ПРЕДИСЛОВИЕ

Справочник по испытанию скважин охватывает комплекс вопросов изучения продуктивных пластов, вскрываемых долотом в процессе бурения скважины. В нем рассматриваются способы вы- явления перспективных по нефтегазонасыщенности объектов с точки зрения геологического контроля за процессом бурения и геофизических исследований в стволе скважины, основы проектирования операций по испытанию скважин, вопросы подготовки и проведения работ с трубными испытателями пластов, отбора и анализа проб нефти и газа, оценки продуктивных характеристик скважины и гидродинамических параметров пласта по результатам испытания. Подробно описаны современное испытательное оборудование, технология ведения операций с испытателями пластов.

В справочнике, помимо основных вопросов ведения работ с испытателями пластов, изложен материал по нефтепромысловой геологии, бурению, заканчиванию скважин в том объеме, какой, на наш взгляд, требуется специалистам, занятым проектированием, подготовкой и проведением операций с испытателями пластов в своей повседневной практике.

Главы IX—XIII, в которых рассматриваются вопросы проведения работ с испытателем пластов и интерпретации получаемых результатов, написаны авторами совместно. В основу этих глав положены результаты теоретических исследований, анализов и обобщений, подробно рассмотренных в ранее опубликованной ими работе [12].

Остальные главы написаны М. Л. Карнауховым. При этом систематизация и описание технических средств выполнены по результатам изучения и обобщения работ П. С. Варламова, П. А. Бродского, П. С. Лапшина, М. П. Снежко, Г. Д. Сухоносо- ва и др.

Поскольку данный справочник является первой попыткой осветить обширный круг вопросов, касающихся испытания скважин, авторы будут благодарны читателям за отзывы и пожелания по дополнению и улучшению книги.

Глава IОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯНЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВОДОСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ

Нефть, газ, вода и их смеси насыщают пласты, породы которых представляют собой пористую среду, т. е. имеют систему пустот различных размеров и формы — от редких и микроскопических в изверженных и метаморфических породах до значительных, занимающих до 30—40% от объема, в осадочных породах. Система гидравлически связанных пустот, по которым возможна фильтрация жидкости, называется коллектором.

Основные физические параметры пород-коллекторов — пористость и проницаемость, упругость, трещиноватость и кавернозность.

Пористость горных пород — показатель объема пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом. Пористость пг (в %) определяется отношением объема пустот в образце породы Vn к видимому объему образца Vo:

т=(7п/Ко)Ю0.(1.1)

Различают гранулярную, трещинную и кавернозную пористость. Для песков, песчаников, алевролитов, глин и конгломератов характерна гранулярная пористость; для известняков и доломитов — трещинная и кавернозная.

Пористость горных пород (в %) изменяется в широких пределах

Изверженные породы...-..0,05—1,25

Глинистые сланцы0,54—1,40

Глины 6,00—50,00

Пески 6,00—52,00

Песчаники 3,50—29,00

Известняки 2,00—33,00

Доломиты 6,00—33,00

Плотные известнякиидоломиты..0,05—2,50

Характер фильтрации жидкости в пористой среде определяется величиной емкости поровых каналов: в сверхкапиллярных коллекторах, диаметр поровых каналов которых превышает 0,5 мм, жидкость фильтруется свободно как под действием силы тяжести, так и под действием перепадов давления на различных участках пласта; в капиллярных коллекторах, имеющих диаметры поровых каналов в пределах 0,5—0,0002 мм, фильтрация жидкости возможна при воздействии на жидкость сил, превышающих капиллярные силы, в то же время газ в силу своей подвижности фильтруется в таких коллекторах свободно; в субкапиллярных коллекторах, у которых диаметры поровых каналов не превышают 0,0002 мм, при возникающих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может.

Проницаемость горных пород — это физический параметр пористой среды,, характеризующий проводимость коллектора, его способность пропускать через себя жидкость и газ при наличии перепада давления.

