Комплексная оценка состояния и работы нефтяных скважин промыслово-ге

После установки прибора в интервале опробования воспламеняют пороховой заряд ПЗ1 и приводят в действие гидравлическую систему, которая прижимает герметизирующий башмак к стенке скважины. Башмак закрывает часть стенки скважины и изолирует небольшой участок, равный площади отверстия в башмаке. При подключении камеры к герметизирующему башмаку за счет большого перепада давлений в пласте и баллоне ГБ жидкость или газ из пласта начинает поступать в опробователь. При этом герметизация опробуемого участка улучшается, так как к усилию прижимной системы добавляется действие гидростатического давления, дающее на средних глубинах силу прижатия в несколько тысяч ньютонов. Кумулятивным перфоратором, размещенным в опробователе, может быть прострелен канал для улучшения условий отбора пробы в породе.

После отбора пробы флюида камеру К герметизируют с помощью порохового заряда ПЗ2 и клапана Кл. Одновременно давление под башмаком уравнивают с гидростатическим, без чего было бы трудно оторвать башмак от стенки скважины. Работой прибора управляют с помощью пороховых зарядов, воспламеняемых электрическим током, который пропускают по кабелю. После подъема прибора на поверхность измеряют давление в камере, извлекают пробу и проводят ее исследование.

Наличие притока при опробовании пласта свидетельствует о том, что он является коллектором. Характер насыщения пла- стов-коллекторов определяется по результатам анализов отдельных проб.

Данные ОПК позволяют оперативно оценивать перспективность объектов при поисках и разведке месторождений неф-

132

ти и газа, они широко используются для уточнения результатов интерпретации материалов ГИС и проводятся после завершения геофизических работ в скважине.

6.2. Опробование пластов на трубах

Испытатели пластов на бурильных трубах (ИПТ) представляют собой комплект испытательных инструментов (КИИ), предназначенный для испытания на нефть и газ пластов, вскрываемых в процессе бурения. По сравнению с ОПК испытатели на бурильных трубах имеют ряд преимуществ: большие мощности испытываемых интервалов и объемы отбираемой из пласта жидкости; возможность количественного определения основных гидродинамических параметров пласта; отсутствие ограничений при проведении испытаний в зависимости от литологии и типа коллектора. Испытания объектов проводятся как в открытом стволе скважины, так и в скважинах, обсаженных колоннами.

Основными узлами КИИ являются: пакер, фильтр, испытатель пластов, запорный поворотный клапан и глубинные регистрирующие манометры. Остальные узлы, входящие в стандартный комплект испытательных инструментов, – гидравлический ясс, циркуляционный и заливочный клапаны, безопасный переводник, опорный башмак – являются вспомогательными и служат для предупреждения возможных осложнений или облегчения их ликвидаций, а приборные патрубки – для установки глубинных регистрирующих приборов (манометров и термометров) (рис. 6.2).

133

Рис. 6.2. Схема компоновки узлов КИИ: 1 – опорный башмак; 2 – глубинные регистрирующие манометры; 3 – фильтр; 4 – испытываемый объект; 5 – пакер; 6 –

клапан циркуляционный; 12 – бурильные

134

Пакер 5 обеспечивает изоляцию подпакерного участка от верхней части ствола скважины и устанавливается над объектом испытания. Пакеровка осуществляется за счет расширения в диаметре резинового элемента под воздействием осевой сжимающей нагрузки, распакеровка – путем приложения осевой растягивающей нагрузки, под воздействием которой резиновый элемент возвращается в исходное положение. В штоке пакера имеется постоянно открытый канал для прохода пластового флюида.

Испытатель пластов гидравлический 9 устанавливается выше пакера и предназначен для герметизации полости бурильных труб при спуске-подъеме, сообщения ее с подпакерным пространством в процессе испытания пласта, регулирования депрессии на пласт, выравнивания давления в пространствах над и под пакером во время спуско-подъемных операций и передачи усилий к нижним узлам КИИ. Испытатель пластов имеет приемный и уравнительные клапаны.

Запорный поворотный клапан 10 устанавливается выше гидравлического испытателя и спускается в скважину в открытом положении. Он служит для перекрытия полости труб в процессе восстановления забойного давления и подъема инструментов. Запорно-поворотный клапан закрывают по окончании притока флюида с вращением труб над КИИ. В практике испытания скважин с помощью КИИ могут применяться одно-, двух-, трех- и многоцикловые типы клапанов, позволяющие соответственно осуществлять цикл испытания (приток – восстановление давления) один, два, три раза и многократно.

