Крепление испытание и освоение скважин при разработке нефтяных место

С повышением давления внутри бурильной колонны открывается клапан в пробоотборнике. За счет того, что пробоотборник заполнен воздухом при атмосферном давлении, давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину и попадает в пробоотборник. Одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановления давления в пробоотборнике.

По истечении времени, отведенного для опробования пласта, давление в бурильной колонне снижают (сбрасывают), в результате чего закрывается клапан в пробоотборнике, и пакер постепенно возвращается в исходное положение.

Для подъема пробоотборника внутрь бурильной колонны на тонком стальном канате спускают специальное устройство (овершот), которым производятся захват пробоотборника за шлипсовую головку и подъем его на поверхность. Процесс бурения может быть продолжен.

Иногда пробоотборник извлекают на поверхность вместе

сбурильной колонной.

8.3.Исследование скважин трубными пластоиспытателями

При испытании перспективных горизонтов в нефтегазовых скважинах с использованием испытателей пластов, спускаемых на бурильных трубах, решаются следующие основные задачи:

1.Выявляется возможность получения притока жидкости или газа из пласта.

2.Производится отбор пластового флюида, определяются его состав и свойства.

3.Определяются основные гидродинамические параметры перспективных горизонтов и скважины в целом: пластовое давление; гидропроводность пласта; проницаемость коллектора; коэффициент совершенства скважины; коэффициент продуктивности скважины; скин-эффект.

171

В зависимости от состояния ствола скважины, удаленности забоя от испытуемого объекта, количества вскрытых продуктивных пластов, необходимости селективного испытания используют различные схемы испытания пластов с опорой на забой или стенки скважины, с применением одного илидвух пакеров (рис. 8.4).

Рис. 8.4. Схемы изоляции пластов при испытании в открытом стволе: а – опора на забой, изоляция пласта сверху; б – опора на стенки, изоляция пласта сверху; в – опора на забой, изоляция пласта сверху и снизу; г – опора на стенки, изоляция пласта сверху и снизу

172

173

8.3.1. Назначение и конструкция основных узлов пластоиспытателя МИГ

Фильтр-хвостовик (рис. 8.6) является тем узлом, при помощи которого весь комплект испытательного оборудования опирается на забой. При работе он воспринимает сжимающую нагрузку. Длину хвостовика выбирают с таким расчетом, чтобы фильтр его находился непо-

174

Между секциями фильтра размещают специальный переводник для установки измерительных приборов. Нижнюю секцию фильтра соединяют с трубами хвостовика при помощи глухого переводника с левой резьбой. В случае прихвата хвостовика вращением колонны труб по часовой стрелке это соединение развинчивают, и опробователь поднимают из скважины.

В настоящее время в составе компоновки пластоиспытателя чаще всего используются цилиндрические пакеры механического

175

176

(кольцевая щель) перетекает из нижней полости в верхнюю (над поршнем) за 3–5 мин. Через это время с начала создания осевой сжимающей нагрузки и срабатывает клапанная система. Время срабатывания клапанной системы ИПМ может регулироваться вязкостью перетекающей жидкости или шириной кольцевой щели.

Задержка открытия впускного клапана пластоиспытателя необходима для предотвращения заполнения бурильной колонны буровым раствором при случайных посадках инструмента во время спуска на забой.

После завершения испытания пласта создается растягивающая нагрузка, под действием которой впускной клапан ИПМ закрывается, а уравнительный – открывается.

