

двох

зарядів підвищує надійність відкриття

пласта. В зборці для обсажених свердловин герметизуючі елементи жор-

стко під'єднуються на блоці притискного пристрою. Зрівнювальний

пороховий заряд та руйнуючий башмак змінено керуючим зрівнюваль-

ним

клапаном,

який

відкривається при прибиранні притискного при-

строю. Між каналом відбору і балоном встановлено регулюючий клапан,

який

дозволяє відбирати пробу без вистрілу кумулятивними зарядами

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

шляхом з'єднання герметизованих ділянок відбору з балоном. Для

підвищення

надійності герметизації балону встановлюють зворотній

клапан.

Випробовувачі пластів, які використовуються іншими фірмами, не-

значно

відрізняються від описаного фірми "Шлюмберже".

Технічні характеристики випробовувачів пластів на кабелі (за ката-

логом фірми Дрессер Атлас).

Таблиця

6.11

Область

застосування

Для необсаджених

свердловин

Для необсаджених

свердловин,

малогабаритні

Для обсаджених

свердловин

ни,

мм

ІДЛОВИ

ЕС

аметр

200-

305

178-

343

127-

178

С=

ЙГ

устими

ально

140,6

я"

тимат

ІЬНОД

Макс

157

177

20,9

11,3

9.4

Габарити приладу

діа

165

133

на, мм

Й.

8900

8800

10200

600

250

320

У екс -

СРСР

розробка і застосування випробовувачів пластів на кабелі

розвивались аналогічно з зарубіжними. ВНДІГДС (Уфа, Калінін) впер-

ше випробував на свердловинах і почав серійний випуск ВПК в 1963

році.

Після проведення досліджень в сведловинах глибиною 4 км і

більше виникла необхідність в новій принциповій схемі приладу для цих

Випробування

перспективних

горизонте в процесі буріння

РОЗДІЛ

умов. Великі ударні навантаження

гідравлічні удари приводили

до за-

клинювання

рухомих

поршнів.

результаті

дії

високошвидкісних течій

розчину

абразивними добавками силовий циліндр зношувався,

не-

надійно

працювали термостійкі заряди, ущільнюючі гумові клапани

тд.

Для створення термостійкого випробовувача пластів ВПТ-7-10

ви-

користана

замкнута гідравлічна система подвійної

дії з

золотниковим

клапаяом-розподільником.

Застосування золотникового перемикача

термостійкому випробовувачі пластів ВПТ-7-10 виключає можливість

виникнення

різких гідравлічних

ударів

гідравлічній системі приладу

великих ударних навантажень

його деталях, які були

випробовувана*

типу ВПК при подачі високого гідростатичного тиску на силовий

зво-

ротній клапани.

приладі ВПТ-7-10 менша небезпека заклинювання

рухомих

частин із-за температурних деформацій, ніж

силовому вузлі

випробовувача пластів типу

ВПК.

Ці обставини,

також понижені робочі

перепади тиску забезпечують роботу приладу ВПТ-7-10'

на

великих

глибинах при значних гідростатичних тисках.

Випробовувачі пластів

дистанційними датчиками тиску ВПД-7-10

розроблені на основі приладу ВПТ-7-10

повторяють його принципову

схему.

Випробовувач ВПД-7-10 забезпечує

при

відборі проб дистан-

ційну реєстрацію тиску

балоні

метою контролю процесу випробуван-

ня,

визначення пластового тиску

оцінку гідродинамічних параметрів

пласта.

Випробовувачі пластів для необсажених свердловин ВПН-7-10 при-

значені

для дослідження колекторів, в яких чергуються щільні

проникні

пласти

і де

значна частина об'єкту

не дає

припливу. Тому необхідно

збільшувати кількість випробовуваних точок, що збільшує час

вартість

робіт.

Прилад

ВПН-7-10

при

відсутності'припливу

Із

випробуваної

дільниці пласта, що видно

за

показами датчиків, може послідовно вип-

робовувати

ще 8-10

ділянок

без

підйому

на

поверхню, доки

не

буде

отримано

приплив. При необхідності випробування найбільш перспек-

тивної ділянки можна повторити дослідженням

вистрілом кумулятив-

ним

зарядом.

ВПН-7-10 економічно виправдовує "прощупування" верхньої

ниж-

ньої частин пласта для оцінки

їх

ефективної потужності. Випробовувач

ВПН-7-10

даний час

основним приладом для дослідження необса-

жених свердловин.

