- •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
2.24 Діаграми тисків для різних умов випробування
Під час випробування пластів можуть створюватись різні умови і в кожному конкретному випадку діаграми глибинних манометрів будуть мати відповідний характерний вигляд. Оскільки для детальної інтерпретації використовують діаграму записану другим манометром, то в подальшому будуть розглянуті спрощені діаграми цього манометра для різних ситуацій з метою розуміння характеру їх зміни під впливом того чи іншого фактора.
При затяжках та посадках інструменту під час СПО діаграма буде мати вигляд, як показано на рисунку 2.35.
У період спуску випробувача пластів на діаграмі відмічені різкі стрибки тисків. На першому етапі спуску (a-b) стрибки тиску незначні за величиною. В період доливання рідини в колону труб манометр фіксує незначне пониження тиску (b-с), що пояснюється повільним перерозподілом тиску в підпакерній та надпакерній зонах при перетіканні рідини через кільцевий простір і через фільтр, пакер і зрівноважувальний клапан випробувача пластів. Перерозподіл тисків тим повільніший, чим більша в’язкість промивальної рідини. Крім того, пониження тиску може бути пов’язано з частковим відтоком фільтрату промивальної рідини в пласт.
Аналогічний запис тиску на другому етапі спуску КВІ (с-d) і при доливанні в труби рідини (d-e).
На третьому етапі спуску (е-k) спочатку стрибки тиску (е-f), як і раніше, невеликі. Потім стрибки тиску значно збільшились, що свідчить про проходження інструменту через звуження ствола свердловини.
За кількістю піків тиску, які передують цьому інтервалу, можна підрахувати кількість спущених свічок, і, знаючи їх довжину, визначити глибину залягання звужень свердловини.
Після проходження інтервалу звужень спуск продовжується з невеликими стрибками тисків (g-h). Потім знову виникли великі гідродинамічні тиски під час проходження інструменту через другий інтервал звужень (h-i). В точці і відбулась посадка інструменту. В результаті посадки на короткий час відкрився впускний клапан випробувача і затрубний простір з’єднався з трубним, внаслідок чого тиск впав до величини тиску стовпа рідини в трубах (точка l).
Після проходження інтервалу звужень і посадок подальший спуск інструменту проходив без видимих ускладнень (i?-k).
Далі було проведено два відкритих (А-В) та (D-Е) і два закритих (В-С) та (Е-F) періоди випробування і зняття пакера з місця пакерування (F-L).
На ділянці підйому інструменту (L-P) відмічаються два інтервали з великими стрибками тиску вниз, які пов’язані з проходженням інструменту через звужені інтервали свердловини, де має місце явище ”поршнювання”. Ці інтервали відповідають інтервалам підвищених тисків при посадках під час спуску інструменту в свердловину. Відновлення тиску в підпакерній зоні до гідростатичного супроводжується плавним ростом тиску, що добре видно на ділянці діаграми тиску (p?-r), коли обладнання знаходилось в нерухомому стані під час заміни рідини в колоні труб.
Подальший підйом інструменту проходив з незначним ”поршнюванням”, і деяким пониженням тиску в нижній, підпакерній частині свердловини.
Наведений приклад показує, як може бути інтерпретований процес спуску і підйому інструменту, і яка інформація при цьому може бути одержана.
Нижче наведені діаграми невдалих випробувань з визначенням причин, що призвели до таких результатів. На цих діаграмах опущені деталі опису спуску і підйому інструменту, оскільки вивчаються тільки самі процеси дослідження пласта; спуск і підйом показані у вигляді суцільних прямих. З цією ж метою зменшено масштаб запису спуску і підйому інструменту у порівнянні з іншими операціями.
Ці діаграми показані на рисунку 2.36.
1) несправність манометра (діаграма 2.36.а)
При випробуванні пласта манометром зареєстровані: спуск і відкриття клапана випробувача А-В; перший відкритий період В-С; перший закритий період С-D; другий відкритий період Е-F; початкова частина другого закритого періоду F-H.
У точці Н годинниковий привід манометра зупинився і весь наступний процес відновлення тиску і частина операції підйому інструменту записана у вигляді прямої Н-Н?. В точці І годинниковий механізм знову включився в роботу і манометр зареєстрував кінцевий процес підйому інструменту.
На цій же діаграмі показаний неточний запис нульових відміток – не збігаються нульові лінії на початку і в кінці операції. Для проведення розрахунків за даною діаграмою необхідно брати середнє значення тиску між двома зазначеними ”нуль-відмітками”.
2)несправність впускного клапана випробувача (діаграма 2.36.б). Характерні точки на діаграмі: А – кінець спуску інструменту; В – спроба відкриття впускного клапана випробувача; С – підвищення тиску, яке викликане стисненням рідини в момент встановлення пакера; D – кінець дослідження; Е – початок підйому КВІ.
