- •Рекомендована література
- •17. Рабинович н.Р. И др. Определение глубины проникновения фильтрата бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов.- Краснодар, 1986. – 164с.1 первинне розкриття продуктивних пластів
- •1.1 Значення якості первинного розкриття продуктивних пластів
- •1.2 Шляхи підвищення якості первинного розкриття
- •1.3 Зміна фільтраційних властивостей порід-колекторів під дією промивальних рідин
- •1.4 Вплив фільтрату промивальних рідин на породи-колектори
- •1.4.1 Набухання глинистого матеріалу, що входить до складу порід-колекторів
- •1.4.2 Утворення в порах стійких водонафтових емульсій
- •1.4.3 Утворення в поровому просторі нерозчинних осадів, колоїдів та інших ”змулених” речовин
- •1.4.4 Блокуюча дія води
- •1.5 Вплив дисперсної фази на породи-колектори
- •1.6 Вимоги до промивальних рідин при розкритті продуктивних пластів
- •1.7 Промивальні рідини для розкриття продуктивних пластів
- •1.8 Застосування пін та газоподібних агентів для розкриття продуктивних пластів
- •1.9 Застосування пар при первинному розкритті продуктивних пластів
- •1.10 Лабораторна оцінка якості промивальної рідини для розкриття продуктивних пластів
- •1.11 Оцінка якості розкриття продуктивних пластів
- •1.12 Інтенсифікація припливу нафти та газу у свердловинах
- •1.13 Технологія розкриття пластів при рівновазі пластового та вибійного тисків
- •1.14 Розкриття продуктивних пластів з аномально високим пластовим тиском
- •1.15 Противикидне обладнання устя свердловини
- •1.16 Розкриття продуктивних пластів з аномально низьким пластовим тиском
- •1.17 Парафінова кольматація приствольної зони свердловини
- •1.18 Основи якісного розкриття продуктивних пластів
- •2 Випробування свердловин у процесі буріння свердловин
- •2.1 Задачі випробування пластів
- •2.2 Методи випробування продуктивних пластів
- •2.2.1 Випробування пластів у закріплених свердловинах
- •2.2.2 Випробування пластів у процесі буріння свердловини
- •2.3 Виділення об’єктів для випробування
- •2.4 Підготовка ствола свердловини до випробування
- •2.5 Підготовка устьового обладнання до випробування
- •2.6 Класифікація інструменту для випробування пластів та вибір його типу
- •2.7 Випробування пластів випробувачами, які опускають на колоні труб
- •2.8 Призначення та конструкція вузлів випробувача кві-2м-146
- •2.9 Технологія випробування пластів
- •2.10 Варіанти компоновок кві для випробування пластів
- •2.11 Додаткові вузли до комплекту кві
- •2.12 Випробувачі пластів багатоциклової дії
- •2.12 Випробувачі пластів багатоциклової дії
- •Відкриття зрівноважувального клапана в момент закриття впускного клапана випробувача пластів.
- •Діють за рахунок гідравлічної неврівноваженості на рухомі деталі пристрою (штоки 1 і 9).
- •2.13 Розрахунок гідравлічного реле часу
- •2.14 Робочі рідини для гідравлічних реле часу
- •2.15 Підвищення надійності пакерування свердловини під час випробування
- •2.16 Вибір величини депресії для випробування пластів
- •2.17 Планування режимів випробування
- •2.18 Міцність колони труб під час випробування пластів
- •2.19 Розрахунок допустимих стискуючих навантажень на хвостовик
- •2.20 Особливості випробування газових свердловин
- •2.21 Можливі неполадки та ускладнення під час випробування пластів
- •2.22 Аналіз процесу випробування пласта за діаграмами тисків
- •2.23 Експрес-оцінка результатів випробування пластів
- •2.24 Діаграми тисків для різних умов випробування
- •2.25 Діаграми випробування пластів з різними фільтраційними параметрами
- •2.26.2 Розрахунок параметрів пласта з урахуванням впливу його забруднення
- •2.26.3 Визначення геометричних характеристик області випробування пласта
- •2.26.4 Розрахунок продуктивних характеристик свердловини за результатами випробування
- •2.26.5 Розрахунок параметрів пласта з урахуванням післяприпливного ефекту
- •2.26.6 Особливості розрахунку параметрів пласта при випробуванні газових свердловин
- •2.26.7 Порядок розрахунку параметрів пласта за результатами випробування
- •2.27 Випробувачі пластів провідних світових фірм
- •2.27.1 Випробувачі з опорою на вибій
- •2.27.2 Випробування пластів випробувачами без опори на вибій свердловини
- •2.27.3 Випробувачі пластів з опорою на стінки свердловини
- •2.27.4 Випробувач пластів без опори на стінки свердловини
- •2.28 Випробування пластів в процесі буріння свердловин
- •2.28.1 Випробування пластів випробувачами колонкового типу
- •2.28.2 Випробування пластів випробувачем при роторному способі буріння
- •2.29 Випробування пластів випробувачами на кабель-канатах
- •2.29.1 Технологія випробування пластів випробувачами на кабелі
- •2.29.2 Конструкція випробувачів на кабелі
- •2.29.3 Випробувачі пластів типу опк
- •2.29.4 Випробувач пластів типу опт
- •2.29.5 Інші типи випробувачів пластів на кабелі
- •2.29.6 Випробувач пластів фірми "Шлюмберже"
- •2.29.7 Аналіз результатів випробування
2.4 Підготовка ствола свердловини до випробування
Для якісного випробування продуктивних пластів необхідно провести підготовку ствола свердловини. Основна увага повинна бути звернена на стан стінок свердловини та якість промивальної рідини у ній.