За единицу проницаемости принята проницаемость такой пористой среды площадью 1 м2 и длиной 1 м, при фильтрации через которую расход жидкости вязкостью 1 Па-с при перепаде давления 1 Па составляет 1 м8/с:

fe = QviL^pF,(L2)

где Q — объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с; ц — динамическая вязкость, Па-с; L — длина пористой среды, м; Ар — перепад давления.

Проницаемость нефтегазоводоносных пластов изменяется в пределах 0,0001 1,0 мкм2.

Различают абсолютную, эффективную и относительную проницаемость горных пород.

Абсолютная проницаемость характеризует проницаемость самои^ среды, т. е. его фильтрационную способность, связанную только с геометрией среды. На практике абсолютная проницаемость может быть определена при прокачке через высушенный, экстрагированный образец породы газа.

При насыщении пород разными жидкостями проницаемость зависит от свойств жидкостей и их объемного содержания.

Эффективной или фазовой проницаемостью называют проницаемость пористой среды для данной жидкости или газа при содержании в породе смеси, различных жидкостей.

Относительная проницаемость равна отношению эффективной проницаемости к абсолютной и выражается в безразмерных единицах.

Упругость горных пород характеризует их сжимаемые свойства. Упругость, горных пород определяется в соответствии с законом

(1.3У(1.3У1 AV

(1.3У

(1.3У

Р"- Уп Др

где уп — объем образца породы, м3; ДУ — изменение объема пор породы, м3; Др — перепад давления, Па.

Для нефтесодержащих пород рп= (0,34-2) 10*"* 1/МПа.

Гранулометрический состав породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной величины, от соотношения размеров которых зависят пористость и проницаемость коллектора. Так, например, породы, сложенные зернами одинакового размера, имеют наибольшую пористость. Содержание и характер распределения зерен в породе определяются ситовым и седиментационным анализом и подсчетом зерен в прозрачных шлифах. По данным гранулометрического анализа судят о типе осадочной породы, ее глинистости и пористости.

Трещиноватость и кавернозность являются характеристиками пустот в карбонатных коллекторах. Проницаемость таких коллекторов определяется системой развитых трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.

Под густотой трещин Г следует понимать число трещин N на единицу длины нормали L к плоскостям этих трещин, т. е.

P = N/L. (1.4)

Другой важный показатель трещиноватости пород — раскрытость трещин. В зависимости от величины раскрытости микротрещины делятся на очень узкие (капиллярные) — 0,005—0,01 мм, узкие (субкапиллярные)—0,01—0,05 мм и широкие (волосные) — более 0,05.

По данным лабораторного определения раскрытости трещин, измеряемой в шлифах под микроскопом, можно пористость и проницаемость образца породы рассчитать по формулам

mT = bl/S; ^ = 8,45 Ю^/Ит, (1.5) где b — ширина наиболее часто встречающихся трещин, см; / — суммарная длина трещин, см; S— площадь шлифа, см2.

Общая проницаемость и общая пористость трещиноватых пластов характеризуются взаимосвязанной системой пустот, каверн и трещин. Поэтому истинная проницаемость трещиноватого пласта может быть найдена только по результатам гидродинамического исследования пласта, где средние показатели фильтрации участка пласта, близлежащего к скважине, определяются по данным притока жидкости и восстановления давления после остановки скважины.

ИЗОБРАЖЕНИЕ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН И МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Геологический разрез скважины составляют на основе данных, полученных при изучении пород, вскрытых долотом, геологическими, геохимическими и геофизическими методами. (

Разрез скважины изображают графически, используя условные знаки для показа литологического состава пород, отмечая глубину и мощность отдельных пластов и пропластков, сложенных одним типом пород.

В разрезе скважины выделяют свиты, пачки (горизонты) и пласты: свиты выделяют по стратиграфическому признаку на основе данных микрофауны, мак- рофауны и комплексных наблюдений; внутри стратиграфических свит выделяют пачки пород по литологическому признаку (песчаные, глинистые, песчано- глинистые, карбонатные и др.); внутри литологических пачек выделяют горизонты — газоносные, нефтеносные, водоносные; внутри горизонтов выделяют пласты: газоносные, нефтеносные, водоносные, маркирующие и т. д.