Фильтр 3 устанавливается ниже пакера против испытываемого объекта и обеспечивает свободный проход пластового

135

флюида к внутренним клапанам КИИ, предохраняя их от засорения механическими примесями. Серийные фильтры представляют собой комплект из двухметровых секций труб с продольными щелями шириной 3 мм.

Глубинные регистрирующие манометры 2 предназначены для регистрации изменения давлений в процессе испытания пласта и спуска-подъема КИИ.

Полученные с их помощью диаграммы давлений позволяют оценить гидродинамические параметры испытываемого объекта и судить о технических условиях спуска-подъема КИИ, а также работе его отдельных узлов. Основной манометр устанавливается ниже фильтра за глухим переводником с целью регистрации изменения забойного давления (давления в скважине за фильтром), второй – в трубах между гидравлическим испытателем пластов и циркуляционным клапаном 11 для регистрации давления предварительного долива, прироста давления на притоке и прироста давления на спуске-подъеме вследствие негерметичности труб выше КИИ. Последний собирается снизу вверх и по мере готовности отдельных узлов звеньями спускается в скважинуВ. процессе спуска КИИ приемный клапан ИПГ находится

взакрытом положении, вследствие чего промывочная жидкость из скважины не может поступать в бурильные трубы, уравнительный же клапан ИПГ открыт и обеспечивает переток промывочной жидкости через шток пакера, снижая тем самым эффект поршневания. Запорный поворотный клапан открыт. При спуске

вбурильные трубы заливают промывочную жидкость или воду для создания заданного условиями испытания противодавления на пласт.

136

После окончания спуска инструмента оборудуют устье контрольной головкой и манифольдом для отвода пластового флюида. Затем за счет разгрузки колонны бурильных труб создается осевое сжимающее усилие. Под действием этого усилия резиновый элемент пакера расширяется и перекрывает кольцевой зазор скважины. Вместе с тем происходит замедленное (за счет тормозного устройства) сжатие ИПГ, при котором уравнительный клапан его закрывается, а приемный – открывается.

Соткрытием приемного клапана изолированный подпакерный объем скважины (испытываемый объект) сообщается с пустой или частично заполненной полостью бурильных труб над КИИ.

Сэтого момента начинается непосредственно процесс испытания объекта, сущность которого заключается в том, что инструмент в пакерованном состоянии с открытым приемным клапаном оставляют на время притока флюида, поступающего из пласта под действием перепада давлений через пластоиспытатель в полость бурильных труб.

Продолжительность притока устанавливается в зависимости от гидродинамических характеристик пласта, принятой технологии производства работ в данной скважине, а также с учетом необходимости получения представительной пробы. После окончания периода притока вращением труб закрывают запорный поворотный клапан. При этом подпакерное пространство изолируется от полости труб, начинается период восстановления давления. По окончании этого периода инструменту задают необходимое натяжение, поднимая его с забоя. При этом гидравлический испытатель пластов растягивается, его приемный клапан закрывается, а уравнительный – открывается, давление

137

над и под пакером выравнивается и он принимает исходную форму. Если пакер не освобождается, пользуются яссом. Подъем инструмента осуществляется с постепенной доливкой жидкости в затрубное пространство, через каждые две-три свечи из труб отбирают пробы и определяют объемы притока пластового флюида. Весь цикл операций контролируется с помощью глубинных манометров, установленных в КИИ.

Забойный регистрирующий манометр записывает изменение давления на спуске-подъеме КИИ и в процессе испытания пласта (притоке, восстановлении давления), манометр в трубах – при доливе труб и в период притока. Продолжительность полного цикла испытания (приток – восстановление давления) обычно составляет до 5 ч.

На рис. 6.3 схематически показана диаграмма давления, полученная забойным манометром, которая отражает изменение давлений во времени от вида операций. Обработка диаграмм давления дает возможность рассчитать такие параметры пласта, как средний фактический и потенциальный дебиты, пластовое давление, гидропроводность, коэффициент средней эффективной проницаемости, коэффициент закупорки прискважинной зоны, коэффициент продуктивности и др.

В отличие от геофизических методов, которые проводятся без воздействия на пласт, работы с трубными испытателями сопровождаются процессами, изменяющими его прискважинную часть (рис. 6.4), что обеспечивает получение пластового флюида и дополнительной информации о фильтрационных свойствах пласта-коллектора.

138