загрузка...
загрузка...
На головну

Випробування пласта трубними випробувачами (ІПТ)

  1. розтин пласта
  2. Вторинне розтин пласта і випробування в колоні
  3. Вибір обладнання для проведення гідравлічного розриву пласта (ГРП)
  4. Здається питомий опір пласта необмеженої потужності.
  5. Механізми витіснення нафти з пласта.
  6. Устаткування для гідророзриву пласта
  7. ОБЛАДНАННЯ, ВИКОРИСТОВУВАНЕ ПРИ гідравлічного розриву ПЛАСТА

Випробування зустрів продуктивних пластів трубними випробувачами (ІПТ) проводиться у відкритому стовбурі, в процесі буріння свердловини, в міру їх розкриття (зверху-вниз). Під випробуванням пласта розуміється комплекс робіт, що проводяться з метою виклику припливу з пласта, відбору проб пластового флюїду, оцінки характеру насиченості пласта і визначення його орієнтовного дебіту.

Зазвичай для вивчення нових площ при бурінні параметричної або першої пошукової свердловини на об'єкті досліджуються всі зустрінуті нафтогазові комплекси порід (НГК), як відомі по суміжних площах, так і виявляються за допомогою газового каротажу. Розтин такого об'єкта (НГК) та його проходка обов'язково фіксується газокаротажних спостереженнями за появи в буровому розчині аномально високий вміст вуглеводнів. Найчастіше при бурінні розкриваються не тільки численні НГК, а й колектори зі складною морфологією (шаруваті, плямисті і т.п.), і провести за даними буріння одиничної свердловини кордон між гідравлічно роз'єднаними пластами досить складно. Не завжди за даними геофізичних досліджень в свердловині і навіть по керну, винесеним з пройденого по горизонту (пласту) інтервалу, можна зробити висновок про тип зустрінутого флюїду. Таку інформацію можна отримати тільки провівши випробування розкритого горизонту (пласта).

Після розбурювання продуктивного пласта і проведення геофізичних досліджень в свердловині визначається інтервал випробування. Цей інтервал вибирається з урахуванням ізоляції опробуемого об'єкта від всіх інших верхніх, шляхом перекриття верхньої частини стовбура пакерного пристроєм. В процесі буріння таких інтервалів може бути кілька і процес випробування повторюється.

Випробування пласта проводиться зазвичай за допомогою випробувача пластів. Застосовуються випробувачі пластів різних конструкцій, загальною для них є виклик припливу флюїду з пласта під дією різкого перепаду тиску в системі пласт - бурильна колона. В даний час використовуються випробувачі пластів трьох типів: що встановлюють в свердловину на колоні бурильних труб, що спускаються в свердловину на кабелі та розміщення всередині бурильної колоні. Найбільшого поширення набули випробувачі, які спускалися в свердловину на колоні бурильних труб [26].

Випробувач пластів (ріс.6.21) складається з фільтра 6, пакера 5, опробователя з зрівняльним 4 і головним впускним 3 клапанами, запірного клапана 2 і циркулярного клапана 1. При спуску клапан 3 опробователя закритий (рис. 6.21., а). Рідина, що витісняється випробувачем пластів не проникає всередину колони труб і рухається вгору по кільцевому простору. Для зниження гідравлічного тиску, яке діє в подпакеровой зоні, при спуску, отвори зрівняльного клапана 4 на час спуску залишаю відкритими. Частина рідини перетікає з подпакерной зони в надпакерную також через щілини в фільтрі 6, внутрішню порожнину штока пакера і отвори зрівняльного клапана.

Після спуску випробувача пластів на задану позначку розширюють ущільнювальний елемент пакера 5 з метою герметичного роз'єднання подпакерной і надпакерной зони (рис. 6.21., б). Потім закривають отвори зрівняльного клапана 4, відкривають отвори клапана 3 і подпакерная зона свердловини повідомляється з внутрішньою порожниною колони труб.

При спуску в свердловину колону труб заповнюють рідиною з таким розрахунком, щоб тиск стовпа було істотно менше пластового тиску в опробуемого об'єкті. Якщо пласт має значну проникність і містить рідину (газ), то після відкриття клапана 3 рідина під дією виниклої депресії почне надходити з пласта в подпакерную зону і через отвір у фільтрі 6 і відкриті клапани 2 і 3 заповнювати порожнину бурильної колони. Приплив з пласта триватиме до тих пір, поки клапани 2 і 3 залишаються відкритими або

Мал. 6.21. Випробування об'єкта за допомогою випробувача пластів [26].

?- спуск апарату; б - перший відкритий період випробування; в - перший закритий період; г - відкриття зрівняльного клапана; д - промивка через циркулярний клапан при підйомі з свердловини.

поки тиск стовпа рідини в колоні труб і випробувача шарів не зрівняється з пластовим.

Після закінчення деякого часу приплив пластової рідини в трубв переривають, закриваючи запірний клапан 2 (рис. 6.21., в). Тоді рідина з пласта буде надходити в подпакерную зону до тих пір, поки тиск під пакером не стане рівним пластовому. Після вирівнювання тисків в подпакерной зоні і пласті піднімають колону бурильних труб. При цьому спочатку закривається головний клапан 3, потім відкривається клапан 4, і буровий розчин з надпакерного простору перетікає в подпакерную зону (рис. 6.21., г).

Проби флюїдів відбирають спеціальним пристроєм для відбирання проб, величину пластового тиску заміряють глибинним манометром, тут же заміряють температуру на забої свердловини. І манометр і термометр є складовою частиною спускається пластоіспитателя.

Після завершення проходки свердловини, до спуску обсадної експлуатаційної колони, проводиться геофізичне вивчення всього розкритого свердловиною розрізу, з деталізацією в найцікавіших за даними буріння інтервалах. Отримані діаграми ГІС дозволяють з великою точністю визначити інтервали перетину свердловиною продуктивних горизонтів (пластів), так як випробування у відкритому стовбурі може проходити як по одиничному пласту, так і по групі поруч розташованих продуктивних пластів.

Якщо при проведенні випробування горизонту (пласта) немає надходження флюїду (надходить тільки вода) або у розкритому інтервалі колектор заміщений непроникною породою (або заглінізірован), досліджуваний інтервал надалі не випробовується, а в разі якщо всі розкриті свердловиною НГК дали при випробуванні негативний результат, свердловина після закінчення буріння ліквідується без спуску експлуатаційної колони.

 



Попередня   64   65   66   67   68   69   70   71   72   73   74   75   76   77   78   79   Наступна

Стадія пошуку та оцінки родовищ (покладів) | Закладення пошукових і оціночних свердловин на антиклінальних пастках | Розміщення пошукових свердловин по радіальних профілів | Закладення свердловин на тектонічно порушених структурах | Метод критичного спрямування | Зигзаг-профільне закладення пошукових свердловин | Закладення свердловин на малоамплітудних антиклінальних пастках | Закладення свердловин на неантиклинального пастках | Закладення свердловин за показником питомої висоти поклади | Закладення пошукових свердловин за випадковою сітці |

загрузка...
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати