Вивчення конструкції комплекту випробувального інструменту для випробування продуктивних горизонтів

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Що таке міцність тампонажного каменю і в яких одиницях вимірюється?

2. Як змінюється міцність тампонажного каменю під час твердіння в різних термобаричних умовах?

3. Які фактори впливають на міцність тампонажного каменю?

4. Яка залежність між міцністю і пористістю тампонажного каменю?

5. Які Ви знаєте властивості тампонажного каменю (крім міцності)?

6. Охарактеризуйте співвідношення міцності цементного каменю при різних видах навантажень.

7. В чому полягає методика визначення міцності цементного каменя на стискання та вигин?

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №12

Для випробування об’єкта в свердловину через ротор (рис. 11.2) з допомогою колони бурильних труб опускають компоновку, в склад якої входять: циркуляційний клапан, запірний клапан, пластовипробувач, яс, безпечний замок, пакер, фільтр, опорний башмак і спеціальні перевідники для розміщення глибинних манометрів і термометрів.

Фільтр призначений для пропуску рідини з пласта в пластовипробувач в період випробування і для затримки порівняно великих частинок гірської породи пласта, які можуть вміщуватися в пластовій рідині.

Пакер призначений для герметичного розмежування об’єкта, що підлягає випробуванню, від решти частини свердловини.

Яс - це гідравлічний інструмент, з допомогою якого створюють додаткову ударну силу для полегшення звільнення нижніх вузлів пластовипробувача у випадку їх прихоплювання.

Пластовипробувач - це основний вузол комплекту випробуваних інструментів (КВІ). У його склад входить:

а) вирівнювальний (перепускний) клапан, який призначений для полегшення перетоку промивальної рідини, що витісняється пластовипробувачем при спуску з підпакерного простору в надпакерний (при підйомі - навпаки), зменшення гідродинамічного тиску і забезпечення вирівнювання тисків під і над пакером перед звільненням останнього у зв’язку із закінченням випробування;

б) головний або впускний клапан, який запобігає надходженню промивальної рідини в порожнину колони бурильних труб в період спуску пластовипробувача в свердловину і підйомі з неї, а також пропускає в цю порожнину пластову рідину в період випробування;

в) гальмівна камера з поршнем (або гідравлічне реле часу), яка призначена для затримки відкриття впускного клапана на деякий наперед заданий інтервал часу після створення на пластовипробувач осьового стискуючого навантаження;

г) штуцер, який служить для обмеження швидкості припливу пластової рідини в період випробування та зменшення ударного навантаження на хвостовик у момент відкриття впускного клапана.

Безпечний замок дозволяє від’єднувати верхню частину компонування, якщо навіть з допомогою яса не вдається звільнити пакер і фільтр.

Запірний клапан призначений для припинення припливу пластової рідини в порожнину колони бурильних труб при закритому вирівнювальному клапані. Циркуляційний клапан дозволяє здійснювати промивку свердловини після завершення випробування і звільнення пакера, а також встановлення рідинних ванн (нафтових, водяних, кислотних) у випадку прихоплювання бурильних труб.

1 – викидна лінія; 2 – вертлюжна головка; 3 – елеватор; 4 – ротор; 5 – превентор; 6 – колонна головка; 7 – бурильні труби; 8 – обсадна колона; 9 – ц иркуляційний клапан; 10 – перевідник; 11 – запірний клапан; 12 – пластовипробувач; 13 – яс;

14 – безпечний замок; 15 – пакер; 16 – фільтр; 17 – продуктивний пласт; 18 – перевідник; 19 – опорний башмак.

Рисунок 11. 2 —Схема компоновки пластовипробувача.

Глибинні манометри і термометри призначені для реєстрації тиску і температури в період випробування. Рекомендується встановлювати декілька глибинних манометрів: під фільтром, у фільтрі, між головним і запірним клапаном, над запірним клапаном.

На верхній кінець бурильної колони після спуску нагвинчують вертлюжну головку, до якої приєднують викидну лінію, обладнану кранами високого тиску, пристроєм для відбору проб пластового флюїду і витратоміром. Викидна лінія служить для відводу рідини, що витісняється з бурильних труб у спеціальну ємність, а газу - до факельного стояка для спалювання, а також для подачі промивальної рідини в бурильні труби насосом високого тиску.

Бурильну колону підвішують на талевій системі з допомогою елеватора. Довжину її розраховують так, щоб після установки башмака на вибій фільтр був розміщений навпроти досліджуваного об’єкта. Простір між бурильними трубами і обсадною колоною герметизують з допомогою превенторів, які змонтовані на колонній головці.

