Doslidjenya

пласт осьове навантаження передається розміщеним нижче вузлам через масляну подушку. Відкриття впускного клапана і зменшення тиску під впускним клапаном і під пакером приводять дорозгерметизації масляної камери, врезультаті чого шток УС швидко переміщується вниз, що відображається на показах ГІВ і положенні труб.

9.3Випробовувачі пластів на базі струминних апаратів

ВІвано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу розроблено комплекс вибійного обладнання, в основу роботи якого покладено принцип дії ежектора. На основі цього принципу розроблені струминні апарати стаціонарного (ПОС) або вставного типу (ПЕОС і ПГДП). Задопомогоюцьогообладнаннячастковоабоповністю можна виконувати такі операції: миттєве зниження тиску над пластом, забезпечення припливу до вибою свердловини пластового флюїду, миттєве відновлення тиску над пластом до гідростатичного, багаторазове повторення цих операцій, фіксація в зоні пласта процесу відновлення тиску (КВТ –

кривих відновлення тиску) та одержання даних pі Qі для

побудови індикаторних кривих і встановлення режиму експлуатації свердловини. Тут pi – значення депресії на

пласт, Qi – приплив рідини з пласта у свердловину за

конкретний проміжок часу. Під терміном “миттєве” зниження тиску і його відновлення мається на увазі час від 10 до 120 с залежно від глибини свердловини та ряду інших факторів.

Отримання кривих відновлення тиску до і після операцій зочищенняпривибійноїзонисвердловинидаєзмогупроводити оцінку зміни фільтраційних властивостей порід-колекторів і при необхідності планувати ті чи інші методи штучної дії на продуктивний пласт. Миттєве зниження тиску над пластом і його відновлення приводить до виникнення високих швидкостей фільтрації з боку пласта до свердловини і навпаки.

153

При цьому в момент зниження тиску відсутні сили, які притискають дисперсні частинки до скелету пласта. Зміна напрямкуфільтраціїдозволяєуникнутизакупорюванняпорабо звивистих тріщин порід-колекторів. Внаслідок цього активізується процес руйнування зони кольматації та її виніс у свердловину.

Пристрій ПГДП-1 (див. рис. 9.2) складається із корпусу з сідлом 1 під зворотній клапан 12 і струминного апарату 2.

Рисунок 9.2 – Пристрій гідродинамічних досліджень пластів

154

ПГДП-1 на базі струминного апарату

Корпус пристрою має канали 3 для нагнітання робочої рідини, канали 4 для проходження інжектованої рідини, вікна 5 для виходу змішаної рідини в затрубний простір і канал 6 для передачі тиску із підпакерної зони до перетворювача тиску в струм.

Верхняінижнячастинакорпусумаєрізьбудляпід'єднання до насосно-компресорних труб. Струминний апарат включає в себе під'єднувальну головку 7, перетворювач тиску мембранний тензометричного типу ПДМТ 8, твердосплавну насадку9, камерузмішування10, дифузор11, зворотнійклапан 12 із штоком 13, втулку 14 для під'єднання вимірювальних приладів (глибинного манометра, термометра і витратоміра). Під'єднувальна головка має роз'єм для забезпечення електричного контакту. Пристрої ПГДП-1 і ПЕОС-2 призначені для випробування та дослідження пластів у продуктивних горизонтах з одночасним очищенням привибійної зони пласта в обсаджених експлуатаційною колоною свердловинах.

Відомо, що в струминних апаратах відбуваються змішування та обмін енергій двох потоків з різними тисками, внаслідокчогоутворюєтьсязмішанийпотікзізміннимтиском. Потік, якийпоєднуєтьсязробочимпотокомізкамеринизького тиску, називається інжектованим. У струминних апаратах відбувається перетворення потенціальної енергії потоку на кінетичну, яка частково передається інжектованому потоку.

Робочими елементами струминного апарату (див. рис. 9.3) є сопло (робоча насадка) і приймальна камера (камера змішування) з дифузором. За рахунок процесів тертя робочий

потік Qp змішується з інжектованим потоком Qi і на виході з струминного апарата одержуємо змішаний потік Qз .

155

-в процесі випробування свердловини проводити запис кривих відновлення тиску після зниження тиску в підпакерному просторі;

-керувати величиною депресії і часом її дії без використання компресорних і азотних установок;

-проводити циклічну дію на пласт в режимі “депресіярепресія” з метою очистки привибійної зони пласта;

-проводити дистанційний контроль за допомогою реєструючих приладів за зміною вибійного тиску в процесі дослідження фільтраційних характеристик пласта і очистки його привибійної зони.

