- •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
2.28 Випробування пластів в процесі буріння свердловин
Випробування пластів з використанням всіх описаних раніше інструментів, що спускають на колоні труб, вимагає припинення процесу буріння, підйому інструменту зі свердловини та її спеціальної підготовки. Деколи в процесі буріння, особливо розвідувальних свердловин, корисно отримати попередні характеристики пласта безпосередньо в процесі його первинного розкриття. Випробування пласта відразу після його розкриття дозволяє отримати інформацію, найнаближенішу до природних характеристик об’єкта. Такі операції можна виконувати з допомогою випробувачів пласта, які забезпечують проведення випробувальних робіт в процесі буріння без підйому бурового інструмента на поверхню.
Технологія такого виду випробування продуктивних пластів передбачає вирішення завдань в такій послідовності: розкриття продуктивного пласта; випробування продуктивного пласта, чи деякого його інтервалу, після первинного розкриття без підйому бурового інструменту на поверхню; мож-
ливість повторного випробування пласта без поглиблення вибою свердловини; поглиблення вибою свердловини; розкриття нижче розташованого інтервалу продуктивного горизонту і його багатократне, в разі потреби, випробування.
За такою технологічною схемою проводиться поінтервальне розкриття окремих ділянок продуктивного об’єкта великої товщини і випробування їх безпосередньо після розкриття.
Оскільки буріння свердловин може проводитись турбінним чи роторним способом, то у відповідності до методики випробувальних робіт розроблені дві схеми випробування пластів. Ці схеми стосуються випробування у випадку буріння турбодолотами або ротором і мають загальні характерні риси і свої технологічні особливості.
При випробуванні об’єктів в процесі розкриття турбодолотами прийнята така черговість проведення технологічних операцій у свердловині:
підйом зйомної грунтоноски після закінчення буріння на поверхню (рисунок 2.61.а);
монтаж та закидування випробувача пластів в бурильні труби (рисунок 2.61.б);
перекриття площі вибою ущільнюючим елементом (рисунок 2.61.в);
відкриття впускного клапана і приплив пластового флюїду у випробувач пластів (рисунок 2.61.в);
закриття приймального клапана, відділення випробувача пластів від вибою і підйом його на поверхню (рисунок 2.61.г);
відбір проби пластового флюїду, демонтаж випробувача, вилучення діаграми тисків з глибинних реєструючих манометрів;
аналіз отриманих результатів.
При випробуванні пластів у процесі буріння свердловини ротором передбачається така послідовність операцій:
розкриття пласта роторним способом з пакером в компоновці низу бурильної колони (рисунок 2.61.д);
монтаж пробовідбірника і закидування його в бурильні труби (рисунок 2.61.е);
пакеровка ствола свердловини з допомогою ущільнюючого елемента;
відкриття впускного клапана пробовідбірника і заповнення його порожнини пластовим флюїдом (рисунок 2.61.ж);
закриття впускного клапана, розпакеровка, зняття пакера і підйом пробовідбірника на поверхню (рисунок 2.61.з);
відбір проби пластового флюїду, демонтаж пробовідбірника, вилучення діаграми тисків з глибинних реєструючих манометрів;
інтерпретація результатів випробування.
Принципова відмінність обох методів випробування полягає тільки в характері ізоляції зони випробування від ствола свердловини.