При спуску компоновки у свердловину впускний і циркуляційний клапани закриті, а запірний і вирівнювальний - відкриті. Пакер знаходиться в розтягнутому стані, тому діаметр гумового елемента мінімальний, і він вільно проходить у свердловині. Внутрішню порожнину бурильних труб при спуску заповнюють водою або промивальною рідиною з таким розрахунком, щоб до моменту відкриття впускного клапана тиск у пластовипробувачі був менший очікуваного пластового на величину заданої депресії.

Посадкою бурильної колони на вибій розкривають пакер: гумові елементи притискуються до стінки свердловини. Одночасно закриваються отвори вирівнювального клапана, і підпакерна зона повністю ізолюється від надпакерної. Після цього відкривається впускний клапан випробувача, і внаслідок великої депресії починається приплив пластової рідини в підпакерну зону.

Звідти вона через отвори у фільтрі і впускний клапан надходить у бурильні труби. Щоб обмежувати приплив з об’єкта, у випробувачі встановлюють змінний штуцер з отвором невеликого діаметра (6-10 мм).

Для регулювання часу відкриття впускного клапана гальмівний пристрій заповнюють перед спуском спеціальною високов’язкою рідиною і регулюють так, щоб впускний клапан відкрився не раніше як через 3-5 хв. після розкриття пакера.

Процес випробування складається з декількох відкритих і закритих періодів. Протягом відкритого періоду пластова рідина поступає з об’єкту в бурильні труби через відкритий впускний клапан. Мета першого відкритого періоду полягає в тому, щоб одержати початковий приплив рідини і очистити приствольну зону від забруднення (тривалість не менше 10 хв.). Наступні відкриті періоди проводять з метою поширення області пониженого тиску в глибину об’єкта, одержання припливу пластової рідини з віддаленої зони і реєстрації його інтенсивності. Обмежуються двома-трьома відкритими періодами тривалістю від 15 хв. до 1 год. і більше (другий період), а третій період повинен бути довшим за другий.

Про інтенсивність припливу пластової рідини судять по об’ємній швидкості витіснення повітря (води) з бурильних труб, яку реєструють з допомогою витратоміра, встановленого на викидній лінії.

Відкритий період переривається закриттям запірного клапана. Протягом закритого періоду приплив рідини з об’єкта продовжується, але оскільки запірний клапан закритий і рідина не може поступати в бурильні труби, то тиск в пластовипробувачі і підпакерній зоні швидко зростає і, якщо тривалість закритого періоду достатня, може вирівнятися до пластового.

Задача закритих періодів - зареєструвати криві відновлення тиску (КВТ) в підпакерній зоні з тим, щоб використати їх разом з даними про інтенсивність припливу протягом відкритих періодів і результатів лабораторних аналізів пластової рідини для визначення колекторських властивостей об’єкта, прогнозних запасів вуглеводнів і промислової цінності. Тривалість першого закритого періоду в 3-5 разів більша тривалості першого відкритого періоду. Тривалість кожного наступного закритого періоду повинна бути в 1-3 рази більшою тривалості попереднього відкритого періоду. При високій гідропровідності об’єкта тривалість відкритого і закритого періодів може бути приблизно однаковою.

Щоб перервати закритий період і знову відкрити приплив з об’єкта в бурильні труби, необхідно відкрити запірний клапан. Закривають і відкривають запірний клапан прокручуванням колони бурильних труб на декілька обертів за годинниковою стрілкою з допомогою ротора.

Тиск реєструють глибинними манометрами, встановленими у вказаних вище місцях компоновки випробувача пластів.

Після закінчення випробування бурильні труби розтягують і знімають стискуюче навантаження з компоновки пластовипробувача. При цьому закривається впускний клапан випробувача і відкривається вирівнювальний клапан. Промивальна рідина із надпакерного простору свердловини перетікає в підпакерне, і тиск на гумовий елемент пакера знизу і зверху вирівнюється. Після цього додатковим натягом колони труб звільнюють пакер і пластовипробувач піднімають із свердловини. Як тільки в усті появиться труба, заповнена рідиною, підйом зупиняється, реєструють порядковий номер цієї труби (для розрахунку глибини рівня рідини в колоні в кінці випробувача), відкривають циркуляційний клапан і способом зворотної циркуляції витісняють рідину з труб у спеціальну ємність.

У процесі випробування відбирають деякий об’єм пластової рідини з допомогою спеціального пробовідбірника, який встановлюється в компонуванні між впускним і запірним клапанами. Рідина в пробовідбірнику зберігається під тим тиском, який був у кінці закритого періоду випробування (близьким до пластового).

Результативність випробування багато в чому залежить від якості підготовки свердловини, компоновки пластовипробувача і бурильних труб, а також організації і технології самого процесу. Бажано випробувати інтервали довжиною не більше 25-30 м, оскільки із збільшенням довжини результативність помітно падає. Якщо товщина об’єкта значно більша, його бажано випробувати поінтервально після розкриття кожних 25-30 м.

