Испытываемый пласт
Cтраница 2
Весьма существенным препятствием в повышении информативности испытания является отсутствие глубинных регистрирующих манометров на высокие ( 800 - 1200 кгс / см2) рабочие давления, В результате отсутствия таких манометров в ряде случаев выполняются неполноценные операции без определения гидродинамических параметров испытываемых пластов. [16]
ИПТ, выявить новые характеристики пластов ранее не определявшиеся. Действительно, поскольку испытываемые пласты расположены рядом и подвергаются исследованию одновременно, то появляется возможность оценить характер гидродинамической связи этих пластов, определить вертикальную проницаемость пластов-коллекторов. Если пласты изолированы друг от друга, то по характеру роста КП и КВД можно выявить отсутствие связи между ними. В случаях, когда кривые притока и восстановления давления записаны с искажением, то это свидетельствует о наличии связи между пластами и можно определить фильтрационные характеристики перетока жидкостей между пластами. [17]
По результатам опробования нефтегазоносных горизонтов дается сравнительная оценка их продуктивности для выбора первоочередных объектов разведки. Для определения потенциальных возможностей испытываемых пластов, особенно представленных карбонатными породами, необходимо применять различные методы интенсификации притоков. [18]
Испытательное оборудование размерного ряда широко используют при испытании перспективных горизонтов. Однако возросшие глубины залегания испытываемых пластов выдвигают ряд более жестких требований к техническим средствам. [19]
Для получения керна из продуктивного пласта с максимальным сохранением естественной нефте-насыщенности применяются съемные грунтоносы; позволяющие быстро извлекать керн на дневную поверхность без подъема всей колонны бурильных труб. Пробоотборники различных конструкций служат для вызова притока жидкости из испытываемого пласта, вскрытого при бурении скважины, и для отбора проб пластовых жидкостей и газов с целью последующего определения их физических параметров. Для лабораторных анализов следует отбирать не менее 2 - 3 л нефти и 1 л пластовой воды. [20]
Продолжительность этого периода составляет 3 - 5 мин. Однако чем ниже проницаемость пласта и чем сильнее загрязнена призабойная зона испытываемого пласта, тем больше должна быть продолжительность этого периода. [21]
Пакер - один из главных узлов комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола скважины. [22]
Более детальный анализ полученного опыта прострелочных работ с применением перфораторов типа КПРУ и ПНК показал, что и данная аппаратура не является самой совершенной в процессе определения максимально достижимого притока пластового флюида в скважину. Она лишь позволяет качественно определить наличие пластовой жидкости или газа в испытываемом пласте. [23]
 |
Низ обсадной колонны. [24] |
Временное тампонирование проводится только на срок проведения исследований или на период бурения скважины. Колонна труб 1 опускается в скважину и устанавливается фильтровой частью 4 в интервале испытываемого пласта. Кольцевые тампоны 3 должны находиться против водоупорных пород. По трубке 2 в пак еры нагнетается вода или сжатый воздух. В результате тампоны раздуваются и плотно прижимаются к стенкам скважины, изолируя испытуемый пласт. Затем проводится необходимый комплекс исследований. [25]
В канале создаются большие гидравлические сопротивления, скорость перемещения штоков испытателя уменьшается. Благодаря этому закрытие уравнительного клапана испытателя и открытие приемного клапана запаздывают по отношению к моменту разобщения испытываемого пласта от остальной части ствола скважины. [26]
Испытатели пластов с опорой на забой обладают недостатком, заключающимся в том, что при опробовании в разведочных скважинах нескольких объектов необходимо для разобщения пластов устанавливать цементные мосты. Испытатели пластов без опоры на забои с двумя уплотнительными элементами позволяют производить опробование любого интервала скважины без изоляции испытываемого пласта от выше - и нижележащих горизонтов. [27]
Процесс испытания заключается в снижении давления столба жидкости, находящейся в колонне обсадных труб, на вскрытый горизонт и установления зависимости дебита от различной степени снижения противодавления на испытываемый пласт. [28]
Исключительно важное значение имеют изменения призабойной зоны в продуктивных пластах, возникающие в результате даже незначительных осложнений, которые влияют не только на процесс бурения, но, что особенно важно, на конечные результаты, получаемые от проводки скважин. Эти изменения являются нежелательными как при эксплуатационном, так и при разведоч-1 чгом бурении, так как они приводят к снижению начальных де-битов эксплуатационных скважин и к искажению естественных характеристик испытываемых пластов в разведочных скважинах. Достижение полного сохранения естественной характеристики пласта в процессе его вскрытия при помощи современного оборудования практически не осуществимо. [29]
Отличительная особенность исследования скважин с применением испытателей пластов состоит в том, что испытываемый горизонт изолируется от заполняющей скважину жидкости па-кером, спускаемым на пустых ( или полупустых) трубах. С помощью клапанов ( например, ЗПК, ИП) подпакерная зона и пласт сообщаются с полостью бурильных или насосно-компрессорных труб, давление столба жидкости в которых значительно меньше давления испытываемого пласта. В результате пластовый флюид начинает поступать в трубы. [30]
Страницы: 1 2 3