Випускаються також випробовувачі пластів для необсажених глибо-

ких свердловин малого діаметру ВПН-5-7

випробовувач пластів

для

обсажевих свердловин ВПО-5-6. Прилад ВПО-5-6 призначений

для

дослідження основного фонду обсажених свердловин

колонами

діаметром

від

125 до

152

мм,

В його конструкції використана принципова схема приводу

від

гідростатичного тиску

замкнутою гідравлічною системою подвійного

ходу,

золотниковим розпридїлювачем

поршнем-демультиплікатором,

аналогічно схемі приладів ВПН.

166 ————

РОЗДІЛ

б.-

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Випускаються також випробовувачі пластів для структурно-пошуко-

вих

гідрогеологічних свердловин ВПГ-4-7.

конструкції цього прила-

ду використана принципова схема електромеханічного приводу. Такий'

тип

приводу може

бути

успішно реалізований

на

глибині

до

3000

м,

дозволяє проводити роботу незалежно

від

величини гідростатичного

тиску

дає

можливість багаторазового спрацювання приладу.

Для роботи

випробовувачами пластів

на

кабелі використовується

пересувна лабораторія

на

автомобілі.

ній змонтоване обладнання,

не-

обхідне

для

розборки

перевірки випробовувачів, тарування дистан-

ційних

датчиків. Пульт управління

контролю знаходиться

на

другій

машині

каротажній станції-підйомнику.

Технічні характеристики випробовувачів пластів,

що

випускаються

серійно,

приведені

табл.

6.12.

Таблиця

6.12

Параметри

Діаметр свердло-

вини,

мм

Мінімальний

тиск

свердловини,

який

забезпечує спра-

цювання

приладу,

МПа

Максимально

до-

пустимий тиск,

МПа

Максимальна

ро-

боча температура,

•с

а) свердловинного

приладу

б) датчика тиску

Шифр

приладу

ВПК-

4-5

впк-

7-10

ВПТ-

7-10

впд-

7-ГО

ВПН-

5-7

ВПН-

7-10

ВПГ-

4-7

по

долоту

118-

145

100

190-

270

100

190-

290

100

200

120

140-

190

100

200

150

190-

290

100

150

120

112-

196

0,5

120

ВПО-

5-6

по

КО-

ЛОНІ

125-

152

120

167

Випробування

перспективних

горизонтів в процесі буріння

РОЗДІЛ

Продовження

табл.

6.12

в) датчика

припливу

Об'єм

балона,

Наявність

заряду

для створення

дре-

нажного каналу

Число

циклів спра-

цювання

приладу

без підйому

із

свер-

дловини

при ви-

пробуванні непро-

никних

інтервалів

Габарити свердло-

винного

приладу,

мм

а) довжина

б) діаметр

без баш-

мака

в) діаметр

башма-

ком

Число

жил

кабеля,

необхідне

для

робо-

ти приладу:

а)

без

датчиків

б)

датчиками

3,8

3000

6,3

3000

100

132

2800

102

135

200

3000

102

150

3200

102

132

120

2800

120

2850

100

115

6.6. Випробовувані пластів

на

базі струминних апаратів

В Івано-Франківському інституті нафти

газу

розроблена принципо-

во нова конструкція випробовувачів пластів на базі струминних апаратів.

Пристрій

ПГДП-1

(рис. 6.20)

складається

із

корпусу

сідлом

1 під

зворотній клалан

12 і

струминного апарату

Корпус

пристрою

має

канали

3 для

нагнітання робочої рідини, кана-

ли

4 для

проходження ежектованої рідини, вікна

5 для

виходу

змішаної

рідини

затрубний простір

канал

6 для

передачі тиску

із

щдпакерного

простору

до

перетворювача тиску

струм.

_____

_ _ _

________________

РОЗДІЛ

Випробування

перспективних

горизонтів в процесі буріння

Рис.

6.20.

Пристрій гідродинамічних досліджень

пластів ПГДП-1

на

базі струминного апарату

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

Верхня і нижня частина корпусу має

різьбу

для під'єднання до насос-

но-компресорних

труб.

