- •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
- •1.4.4 Блокуюча дія води
- •1.4.3 Утворення в поровому просторі нерозчинних осадів, колоїдів та інших ”змулених” речовин
- •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
2.27.3 Випробувачі пластів з опорою на стінки свердловини
Випробувач фірми «Джонстон» призначений для випробування пластів, які були виявлені у свердловині з використанням геофізичних методів. У більшості випадків такі пласти розташовані на великій відстані від вибою, тому технологія робіт з довгими хвостовиками призводить до багатьох незручностей і може викликати серйозні ускладнення.
Випробовуваний об’єкт зверху і знизу ізолюють пакеруючими елементами механічного стиснення. Осьова сила, яка необхідна для деформації пружних елементів, сприймається спеціальною опорою. З допомогою пружини і відповідного пристрою сухарі висуваються в робоче положення і сприймають осьове навантаження під час пакеровки. Осьове навантаження дорівнює силі, яка необхідна для деформації пакеруючих елементів і вазі самого випробувача пластів.
У процесі випробування частина свердловини, яка розташована під нижнім пакером, гідравлічно поєднана з тією частиною, що знаходиться над верхнім пакером та зрівноважувальним клапаном. Тому після відкриття впускного клапана випробувача стискуюче гідравлічне навантаження діє на корпусні деталі між пакерами.
Необхідно відмітити, що в цьому відношенні випробувачі пластів поінтервального типу вигідно відрізняються від випробувачів, що працюють з одним пакером. При роботі з одним пакером випробувач гідравлічно не врівноважений і все гідростатичне навантаження передається або на вибій свердловини через хвостовик, або на її стінки через осьову опору. У першому випадку це часто призводить до поломки хвостовика, проковзування пакера, а в другому –до руйнування стінок і проковзування пакера. І в першому і другому випадках це нерідко призводить до невдалих операцій випробування пластів.
Випробувач з двома пакерами має подвійну перевагу: забезпечує більш широкі технологічні можливості при випробуванні об’єкта та полегшує умови роботи вузлів і деталей самого випробувача і попереджує руйнування стінок свердловини.
Для більшої надійності роботи і полегшення зняття пакера після закінчення випробування зверху встановлюють пакер з пелюстковою опорою (бобтейл-пакер). Пелюсткова опора розташована під гумовим елементом у вигляді набору конічних пелюсткових пластин. При деформації пакера під дією навантаження конічні пластини сплющуються до площини, практично перекриваючи зазор між інструментом та стінкою свердловини. Таким чином, створюється надійна опора для пакеруючого елемента, яка виключає затікання гуми в зазор.
Між пакерами встановлюють глибинний манометр для реєстрації зміни тиску в процесі випробування. Для зняття пакера бурильну колону натягують, сухарі опори заходять у відповідні гнізда, після чого вона звільняється від контакту зі стінками свердловини.
Однак, з осьових опор найбільше розповсюдження знайшла опора плашкового типу (рисунок 2.49). Вона має більшу площу контакту з стінками свердловини, що значно зменшує ймовірність її руйнування.
Після спуску на задану глибину колону труб на пів-оберта повертають вліво, в результаті чого кільце центруючого пристрою звільняє плашки. При розвантаженні бурильної колони плашки, опираючись на центруючий пристрій, переміщуються вверх відносно конічної поверхні корпуса опори до щільного контакту з стінками свердловини. При підйомі бурильної колони плашки переміщаються вниз відносно корпуса опори і захоплюються кільцем, займаючи транспортне положення.
Схема випробувача пластів фірми «Халлібуртон» без опори на вибій показана на рисунку 2.50. Осьове навантаження, яке стискує пакер, сприймається стінкою свердловини через осьову опору плашкового типу, конструкція якої дещо відрізняється від опори фірми «Джонстон». Основні елементи осьової опори (кожух і плашка) не переміщуються одне відносно одного в процесі спуску інструменту. По досягненні заданої глибини колону труб повертають вправо, спеціальні фіксатори виходять з Г-подібної щілини і при подальшому русі бурильної колони вниз кожух сковзає з плашок, які утримуються центруючим пристроєм. Подальше розвантаження бурильної колони призводить до щільного контакту плашок зі стінками свердловини і, як наслідок, можливості сприйняття осьового стискуючого навантаження.
Зняття пакерів після закінчення випробування досягається натягяганням інструменту, за рахунок чого корпус піднімається вверх, а плашки зміщуються до центральної осі опори, займаючи транспортне положення.