До спуску пластовипробувача в свердловину необхідно виконати перший мінімум підготовчих робіт: провести кавернометрію відкритого ствола свердловини для виявлення місць звуження ствола, стандартний каротаж для уточнення положення об’єкта випробування, профілеметрію ділянки довжиною 30-50 м безпосередньо над цим об’єктом і (при необхідності) проробити звужені місця. За профілеграмою вибирають нерозширену і без жолобів ділянку для встановлення пакера. Щоб пакерування було герметичним, діаметр гумового елемента пакера повине бути не менше 0,8-0,9 діаметра ствола у вибраному місці.

Результативність випробування суттєво залежить від величини депресії. При виборі величини депресії необхідно враховувати тип покладу, стійкість породи, що формує об’єкт випробування, тип колектора,тощо.

Якщо поклад газовий або газоконденсатний, то величину депресії доцільно вибирати так, щоб попередити випадання в приствольній зоні гідратів і конденсату. При випробуванні нафтових покладів необхідно, щоб тиск в підпакерній зоні був не менший від тиску насичення нафти газом і в колекторі не виділялись бульбашки газу.

Слід враховувати, що деякі породи під впливом великої депресії можуть руйнуватись, і їх частинки закупорюють щілини фільтра і вузькі прохідні канали деяких вузлів пластовипробувача. При обсипанні частинки породи сприяють прихоплюванню фільтра і пакера. У гранулярних колекторах із збільшенням депресії результативність випробування зростає. У тріщинних колекторах, за даними ряду досліджувачів, при великих депресіях тріщини можуть змикатися, внаслідок чого проникність приствольної зони зменшується.

При випробуванні глибинні манометри реєструють тиск в оточуючій їх рідині. На рис. 11.3 показана діаграма, яку записує глибинний манометр, встановлений в зоні фільтра. В період спуску пластовипробувача у свердловину (відрізок 0-1) тиск росте пропорціонально глибині (ділянка ОА); горизонтальні площадки на цій ділянці кривої відповідають зупинці спуску для доливу рідини в колону труб. В період пакерування і закриття вирівнювального клапана (ділянка АВ) покази манометра дорівнюють тиску стовпа рідини в кільцевому просторі свердловини. У момент відкриття впускного клапана тиск в підпакерній зоні різко падає (ділянка БВ), приблизно до тиску стовпа рідини в трубах (точка В); в результаті створеної депресії починається приплив рідини з випробуваного об’єкта (відрізок 2-3), тобто перший відкритий період випробування. Поступаюча рідина з об’єкта через відкритий впускний клапан надходить в колону труб, тому рівень рідини в трубах і тиск стовпа поступово зростають (ділянка ВГ). Після закриття запірного клапана (точка Г) приплив рідини в свердловину ще продовжується, але оскільки шлях перетоку в трубі закритий клапаном, то тиск у підпакерній зоні швидко зростає (ділянка ГД) і в точці Д наближається до пластового. Ділянку ГД, записану протягом першого закритого періоду (відрізок 3-4) випробування, називають початковою кривою відновлення тиску.

Тиск стовпа рідини в трубах в кінці першого відкритого періоду набагато менший пластового. Тому після відкриття запірного клапана тиск у підпакерній зоні різко падає (ділянка ДЕ) і починається другий відкритий період (відрізок 4-5), протягом якого рівень рідини в трубах і тиск поступово зростають (ділянка ЕЖ) внаслідок припливу з об’єкта випробування. Після повторного закриття запірного клапана (точка Ж) темп зростання тиску різко підвищується, і протягом другого закритого періоду (відрізок 5-6) манометр записує нову криву відновлення тиску (ділянка ЖІ).

Якщо обмежитися лише двома відкритими і двома закритими періодами, то криву ЖІ називають кінцевою кривою відновлення тиску. Темп відновлення тиску протягом другого закритого періоду менший, ніж в першому, так як під час другого відкритого періоду область пониженого тиску поширюється по об’єкту набагато дальше від свердловини, ніж під час короткого першого відкритого періоду. На кінець другого закритого періоду в підпакерній зоні тиск нижчий (точка 1), ніж в кінці першого закритого періоду (точка Д).

Після відкриття вирівнювального клапана промивальна рідина із надпакерного кільцевого простору перетікає в підпакерний, і головний манометр реєструє різкий ріст тиску (ділянка ІК). Якщо рівень рідини в кільцевому просторі в період випробування знаходився на усті, то тиск в точці К практично дорівнює тиску в точці А перед початком пакерування. В період робіт для звільнення пакера тиск не змінюється (відрізок КЛ), а при підйомі пластовипробувача із свердловини (відрізок Л-М) поступово зменшується до атмосферного.

Дата добавления: 2014-01-15