Струминний апарат включає в себе під'єдну-

вальну головку 7, перетворювач тиску мембранний тензометрично-

го типу ПДМТ 8, твердосплавний насадок 9, камеру змішування 10,

дифузор 11, зворотній клапан 12 із штоком 13,

втулку

14 для під'єднання

вимірювальних приладів (глибинного манометра, термометра і розхо-

доміра). Під'єднувальна головка має роз'ємдля забезпечення електрич-

ного контакту. Пристрої ПГДП-1 і ПЕОС-2 призначені для випробуван-

ня

пластів і виклику припливу Із продуктивних горизонтів з одночасною

очисткою привибійної зони пласта в обсаженух експлуатаційною коло-

ною свердловинах.

Пристрій дозволяє:

- в процесі випробування свердловини проводити запис кривих

відновлення тиску після зниження тиску в підпакерному просторі;

- керувати величиною депресії і часом її дії без використання комп-

ресорних і азотних установок;

- проводити циклічну дію на пласт в режимі "депресія-репресія" з

метою очистки привибійної зони пласта;

- проводити дистанційний контроль за допомогою реєструючих при-

ладів

за зміною вибійного тиску в процесі дослідження фільтраційних

характеристик пласта і очистки його привибійної

зони.

Дослідження свердловин з допомогою ПГДП-1 проводять в такій

послідовності:

спускають на насосно-компресорних

трубах

пакер і корпус пристрою

(після відповідної дії - підготовки свердловини) і пакерують кільцевий

простір;

встановлюють фонтанну

арматуру

з лубрікатором, опресовують ок-

ремо НКТ і пакер відповідними опресовочними клапанами;

спускають на каротажному кабелі струминний апарат із зворотнім

клапаном до його посадки в корпус;

проводять дослідження, прокачуючи робочу рідину через НКТ і

стру-

минний

апарат насосним агрегатом.

При

проходженні робочої рідини через струминний апарат в камері

змішування знижується тиск, за рахунок чого зворотній клапан

відкривається, і депресія передається в підпакерну зону. Величина де-

пресії і час її дії залежить від витрати робочої рідини через струминний

апарат, параметром контролю є тиск насосного

агрегату.

Припинення

подачі робочої рідини

веде

до вирівнювання тиску в

камері змішування і всередині НКТ, зворотній клапан при цьому закри-

вається і в підпакерному просторі проходить процес відновлення тиску.

Цикл

може повторюватись багато разів з будь-яким значенням депресії

при будь-якій тривалості періодів (припливу і відновлення тиску) і

циклів (рис. 8.1). Реєстрацію тиску

ведуть

на діаграмі в каротажній лабо-

раторії АКС-Л, а також можлива установка автономного глибинного

манометра і пробовідбірника до хвостовика зворотнього клапана.

170

РОЗДІЛ б.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Технічні дані:

Максимальний

перепад тиску, МПа 50

Максимальна робоча температура, С

при

роботі з перетворювачем тиску 150

при

роботі з глибинним манометром 200

Максимальна величина створюваної депресії, МПа 50

Діаметр прохідного каналу пристрою, мм 42

Габаритні розміри:

діаметр

110

довжина 780

Маса, кг 32

Позитивним

у даному пристрої є те, що при випробуванні перспек-

тивних горизонтів є можливість проводити паралельно І геофізичні

дослідження без додаткових спуско-підйомних операцій з НКТ і буриль-

ним

інструментом.

6.7. Глибинні прилади для дослідження свердловин

6.7.1. Глибинні манометри

В процесі досліджень свердловин найчастіше приходиться

вимірювати тиск. Для його вимірювання розроблено багато різних типів

глибинних приладів. Це пояснюється не тільки різницею в

задачах,

які

вирішуються з їх допомогою, але й умовами експлуатації.

По

принципу дії глибинні манометри підрозділяються на:

1. Пружинні (геліксні), в яких в якості пружного

чутливого

елементу

використовується багатовиткова

трубчата

пружина, яка називається

геліксом.

2. Пружинно-поршневі, у яких вимірювальний тиск сприймається

ущільнюючим поршнем, з'єднаним з гвинтовою циліндричною пружи-

ною.

3. Пневматичні, принцип дії яких застосований на врівноваженні

вимірюваного тиску тиском стисненого

газу,

яким заповнена

вимірювальна камера приладу.

Найбільш широке застосування знайшли в нафтогазовій промисло-

вості пружинні глибинні манометри типу МСУ-1 і МСУ-2.