Стан ствола свердловини повинен забезпечити спуск обладнання до вибою свердловини та підйом його після закінчення випробування. Тому за результатами кавернометрії та профілеметрії визначають необхідність проробки ствола свердловини, для того, щоб виключити можливість затяжок та прихватів під час опускання та підіймання інструменту. Проробка проводиться новим долотом такого діаметру і з такою компоновкою, як для буріння останнього інтервалу. Після закінчення проробки свердловину промивають протягом 2-3 циклів для видалення з неї шламу, щоб не допустити осідання його та прихоплення інструменту під час випробування.
Під час останнього циклу промивання слідкують, щоб свердловина була заповнена якісною промивальною рідиною і при цьому контролюють такі параметри: густину, в’язкість, СНЗ; товщину глинистої кірки та її липкість. За відсутності контролю за цими параметрами можуть виникнути різного роду ускладнення під час випробування, а саме: погана прохідність інструмента по стволу свердловини, прихоплення обладнання, викиди пластового флюїду, неполадки в роботі клапанів.
Промивальна рідина повинна мати високу седиментаційну стійкість, не погіршувати властивості гірських порід і не утворювати товстих і липких кірок. Відносна густина промивальної рідини повинна приблизно дорівнювати коефіцієнту аномальності пластового тиску, щоб не створювати великих диференційних тисків, які сприяють прихопленню. Для зменшення ймовірності прихоплення до промивальної рідини додають мастильні домішки. При опусканні інструменту внаслідок зменшення кільцевих зазорів підвищуються гідродинамічні втрати тиску. Для зменшення цього негативного явища реологічні параметри промивальної рідини повинні мати якомога менші значення.
Не рекомендується застосовувати випробувачі пластів у свердловинах, в яких є зони ускладнень по стволу, а також нафтогазоводопроявлення з можливістю переливу через устя. У підготовленому до випробування стволі свердловини повинна виконуватись умова безпечного знаходження інструменту на вибої не менше 3 годин. В незакріпленому стволі свердловини, яка закінчена бурінням, при віддалі об’єкта більше, ніж 50 м від вибою необхідно нижче інтервалу випробування встановити цементний міст.
У цьому випадку, коли відсутні дані про час безпечного знаходження інструменту в нерухомому стані, рекомендується перед спуском випробувача перевірити свердловину на ймовірність прихоплення за методикою, поданою в [10]. Якщо у процесі перевірки виникають затяжки інструмента, то вирішується питання про перепідготовку свердловини, а в особливо складних випадках об’єкт залишають невипробуваним.
Оскільки комплекс інструментів опускається у свердловину на бурильних трубах, які повністю чи частково опорожняють з метою створення заданої депресії на пласт, особливе значення надають герметичності різьбових з’єднань, а також їх міцності (для попередження зім’яття труб зовнішнім тиском при їх значному спорожненні). З цією метою при підйомі інструменту перед випробуванням свердловини детально оглядають кожне замкове з’єднання труб для визначення ступеня зношення різьби у замках. При виборі типу бурильних труб для дослідження глибоких свердловин перевагу надають трубам ТБПВ, які мають менше різьбових з’єднань, і, як наслідок краще зберігають герметичність. Якщо на буровій використовують комплекти бурильних труб з відносно тривалим терміном експлуатації і значним умовним зносом, то їх перевіряють дефектоскопічним контролем з метою виявлення прихованих тріщин і недопустимого зносу тіла труби. Такі дефекти під час спорожнення труб і додаткових розтягуючих навантажень можуть призвести до порушення герметичності, зім’яття або обриву, тобто до аварій з важкими наслідками. Перед спуском у свердловину комплексу інструментів проводять контрольний спуск бурильних труб із заглушеним кінцем для проведення опресування тиском на 25% більшим, ніж робочий. При такому спуску замкові з’єднання у разі необхідності додатково герметизують. Усі підготовчі роботи повинні бути завершені у якомога найкоротші терміни.