- •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
Відкриття зрівноважувального клапана в момент закриття впускного клапана випробувача пластів.
На рисунку 2.28 показаний загальний вид такого пристрою, який складається з перевідника 8, корпуса розділювача 2 і корпуса штока 10. Усередині корпуса 2 розділювача 4 розташований шестигранний робочий шток 1, що знаходиться в постійному зачепленні з корпусом 2. В свою чергу, корпус 2 через перевідник 8 жорстко з’єднаний з штоком 9, який розташований усередині корпуса 10. В шток 9 вгвинчений розділювальний шток 12, а між їх торцями в спеціальній виточці встановлений опорний підшипник 11, верхня опора якого має напівсферичну форму. В нижній частині розділювального штока 12 встановлена герметизуюча гумова втулка 13. З верхньої сторони перевідника 8 в спеціальну проточку вставлена розділювальна трубка 5 з надітими на неї герметизуючими елементами 3 і 7. Ця трубка утримується з допомогою грундбукси 6. Пристрій “УРВ” встановлюється безпосередньо під випробувачем пластів і при спуску в свердловину та підйомі з неї він знаходиться у розтягнутому стані.
При передачі стискуючої сили штоки вільно переміщаються в крайнє нижнє положення до контакту нижньої опори підшипника 11 з верхнім торцем перевідника 14. При цьому шток 9 виходить із зачеплення з корпусом 10. Після пакерування свердловини і відкриття впускного клапана випробувача пластів тиск у внутрішній порожнині пристрою різко знижується і стає рівним тиску у трубах.
В результаті цього відбувається перерозподіл сил, які
Діють за рахунок гідравлічної неврівноваженості на рухомі деталі пристрою (штоки 1 і 9).
При передачі на обладнання розтягуючої сили шток розпочне переміщатись вверх тільки після закриття впускного клапана випробувача пластів. Крім того, в нижньому, або проміжному положенні штока 1 відносно корпуса 2 можна вільно обертати колону труб. Через корпус 2, який постійно знаходиться в зачепленні з штоком 1, обертання передається на штоки 9 і 12. Таким чином, пристрій дозволяє обертати колону труб в процесі відкритих і закритих періодів випробування. По закінченні випробування натяганням колони труб спочатку закривається впускний клапан випробувача пластів, потім розпочинається переміщатись вверх шток 1, після чого розтягуюча сила через корпус 2 і перевідник 8 передається на шток 9, який при переміщенні в крайнє верхнє положення входить в зачеплення з корпусом 10. При використанні цього пристрою в комплекті випробувального інструмента запірно-поворотній клапан не застосовують.
Пробовідбірники
Пробовідбірники призначені для відбору проб пластового флюїду під час випробування. В багатоциклових комплектах інструменту використовують два типа пробовідбірників: з механічним та гідравлічним управлінням. Більш досконалими є другі і схема конструкції такого пробовідбірника показана на рисунку 2.29. Він складається з корпусних перевідників 1, 6, 8 і 10. У порожнині верхнього перевідника 1 розташований
корпус гідравлічного перемикача 3. В корпусі перевідника 6 вмонтовано замикаючий пристрій, який складається з порожнистого гвинта 11, всередині якого встановлений підпружинений штифт 12. Для переводу проби в контейнер передбачені два отвори, які закриті пробками 13 і 14. В розширеній частині перевідника 6 розташована пружина 7, завдяки якій порожнистий шток 4 утримується в крайньому верхньому положенні при спуску пробовідбірника в свердловину. У тілі перевідника 8 передбачені отвори для приєднання ручного насоса і витіснення проби флюїду з порожнини пробовідбірника в контейнер.
Пробовідбірник встановлюється нижче випробувача пластів. Після спуску КВІ, установки пакера і відкриття впускного клапана випробувача пластовий флюїд через порожнисті штоки розташованих нижче вузлів, проникає у внутрішню порожнину пробовідбірника. Камерні клапани останнього закриваються після закінчення випробування, в кінці закритого періоду перед зняттям пакера.