Манометр МСУ-1 призначений для вимірювання і реєстрації вели-

чини

таску в

стовбурі

і на вибої свердловини. Опускається в свердловину

на

дроті. Цей манометр застосовується при проведенні гідродинамічних

досліджень пластів в процесі експлуатації нафтових, газових і водяних

свердловин. Він (рис. 6.21) складається з таких уніфікованих

взаємозв'язаних вузлів: манометричного блоку 1, механізму запису 2,

годинникового приводу 3 і максимального термометра 4.

Під час роботи манометра вимірюваний тиск діє на геліксну пружи-

ну, деформація якої є пропорційною величині тиску. При зміні тиску

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ

Рис.

6.21. Манометри МСУ

-1 і

МСУ-2

/ -

манометричний

блок;

2 -

механізм

запису;

3 -

годинниковий механізм,

максимальний

термометр;

5 -

гідровимикач

манометра

МСУ-2.

172

РОЗДІЛ

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

робочого середовища геліксна пружина розкручується. Величина кута

повороту

кінця

пружини реєструється пишучою голкою

на

діаграмнім

бланку,

який

закріплений

барабані механізму запису.

Для

реєстрації

зміни

тиску

часі діаграмний бланк разом

барабаном перемішується

поступово

за

допомогою ходового гвинта,

який

обертається годиннико-

вим

приводом.

Величина виміряного тиску визначається після обробки діаграми

за

допомогою градуйованого графіка,

який

додається

до

кожного глибин-

ного манометра.

Технічні дані манометрів типу МСУ-1 приведені

табл.

6.13

Таблиця

6.13

Параметри

Границі

вимірювань

тиску, МПа

Діапазон робо-

чих температур,

°С

Клас

точності

Довжина запису

тиску, якавідпо-

відає верхній

границі

вимі-

рювань

при

максимальній

температурі,

мм

МСУ-1-10-100

Виконання

манометра

МСУ-1-16-100

МГУ-1-25-100

20-100

0,6

0,6 0,6

чС

т-

ч-

20-

160

0,6

МСУ-1-60-160

чО

1-Й

ОС

-ч

чС

-ч

100

0,6 0,6

-ч

1-Н

100

20-

250

1,5

чО

-ч

ч-

•^

140

20-

160

1,5

»г>

•Ч

140

—1

•-і

160

20-250

1,5 1,5

±5

173

РОЗДІЛ

Номінальна

довжина запису

часі

на

бланку,

мм

Номінальна

довжина часу

неперервного

запису,

мм

Номінальна

швидкість

переміщення

бланка, мм/хв

Вид реєстрації

Робоче

положення

Робоче

середовище

Продовження

табл. 6.13

120

16,

0,2500: 0,1250;

0,0625

автономний з записом на діафамному бланку

вертикальне, маноблоком вниз

нафта,

газ, вода, повітря і

його суміш, пластові

флюїди.

Манометр МСУ-2 призначений

для

вимірювання

реєстрації вели-

чини

тиску

стовбурі

і на

вибої розвідувальних свердловин

процесі

випробування пластів трубним випробувальним інструментом,

також

може застосовуватися

для

вимірювання тиску

експлуатаційних свер-

дловинах.

Манометр М

СУ-2

складається

із

таких уніфікованих

взаємозамінних вузлів: манометричного блоку

механізму запису

годинникового приводу

3 і

гідровключателя

5 .

Принцип

роботи МСУ-2 такий

же, як і

описаного вище МСУ-1,

пружинно-

геліксний, тільки

манометрі МСУ-2 запуск годинникового

механізму проводять

за

допомогою гідровключателя. Манометри МСУ-

2 випускаються

різних варіантах виконання

(по

величинах тиску

температури).

Технічні дані манометрів МСУ-2 приведені

табл.