Струминні апарати спускають в свердловину на розрахункову глибину на насосно-компресорних трубах (НКТ) разом з пакером, обпресовуючим сідлом, циркуляційним клапаном та фільтром-хвостовиком. Пакер встановлюють на віддалі 5 – 10 м від пласта, що підлягає випробуванню.. Циркуляційний клапан розміщують вище місця встановлення струминного апарата на одну трубку колони НКТ, а обпресовуюче сідло – над циркуляційним клапаном.

За допомогою насосних агрегатів (ЦА 320, ЦА 400, 4АН 700 та інших) робоча рідина (вода або дегазована нафта) подається по НКТ до струминного апарата. Витікаючи з великою швидкістю (200-280 м/с) із насадки ежектора (сопла), струмінь робочої рідини частково розширюється, тому там створюється зона зниженого тиску, куди в камеру інжекції втягується рідина з підпакерної зони. В камері змішування струминного апарата відбувається енергообмін між струменями робочої та інжектованої рідин, тут же вирівнюються профілі швидкостей по перерізу камери змішування (див. рис. 9.3). Змішаний струмінь потрапляє в дифузор, де кінетична енергія потоку рідини перетворюється в потенціальну енергію статичного тиску. Рідина, яка виходить із дифузора струминного апарата, рухається до гирла

157

свердловини по затрубному простору. Таким чином, в підпакерній зоні створюється тиск, менший від гідростатичного. Величина зниження тиску залежить від витрати рідини при закачуванні та поточного дебіту пластових флюїдів, що надходять з пласта у свердловину. При припиненні закачування тиск стовпа рідини з міжтрубного простору через дифузор та камеру змішування апарата передається на пласт.

Технологічний процес проведення дослідження свердловин за допомогою струминних апаратів складається з підготовки свердловини, надземного та підземного обладнань, вибору режиму роботи струминного апарата, визначення порядку проведення робіт циклічної дії на пласт, проведення завершальних робіт. Технологічний процес, може бути реалізований на свердловинах з такими характеристиками: значення пористості та проникності продуктивних відкладів яких є не нижчі граничних значень для даного родовища; продуктивний пласт складається зі стійких порід, які не мають здатності до руйнування при багаторазовому створенні депресій-репресій з їх граничними значеннями; величину граничної депресії слід контролювати по відстані до водяного пласта, і по можливості не допускати виділення газу з нафти безпосередньовпривибійній зоні; внутрішнійдіаметробсадної колони повинен бути не менше 118 мм; викривлення стовбура

свердловини допускається не більше 1 на 10 м.

Дослідження свердловин з допомогою ПГДП-1 проводять в такій послідовності:

-спускаютьнанасосно-компресорнихтрубахпакерікорпус пристрою (після відповідної дії - підготовки свердловини) і пакерують кільцевий простір;

-встановлюють фонтанну арматуру з лубрикатором, опресовуютьокремоНКТіпакервідповіднимиопресовочними

158

клапанами;

-спускають на каротажному кабелі струминний апарат із зворотнім клапаном до його посадки в корпус;

-проводять дослідження, прокачуючи робочу рідину через НКТ і струминний апарат насосним агрегатом.

Припроходженніробочоїрідиничерезструминнийапарат

вкамері змішування знижується тиск, за рахунок чого зворотній клапан відкривається, і депресія передається в підпакерну зону. Величина депресії і час її дії залежить від витрати робочої рідини через струминний апарат, параметром контролю є тиск насосного агрегату.

Припинення подачі робочої рідини веде до вирівнювання тиску в камері змішування і всередині НКТ, зворотній клапан при цьому закривається і в підпакерному просторі проходить процес відновлення тиску. Цикл може повторюватись багато разів з будь-яким значенням депресії і при будь-якій тривалості періодів (припливу і відновлення тиску) і циклів (рис. 9.4).

I – дослідження свердловин за даними запису кривих відновлення тиску;

II – діями на привибійну зону досліджуваного пласта багаторазовими депресіями і репресіями;

159

III – дослідження свердловини на приплив флюїду при різних значеннях депресії для побудови індикаторних діаграм.