Перед підійманням випробувача тиск в пробовідбірнику буде рівний пластовому. Розташована в каналі Г кулька перекриває доступ промивальної рідини усередину пробовідбірника. За рахунок різниці тисків шток 4 переміщується вниз до тих пір, доки отвір Д не з’єднається з отвором Е. При зміщенні штока 4 вниз його отвір Б опиниться нижче герметизуючих кілець 9, а герметизуючі кільця на штоку 4 перекриють кільцевий простір у втулці 5 з гніздом. При цьому циліндрич-на проточка А суміститься з штифтами 12, які утримують шток 4 в крайньому нижньому положенні. Таким чином порожнина В пробовідбірника з відібраною пластовою пробою буде герметично ізольована. Після підйому з свердловини пробовідбірник розгвинчують в замкових різьбах від решти вузлів комплексу; відгвинчують пробку 14 і вгвинчують трійник з манометром і відводом в контейнер. Потім відгвинчують на 3-4 оберти пробку 13 і вимірюють тиск усередині пробовідбірника, після чого відкривають голковий вентиль на трійнику і переводять пластову пробу в контейнер.
Гідравлічний штуцер
Застосування штуцерів з каналами круглого перерізу сталого діаметра не забезпечує плавного збільшення депресії на випробовуваний пласт після відкриття впускного клапана випробувача пластів.
Під час випробування деяких свердловин можуть траплятись низько проникні горизонти, в яких для отримання кривої відновлення тиску потрібно багато часу (більше 1 години). Часто доводиться випробовувати об’єкти з аномально низьким пластовим тиском. У таких випадках виникає потреба здійснення плавного збільшення депресії на пласт під час першого та повторного відкриття впускного клапана.
За таких умов вибійні штуцери повинні відповідати наступним умовам:
забезпечення мінімального зниження протитиску на пласт при з’єднанні підпакерного простору з порожниною труб в момент відкриття впускного клапана випробувача пластів, або запірно-поворотного клапана;
забезпечення регулювання пропускних можливостей прохідного перерізу штуцера в залежності від інтенсивності припливу пластового флюїду;
збільшення протитиску на пласт в початковий момент повторного з’єднання підпакерної зони з трубним простором;
забезпечення вільного закачування рідини через штуцер у разі необхідності.
Цим вимогам відповідає автоматичний гідравлічний штуцер, принципова схема якого показана на рисунку 2.30. Під час спуску у свердловину порожнистий шток 3 утримується в крайньому нижньому положенні силою
(
2.9)
Після відкриття впускного клапана випробувача пластів тиск під штуцером перевищує тиск в трубах, тому шток 3 намагається переміститись вверх, однак цьому чинить опір гальмівна гідравлічна система штуцера (поршень 4 з каналом гідравлічного опору). Тому в момент відкриття клапана випробувача пластів рідина перетікає тільки через верхній штуцерний отвір А. Завдяки цьому виключається гідравлічний удар в момент пакеровки ствола свердловини.
При інтенсивному припливі пластового флюїду тиск під поршнем буде перевищувати вибійний тиск за рахунок гідравлічного опору, який виникає під час проходження рідини через штуцерні отвори, тому шток буде переміщуватись вверх до тих пір, поки виконується умова, при якій
(
2.10)
де
- відповідно поточні значення тисків
під поршнем і в трубах.
Після
закриття впускного клапана випробувача
пластів або запірно-поворотного клапана,
тиск усередині гідравлічного штуцера
вирівнюється до величини
і шток під дією сили
(
2.11)
повернеться в крайнє нижнє положення. Як наслідок, до моменту повторного відкриття впускного клапана випробувача пластів або запірно-поворотного клапана здійснюється перезарядка штуцера, що є важливою його перевагою .