6.14

РОЗДІЛ

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Таблиця 6.14

Назви

пара-

метрів

Границі

вимірюваного

тиску,

МПа

Діапазон робочих

температур,

"С

Клас

точності

Границя

приве-

деної погріш-

ності спрацюван-

ня

гідровмикача

% від

макси-

мального робо-

чого тиску,

не

більше

Довжина запису

тиску,

яка

відпо-

відає верхній

гра-

ниці

вимірю-

вання

при макси-

мальній темпера-

турі,

мм

Номінальна

до-

вжина бланка,

мм

Номінальний

час

неперервного

за-

пису тиску,год

Виконання

манометра

МСУ-2-10-10П

МСУ-2-16-100

МСУ-2-25-100

20-100

0,6

МСУ-2-40-160

МСУ-2-60-160

МСУ-2-80-160

г-

100

20-160

0,6

0,6 0,6 1

МСУ-2-100-250

100

20-

250

1,5

МСУ-2-140-160

140

20-

100

1,5

МСУ-2-140-250

140

МСУ-2-160-250

160

20-250

1,5

±20

± 5

120

16, 32

Випробування

перспективних

горизонтів в процесі буріння

РОЗДІЛ

Продовження

табл.

6.14

Номінальна

швидкість пере-

міщення

бланка-

довжина

бланка,

мм/хв

Вид реєстрації

Робоче

положення

Робоче середови-

ще

0,2500;

0,1250;

0,0625

автономний,

записом на діаграмному бланку

вертикальне, маноблоком вниз

нафта,

вода, повітря

його суміш, промивна

рідина, пластові флюїди

6.7.2.

Глибинні термометри

Вимірювання температур

на

різних глибинах

стовбурі експлуа-

таційних

нагнітальних свердловин проводять

за

допомогою

дис-

танційних

термометрів

глибинних термометрів

місцевою реєстра-

цією.

Методи вимірювання температури

за

допомогою глибинних

реєструючих термометрів дозволяють визначити

за

один спуск розп-

риділення

температури

стовбурі свердловини

характер зміни

її в

часі.

Особливість вимірювання температури

свердловинах глибинним

термометром

місцевою реєстрацією полягає

тому,

що

весь прилад,

який

складається

із

вимірювального

реєструючого механізмів, знахо-

диться під дією зовнішнього середовища. Похибка,

якою визначається

абсолютне значення температури на різних глибинах або

різні момен-

ти

часу,

залежить

від

теплової інерції глибинного термометра.

Під

тепловою інерцією розуміється

час,

протягом якого його

вимірювальний механізм нагріється

або

охолодиться

до

температури,

приблизно

рівної температурі зовнішнього середовища. Отже,

кожний

момент

часу,

поки прогрівається вимірювальний механізм, покази при-

ладу

будуть

відрізнятися

від

дійсних значень вимірюваної температури.

Чим

більша теплова інерція глибинного термометра, тим більший

час,

протягом якого

ця

різниця

буде

зберігатись.

Для того,

щоб

отримати найбільш точні виміри, необхідно термо-

метр витримувати при даній температурі зовнішнього середовища пев-

вий

час. Тому

для

отримання найбільш точних значень вимірюваної

температури, наприклад,

стовбурі свердловини, термометр треба

спу-

скати

певною швидкістю. Чим більша теплова інерція приладу,

тим

повинна

бути

менша швидкість його спуску або підйому.

176

РОЗДІЛ

Випробування перспективних горизонтів

процесі буріння

Термометри

за

принципом

дії

можна розділити

на

манометричні

термометри розширення.

Найбільш

широкого застосування знайшли термометри

ТСУ-1

(термометр свердловинний уніфікований, цифра

1 -

група термометрів

нормального ряду температур

для

гідродинамічного дослідження свер-

дловин)

ТСУ-2 (цифра

2 -

група термометрів нормального ряду

тем-

ператур

для

випробування розвідувальних свердловин трубним випро-

бовувачем пластів).

Термометр

ТСУ-1 (рис. 6-22)

складається

із

таких уніфікованих

вузлів: термометричного блоку

механізму запису

2 і

годинникового

приводу

3. За

принципом

дії він є

конденсаційним. При зміні темпера-

тури вимірюваного середовища змінюється величина тиску насичених

парів рідини

наповнювача геліксної трубки.

Геліксна пружина розкручується пропорційно цьому тискові. Вели-

чина

кута повороту пружини реєструється пишучою голкою

на

діаграмному бланку.

При

реєстрації зміни температури

часі

діаграмний бланк разом

барабаном переміщується поступово

за

допо-

могою ходового гвинта,

який

обертається годинниковим приводом.

Величина вимірюваної температури визначається після обробки

діаграми

за

допомогою градуйованого графіка,

який

прикладається

до

кожного

термометра.

Термометр ТСУ-2 (рис.