Рисунок 9.4 – Зміна тиску на вибої свердловини в процесі роботи струминного апарату

Реєстрацію зміни тиску ведуть на діаграмі в каротажній лабораторії АКС-Л, а також можлива установка автономного глибинного манометра і пробовідбірника до хвостовика зворотного клапана.

9.4 Аналіз пробовідбірників

Найбільш достовірні дані про властивості пластових флюїдів в умовах їх залягання в надрах одержують за результатами лабораторних досліджень проб, піднятих з вибоїв свердловин з збереженням пластового тиску. Для цієї мети застосовують також спеціальні методи визначення характеристик пластового флюїду шляхом їх вимірювання безпосередньо на вибої свердловини. Приблизно параметри пластової нафти можна визначити і розрахунковими методами.

Нафти піднімають з вибою свердловин за допомогою пробовідбірників: проточних, непроточних, комбінованих, одно- і багатокамерних. Проточний пробовідбірник спускається в свердловину з відкритим клапаном і при русі до вибою свердловини порожнина його безперервно промивається промивальним потоком.

У випадку високої в'язкості нафти і малого дебіту свердловини заміщення суміші, що раніше потрапила в пробовідбірник, на вибійну пробу ускладнюється. Тому такого типу пробовідбірники доцільно застосовувати для відбору проб нафти з високодебітних свердловин при малій в'язкості нафти.

Непроточні пробовідбірники спускаються на вибій з закритими клапанами, які відкриваються на вибої, що дозволяє відібрати дійсну вибійну пробу нафти.

Для збільшення точності визначення властивостей

160

пластових нафт доцільно відбирати декілька проб із однієї і тієї жсвердловини. Прискореннятрудомісткихробітповідборупроб може бути досягнуте за допомогою багатокамерних пробовідбірників, які дають можливість за один рейс приладу відібрати одночасно декілька проб із заданої глибини. Багатокамерні пробовідбірники дозволяють відбирати декілька проб з різних глибин.

Розроблені також конструкції пробовідбірників, які дозволяють відбирати проби нафти через міжтрубний простір із свердловин, які експлуатуються глибинними насосами. Відбирати глибинні проби краще на ранній стадії розробки родовищ.

Методика відбору проби залежить від умов експлуатації покладу. Якщо пластовий тиск набагато перевищує тиск насичення, відбір якісної проби не викликає труднощів. При вибійних тисках нижчих тиску насичення, коли газ із нафти виділяється тільки в привибійній зоні (в області воронки депресії), перед відбором проби змінюють режим роботи свердловини так, щоб вибійний тиск був при новому режимі вищий початкового тиску насичення. Нафту, відібрану пробовідбірником, переводятьздопомогоюспеціальнихпресіві пристроїв в контейнери для транспортування в лабораторію.

Якщо тиск в нафтовому пласті став нижчим тиску насичення, пробипластовоїнафти, яківідповідаютьпочатковим умовам в покладах, приготовляють штучно, змішуючи нафту і газ в необхідних пропорціях.

В зв'язку з значною зміною властивостей нафти в межах пласта для більш точної оцінки її властивостей відбір проб необхідно проводити із свердловин, які є рівномірно розміщені на покладі. Оптимальне число проб визначають методами математичної статистики, виходячи із зміни параметрів нафти по покладу, точності застосовуваної при цьому апаратури для аналізів відібраних проб.

161

Контрольні питання до лекції 9

1 Для чого призначений комплекс обладнання КІОД-110?

2 З яких основних вузлів складається комплекс обладнання КІОД-110?

3 Для чого призначається обладнання УСПД-146-168?

4 З яких основних вузлів складається комплекс обладнання УСПД-146-168? Їх призначення.

5 Які операції можна проводити у свердловині за рахунок струминних апаратів?

6 Якірезультатиможна отриматинаосновізапису кривих відновлення тиску (КВТ)?

7 Що розуміють під терміном “миттєве” зниження тиску і його відновлення?

8 З яких вузлів складається пристрій ПГДП-1?

9 Який потік рідини називають інжектованим?

10 Що є робочими елементами струминного апарату?

11 Які операції дозволяє проводити в процесі випробування свердловини пристрій ПГДП-1?

12 Поясніть принцип роботи струминного апарату?

13 З яких етапів складається технологічний процес проведення дослідження свердловин за допомогою струминних апаратів?

14 В якій послідовності проводять дослідження свердловин за допомогою ПГДП-1?

15 Дайте характеристику пробовідбірникам?

162