3)негерметичність пакерування (діаграма 2.36.в)
Характерні точки на діаграмі: А – встановлення пакера, відкриття впускного клапана випробувача. Після відкриття клапана рівень промивальної рідини в кільцевому просторі різко падає; В – спроба добитись герметичності пакерування збільшенням стискуючого навантаження. Рівень рідини продовжує падати, а з бурильних труб інтенсивно виходить повітря; С – не досягнувши герметичності пакерування, інструмент припіднімають, клапан випробувача закривається. Після доливання промивальної рідини в кільцевий простір ще одна спроба пакерування свердловини; D – друге відкриття впускного клапана. Рівень рідини знову падає і КВІ підіймають зі свердловини.
Різниця відміток А? і D еквівалентна тиску стовпа промивальної рідини, що потрапила в колону труб.
4)порушення герметичності пакерування під час припливу флюїду (діаграма 2.36.г)
А – кінець опускання КВІ; В-В? – відкриття впускного клапана; В?-С - перший відкритий період; С-D – запис початкової кривої відновлення тиску; D-D? – відкриття запірно-поворотного клапана; D?-Е – початок припливу флюїду. Через деякий час раптово впав рівень рідини в кільцевому просторі. Збільшення стискуючого навантаження не призвело до відновлення герметичності. Пакер зняли з місця, впускний клапан закрився і у свердловину долили промивальну рідину до устя. Нова спроба встановити пакер. Н-Н? – відкриття впускного клапана. Рівень рідини в кільцевому просторі знову понижується. Після цього впускний клапан закрили і приступили до підйому інструменту.
5) негерметичність колони труб (діаграма 2.36.д).
На діаграмі відображені наступні процеси (І-манометр в трубах, ІІ-манометр в фільтрі):спуск інструмента (а-g) і проведення двох доливань промивальної рідини в колону труб (b-с) і (е-f); під час дослідження пласта проведено два відкритих періоди (А-В) і (С-D) та два закритих періоди (В-С) і (D-Е).
Оскільки в період опускання інструменту і під час закритого періоду тиск в трубах повинен бути сталим, то нахил кривих тисків, що відповідають цим процесам, свідчить про поступання рідини в труби, яке розпочалось після першого доливання рідини в труби (d-e).
6) негерметичність інструмента між пакером і випробувачем пластів (діаграма 2.36.е).
Випробування проводилось в один цикл. В період припливу флюїду (А?–С) тиск на вибої спочатку був сталий (А?-В), а потім став рівномірно зростати. Після закриття запірно-поворотного клапанна тиск раптово зріс до гідростатичного (C-D) і надалі залишився сталим (D-E).
Така форма діаграми відповідає ситуації, коли негерметичний один з вузлів, які знаходяться між запірно-поворотним клапаном і пакером. Після підйому КВІ роблять ревізію інструменту.
7) закупорений випробувач пластів (діаграма 2.36.ж)
А-В спуск КВІ у свердловину, а1-а2 – перше доливання рідини в труби; а3-а4 – друге доливання рідини в труби; В-В? – відкриття впускного клапана випробувача. Оскільки записи манометрів І і ІІ не ідентичні, можна прогнозувати, що закупорений вибійний штуцер або канали випробувального інструменту; С-D – зняття пакера і його повторне встановлення; D?-Е – тиск зростає аналогічно кривій В?-С, відображаючи ту ж саму ситуацію – закупорювання. F – закриття запірно-поворотного клапана, але внаслідок закупорювання крива відновлення тиску не зафіксована. G – зняття пакера. Тиски в точках В і Н однакові, що свідчить про справність манометра і закупорювання інструменту.
8) пропуски в ущільненнях запірно-поворотного клапана (діаграма 2.36.з)
На цій діаграмі криві припливу, А-D і D-Е, а також крива відновлення тиску В-С записані нормально. Після початку запису кривої відновлення тиску (Е-Е?) вийшло з ладу ущільнення запірно-поворотного клапана і рідина з підпакерного простору стала поступати в труби разом зі зростанням тиску. Кінцева крива відновлення тиску фактично не записана через спотворення її ділянки E’-F. Для математичної обробки годиться лише початкова крива відновлення тиску і крива припливу.
9) закупорювання каналів випробувача під час припливу флюїду (діаграма 2.36 і). Характерні точки на діаграмі: А-В – відкриття впускного клапана випробувача і початок першого відкритого періоду; В-С – закритий період; D-DЗ – період припливу, під час якого інструмент періодично закупорювався, про що свідчать вертикальні штрихи і сходинки на кривій припливу; на ділянці D1-D2 – закупорювання інструменту до повної короткочасної ізоляції підпакерної зони від трубного простору, де відбувався короткочасний запис кривих відновлення тиску; DЗ-Е – закриття запірно-поворотного клапана і запис кінцевої кривої відновлення тиску.
