Испытываемый пласт
Cтраница 3
При передаче скважины из бурения в испытание должен составляться акт, подписываемый руководством буровой организации, буровым мастером и представителями организации по испытанию скважины. Не подлежат передаче в испытание скважины: с негерметичной колонной; с цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом; с негерметичной обвязкой устья; с отсутствием цемента за колонной против испытываемых пластов; в аварийном состоянии. Работы по испытанию первого объекта в законченных бурением разведочных скважинах должны производиться с помощью буровой установки силами буровой бригады; испытание всех остальных объектов - специализированными подразделениями. При длительном простое или консервации газовых скважин, находящихся в испытании, во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации необходимо установить цементный мост. [31]
Трубные испытатели пластов обычно применяют для опробования ( испытания) продуктивных пластов на приток в процессе бурения скважин. Они представляют собой инструмент с пакером и клапанами, спускаемыми в скважину на бурильных трубах. С помощью пакера испытываемый пласт разобщается от гидростатического давления в затрубном пространстве и затем сообщается с полостью испытательного инструмента. Помещенные внутри испытателя автономные манометры типа МГИ-1М и МГЙ-3 регистрируют кривые восстановления давления и кривые притока. Данные, полученные по результатам опробования, позволяют оценить нефтегазоносность пласта и сделать заключение о целесообразности проведения работ по заканчиванию скважины. Эти испытания, таким образом, помогают уменьшить дополнительные затраты, связанные с обустройством сухих скважин, не дающих промышленного притока нефти или газа. [32]
Трубные испытатели пластов обычно применяют для опробования испытания продуктивных пластав на приток в процессе бурения скважин. Они представляют собой инструмент с пакером и клапанами, спускаемыми в скважину на бурильных трубах. С помощью паксра испытываемый пласт разобщается от гидростатического давления в затрубиом пространстве и затем сообщается с полостью испытательного инструмента. Помещенные внутри испытателя автономные манометры типа МГИ-IM и МГИ-3 регистрируют кривые восстановления давления и кривые притока. Данные, полученные по результатам опробования, позволяют оценить иефгегазонос ость пласта и сделать заключение о целесообразности проведения работ по заканчиванию скважины. [33]
 |
Компоновка испытательного инструмента с опорой на забой. [34] |
При поинтервальном испытании пластов с опорой инструмента на забой ( рис. 42, б) испытываемый объект изолируется от ствола скважины сверху и снизу при помощи двух пакеров. Приток жидкости ( газа) из пласта происходит только из интервала скважины, изолированного пакерами, поэтому возможно испытание отдельных - 7 прослоев пласта. Однако такие испытания при помощи испытателей пластов с опорой на забой могут прово-диться, если испытываемый пласт расположен на небольшой высоте от забоя скважины. [35]
В процессе ИП возбуждают приток жидкости ( газа) из приза-бойной зоны в скважину, осуществляют отбор пластового флюида и производят гидродинамич. Различают ИП, проводимые с опорой испытателей пластов на забой скважины ( в случае расположения пласта не выше 50 м от забоя), на стенку скважины, а также ИП без опоры испытательного инструмента. В первом случае испытываемый интервал изолируют сверху пакером ( приток флюида происходит из всего вскрытого интервала через подпакерное пространство скважины), при нескольких вскрытых пластах, а также в др. случаях испытываемый пласт изолируют 2 пакерами ( снизу и сверху) - поинтервальное испытание пластов. [36]
В компоновке испытательного оборудования устанавливается репер. При спуске испытатель за 50 - 75 м до предполагаемого интервала испытания и места пакеровки, выбранного по кавернограмме ( профилеграмме), производят запись кривой магнитной локации замковых соединений и отбивку репера по кабелю. По замерам уточняют длину труб и расстояние до места установки пакера. Точность привязки испытываемых пластов обеспечивается комплекси-рованием магнитного локатора с прибором гамма-каротажа, диаграмма которого сопоставляется с ранее записанной. [37]
Мы продолжаем совершенствовать доразведку залежей нефти в процессе бурения скважин. К сожалению, в процессе дальнейшего бурения скважины до проектного горизонта и окончания ее строительством, нефтеносные пласты верхних горизонтов подвергаются различным отрицательным воздействиям. Это и проникновение в коллектора фильтрата бурового раствора, и закупорка пор и трещин твердыми частицами, и эмульсионная блокада, проникновение цементного раствора в трещины и каверны за счет перепадов давления в процессе цементирования эксплуатационной колонны и другие известные явления. При испытании верхних горизонтов в колонне, как правило, характеристика испытываемого пласта не соответствует информации, полученной в процессе бурения скважины. Особенно большое несоответствие отмечается по карбонатным трещиноватым коллекторам семилукско-бурегского горизонта. Имеются случаи отсутствия притока из пласта даже после кислотных обработок. [38]
Полный процесс опробования пласта состоит из следующих операций: первый открытый период - приток; первый закрытый период - начальное восстановление давления; второй открытый период - приток; второй закрытый период - конечное восстановление давления. В процессе первого открытого периода при-забойная зона очищается, восстанавливается ее проницаемость и происходит дренирование пласта для получения начальной кривой восстановления давления, которая, как правило, используется для определения величины пластового давления. 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. [39]
Полный процесс опробования пласта состоит из следующих операций: первый открытый период - приток; первый закрытый период - начальное восстановление давления; второй открытый период - приток; второй закрытый период - конечное восстановление давления. В процессе первого открытого периода призабойная зона очищается, восстанавливается ее проницаемость и происходит дренирование пласта для получения начальной кривой восстановления давления, которая, как правило, используется для определения пластового давления. 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. [40]
При спуске в скважину впускной клапан испытателя закрыт гильзой 24, и доступ жидкости в отверстия перекрывается уплот-нительными кольцами 11 и резиновой втулкой 17, при этом уравнительный клапан испытателя пластов открыт. С этого момента тормозная жидкость перетекает из нижней части камеры в верхнюю по винтовому капиллярному каналу большой длины, расположенному на поверхности внутренней обоймы. 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. [41]
При спуске в скважину впускной клапан испытателя закрыт гильзой 24, и доступ жидкости в отверстия перекрывается уплотнительными кольцами 21 и резиновой втулкой 17, при этом уравнительный клапан испытателя пластов открыт. С этого момента тормозная жидкость перетекает из нижней части камеры в верхнюю по винтовому капиллярному каналу большой длины, расположенному на поверхности внутренней обоймы. 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. [42]
Страницы: 1 2 3