Типовой разрез скважины для данного месторождения составляют после общей корреляции разрезов всех скважин, пробуренных иа месторождении, где выделяются опорные пласты, выявляются одноименные пласты и прослеживается изменение их мощности, литологического "и фациального состава по простиранию. Типовой разрез отображает средний разрез месторождения, присущий большинству пробуренных скважин.

Геологический профиль месторождения представляет собой сечение месторождения вертикальной плоскостью. Он составляется по разрезам скважин для наглядного представления строения месторождения, изменчивости фаций в различных направлениях, положения залежей нефти и газа, характера контакта нефтяных, газовых и водоносных горизонтов.

Составляют профиль в следующем порядке (рис. 1.1): проводят горизонтальную линию, соответствующую уровню моря, и вычерчивают рейки, служащие вертикальным масштабом; на горизонтальной линии точками отмечают положение скважин на профиле согласно выбранному масштабу; через отмеченные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и после соединения отметок альтитуд получают схему рельефа поверхности; для каждой скважины вычерчивают колонку разреза скважины; соединяют линиями одноименные пласты в разрезах скважин — выполняют корреляцию разрезов и окончательно вычерчивают геологический профиль.

Выпадение отдельных стратиграфических единиц в последовательности залегания пластов, прослеживаемое по разрезам отдельных скважин, позволяет

установить тип несогласного залегания пород и определить область распространения нарушения.

Структурная карта — графическое изображение формы залегания кровли или подошвы какого-либо пласта с помощью изогипс. Отметки изогипс ниже уровня моря берут со знаком минус, выше уровня моря — со знаком плюс.

При построении структурной карты исследуемую поверхность пласта рассекают горизонтальными плоскостями, начиная от уровня моря (рис. 1.2). Линии пересечения горизонтальных плоскостей с исследуемой поверхностью откладывают на плане.

Рис. 1.2. Построение структурной картыРис. 1.2. Построение структурной картыЗАПАСЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙНЕФТИ И ГАЗА

Рис. 1.2. Построение структурной карты

Рис. 1.2. Построение структурной карты

Запасы нефти, газа и сопутствующих им компонентов по степени важности разделяются на две группы: 1) балансовые — запасы, разработка которых в настоящее время экономически оправдана; 2) забалансовые — запасы, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в будущем.

В балансовых запасах нефти, растворенного в ней газа, а также конденсата в свободном газе выделяются извлекаемые запасы, которые можно из

влечь при существующем уровне техники разработки месторождений.

По степени изученности месторожде-

ний запасы нефти, газа и сопутствую

щих им компонентов разделяются на четыре категории: А, В, Ci и С2.

Категория А — запасы детально изученной залежи с полным определением ее формы и размеров, эффективной нефтегазонасыщенной мощности, характера изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности продуктивных пластов, качественного "и количественного состава нефти, горючего газа и содер

жащихся в них сопутствующих компонентов, а также основных энергетических показателей ее разработки — режима работы залежи, продуктивности скважины, давления и т. д. Запасы категории А могут быть рассчитаны только по результатам разработки месторождения.

Категория В — запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках и при наличии благоприятных промыслово-геофизических показателей и керна. При подсчете запасов по этой категории должны быть приближенно изучены геолого-промысловая характеристика пласта, установлены контуры нефтеносности, свойства газожидкостной смеси в степени, достаточной для проектирования разработки. По освоенным скважинам должна быть проведена пробная эксплуатация и определены продуктивные характеристики.

Категория Ci — запасы залежей, нефтегазоносность которых установлена на основании получения промышленных притоков нефти или газа в отдельных скважинах, часть из которых может быть испытана испытателем пластов, и благоприятных промыслово-геофизических данных в ряде других скважин. К категории Cj относят также запасы части залежи (тектонического блока), примыкающей к площадям с запасами категорий А и В.

Особенности залегания нефти или газа установлены проведенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, коллекторские свойства и другие параметры залежи определены по данным исследования отдельных скважин или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и соседними разведанными площадями.