Запорно-поворотный клапан. В комплекте испытатель-

ного оборудования МИГ применяется двухцикловой запорноповоротный клапан. На рис. 8.10 приведена схема запорноповоротного клапана типа КЗ-146, который предназначен для осуществления двух открытых и двух закрытых этапов опробования. Корпус клапана состоит из верхнего переводника 2, кожухов 13 и 17, нижнего переводника 21. Внутри корпуса размещен грузовой шток 1, который при спуско-подъемных операциях посредством храповика 4 и пружины 5 находится в зацеплении с верхним переводником 2. В грузовой шток ввинчена гильза 3, находящаяся в постоянном шлицевом зацеплении с винтом 11. В расширенной части кожуха 13 размещен узел упорного подшипника, состоящего из нижней опоры 8, роликов, верхней и промежуточной сферической опор 6 и 7. Винт 11 жестко скреплен с клапаном 16, который помещен внутри нижней гильзы 15, которая связана с корпусом. В нижнюю часть переводника 21 вмонтирован перепускной клапан, состоящий из седла 22, штока 20 и пружины 19.

Жидкость из пласта после открытия впускного клапана испытателя поступает через осевой канал А в кольцевую полость кожуха 17 и далее через радиальные отверстия Б и В попадает в полость бурильных труб.

178

По истечении времени первого открытого периода испытания колонну бурильных труб вращают вправо на 10 оборотов. К этому моменту шток 1 под воздействием сжимающей нагрузки находится в крайнем нижнем положении, т.е. вне зацепления с корпусом. Вращение труб передается винту 11, который при этом перемещается вверх, увлекая за собой клапан 16. При этом герметизирующие кольца Г оказываются выше отверстия В, и подпакерная зона разобщается от трубного пространства бурильной колонны.

По истечении времени первого закрытого периода испытания колонну бурильных трубсноваповорачиваютвправона10 оборотов. При этом винт 11 вместе с клапаном 16 продолжает движение вверх, иотверстие Д клапана совмещается с отверстием гильзы В, т.е. подпакерная зона снова сообщается сполостью бурильных труб, и начинается второйоткрытыйпериодиспытания.

Рис. 8.10. Запорно-поворотный клапан КЗ-146: 1 – грузовой шток, 2 – верхний переводник, 3 – гильза, 4 – храповик, 5 – пружина, 6 – верхняя опора, 7 – промежуточнаяопора, 8 – нижняяопора, 9 – штифт, 10 – гайка, 11 – винт, 12 – пробка, 13 – верхний кожух, 14 – верхняя гильза, 15 – нижняя гильза, 16 – клапан, 17 – нижний

179

По истечении заданного времени второго открытого периода снова вращают колонну на 10 оборотов. При дальнейшем перемещении винта и клапана вверх герметизирующие кольца Е оказываются выше отверстия В и полость бурильных труб разобщается от подпакерногопространства(второйзакрытыйпериодиспытания).

При дальнейшем вращении труб винт 11 выходит из резьбового соединения с клапаном 16, поэтому дальнейшее перемещение вверх прекращается, и трубы можно вращать на неограниченное число оборотов, не сообщая подпакерную зону с полостью бурильных труб. К этому времени отверстие Б клапана 16 совмещается с радиальным отверстием З. Если запорный клапан спускался без пробки 12, то затрубное пространство оказывается сообщенным через эти отверстия с полостью бурильных труб. Путем обратной циркуляции, обусловленной разностью удельных весов жидкости в затрубном пространстве и в трубах, отобранную пробу можно таким образом вытеснить из труб перед началом подъема оборудования из скважины. Если эта операция не предусматривается, то перед спуском клапана в скважину устанавливается пробка 12. В этом случае в компоновке МИГ должен быть предусмотрен циркуляционный клапан.

По окончании испытания при снятии пакера с места растягивающее усилие через колонну бурильных труб передается на шток 1, который возвращается в исходное положение и снова входит в зацепление с корпусным переводником 2. Растягивающее усилие через корпусные детали клапана передается на расположенные ниже узлы оборудования. При подъеме из скважины избыточное давление в полости, заключенной между испытателем пластов и запорным клапаном, действует на шток 20, который смещается вверх и сообщает эту полость с затрубным пространством через отверстие Ж.

К моменту окончания подъема давление жидкости, заключенной между испытателем пластов и запорным клапаном, уменьшается до атмосферного, что обеспечивает безопасность работы при разборке оборудования по узлам.

180