6.22)

складається

із

таких вузлів: термомет-

ричного блоку

механізму запису

годинникового приводу

З і

гідровмикача

Гідровмякач служить

для

запуску годинникового

ме-

ханізму

визначений

час.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ

Рис. 6.22.

Термометри ТСУ-1 та

ТСУ-2:

термометричний

блок;

механізм

запису;

3 -

годинниковий

привід;

гідровимикач.

178

РОЗДІЛ

Випробування

перспективних

горизонтів в процесі буріння

Технічні дані термометрів ТСУ-1

ТСУ-2 приведені

таблиці

6.15.

Таблиця 6.15

Параметри

Діапазон

показників,

°С

Діапазнн

вимірювань,

°С

Максимальний

робочий тиск, МПа

Клас

точності

Границя

допусти-

мої приведеної

похибки,

Границя

приведеної

похибки спрацю-

вання

гідровими-

кача

в % від

макси-

мального робочого

тиску

Довжина запису

ре-

зультатів вимірю-

вань

від

базової

лінії,

яка

відповідає

верхній границі

вимірювань,

мм

Номінальна довжи-

на

запису

за

часом

на

бланку,

мм

Виконання термометра

ТСУ-1-

110

ТСУ-2-

110

20-110

50-110

ТСУ-1-

180

ТСУ-2-

180

80-180

110-

180

137

ТСУ-1-

220

ТСУ-2-

220

120-

220

150-

220

157

ТСУ-1-

250

ТСУ-2-

250

150-

250

180-

250

157

ТСУ-1-

250-

200

ТСУ-2-

250-

200

150-

250

180-

250

196

±1,0

±20

(ТСУ-2)

45±1

120

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ

Продовження табл.

6.15

Номінальна швид-

кість переміщення

діаграмного бланку,

мм/хв

Робоче положення

Робоче середовище

0,2500;

0,1250;

0,0625

вертикальне, термоблоком вниз

нафта, газ, вода, повітря

його суміш, про-

мивна рідина (ТСУ-2)

180

РОЗДІЛ

Освоєння свердловин

7. Освоєння свердловин

Освоєння

свердловини, обсаженої експлуатаційною колоною, вклю-

чає в себе такі роботи: встановлення надземного та підземного обладнан-

ня,

перфоращю, виклик припливу, очистку пласта

та

стимулювання

притоку, проведення досліджень

метою визначення кількісної іякісної

характеристик пласта

флюїдів, що

є в

ньому.

Ці

роботи забезпечують: створення гідродинамічного зв'язку пласта

зі свердловиною; приплив нафти

чи

газу

за

величиною, близькою

до

потенційної; збереження цілісності скелету пласта

привибійній зоні;

попередження прориву пластової води (нижньої або верхньої)

газу

газової шапки, перетоку рідини

між

пластами; збереження експлуа-

таційної колони; попередження неконтрольованих фонтанних проявів;

збереження, відновлення або підвищення проникності привибійної зо-

ни;

охорону надр; охорону навколишнього середовища

виконання пра-

вил техніки безпеки.

Освоєння

свердловин проводиться після випробування експлуа-

таційної колони на герметичність

відповідності

нормативними

доку-

ментами, виходячи

умов проведення запланованих технологічних

процесів при освоєнні, експлуатації

ремонті.

7.1.

Гирлове, надземне

та

підземне обладнання

для освоєння

та

випробування свердловин

7.1.1. Обладнання гирла свердловини колонними

головками

Після

закінчення буріння свердловини, спуску експлуатаційної коло-

ни

і її

цементування верхні кінці обсадних колон (кондуктора, проміжної

експлуатаційної) з'єднують

за

допомогою колонної головки.

Для випробування продуктивних горизонтів

забезпечення наступ-

ної

їх

експлуатації

без

ускладнень обв'язка колон

на

гирлі повинна

забезпечувати;

1) герметизацію, контроль тиску

можливість заповнення проми-

вальною рідиною заколонного простору;

2) жорстке з'єднання верхньої (гирлової) частини експлуатаційної

колони

іншими колонами, які спущені раніше

свердловину;

3) можливість фіксування певних величин натягу експлуатаційної

колони.

Колонні

головки встановлюються

на

всіх

свердловинах, незалежно

від способу

їх

експлуатації.

Для нафтових, газових

газоконденсатних свердловин вибір типу

колонної головки залежить

від

пластового тиску.