Категория Сг— запасы залежей, установленные на базе благоприятных геологических и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, а также запасы в новых /структурах в пределах нефтегазоносных районов, оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Забалансовые запасы категории Сг не подсчитываются.

Запасы сопутствующих компонентов, содержащихся в нефти и горючих газах, подсчитываются по категориям, соответствующим степени изученности запасов этих компонентов.

Методы подсчета запасов нефти

Для подсчета запасов нефти используют методы: объемный, статистический и материального баланса

Объемный метод наиболее широко применяется в геолого-промысловой практике. Он основан на данных о геолого-геофизической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. Запасы нефти Q определяют по формуле

<2 = Fhm^H-qHp9, ' (1.6)

где F — площадь нефтеносности; h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта; пг — коэффициент открытой пористости; 0Н — коэффициент нефтенасы- щения; т]н— коэффициент нефтеотдачи; р — плотность нефти в поверхностных условиях; 6 — коэффициент, учитывающий усадку нефти, величина, обратная объемному коэффициенту Вн, т. е. 6 = 1/Вн.

Эффективная мощность определяется как среднеарифметическая величина вскрытых мощностей небольшим числом скважин или как средневзвешенная мощность по всей площади залежи.

Коэффициент открытой пористости находят по результатам анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной мощности пласта и по простиранию пласта определяется с учетом косвенных методов, в первую очередь, промыслово-геофизических.

Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследований образцов и промыслово-геофизических исследований, он зависит от литолого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласта и системы разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи — отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти; он определяется по результатам разработки ме^ сторождения. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от режима залежи, литолого-физических характеристик коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт и т. д.

Плотность и объемный коэффициент нефти находят по результатам лабораторного анализа проб нефти.

Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной «жизни» скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки. '

Метод материального баланса основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от динамики давления в процессе разработки, изменяющегося в связи с отбором нефти. При этом строится карта изобар, по которой рассчитывается средневзвешенное по площади залежи пластовое давление, являющееся исходным для определения всех зависящих от него параметров.

Начальные запасы нефти рассчитываются по данным изменения газосодер- жания в пласте по формуле [5]

& =^-^^-"l,(1.7)

В - (Л - Ло)И + « у-(V - Ко)

где Qh — суммарная накопленная добыча нефти; Bi — двухфазный объемный коэффициент нефти, B1=B^(R0—R)Vo; Во, В — объемные коэффициенты пластовой нефти соответственно на начало разработки и дату расчета; RQ, R— объемы растворенного .газа в 1 м3 нефти при давлении ро и р; Vo, V — соответствующие объемные коэффициенты газа; W, <о — объемы вошедшей в пласт воды и добытой; б — доля объемной газоносной части пласта.

Метод материального баланса применяется наряду с объемным методом при подсчете запасов в залежах, работающих при упруго-водонапорном и смешанных режимах, а также при оценке пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, где затруднительно определить средние значения мощности, пористости и других параметров, необходимых при использовании объемного метода.

Методы пдсчета запасов газа. Подсчет запасов свободного газа определяют объемным методом и реже методом по падению давления.

При объемном методе извлекаемые запасы газа V рассчитывают по формуле

V = Fhmf(pa — ркак) ₽ГТ)Г,(1.8)

где F — площадь в пределах контура газоносности; Л — эффективная газонасыщенная мощность;-/ — поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям /=(Т+/ст)/(Т+/Пл), Т=273°С, /Ст=20°C,/пл — пластовая температура; р, рк — средние давления газа в залежи на дату расчета и конечное остаточное давление газа в залежи после извлечения промышленных запасов и снижения на устье давления до 0,1 МПа; а, ак — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля — Мариотта соответственно для давлений р и рю

а = RT/pVt

рг — коэффициент газонасыщенности; т]г— коэффициент газоотдачи.

Показатели F, h, m определяются так же, как и при расчете запасов нефти объемным методом. Пластовые давления получают по данным восстановления давления при закрытии скважины. Коэффициент газоотдачи находят по результатам лабораторного изучения на кернах вытеснения газа водой, а также на основе статистических материалов разработки месторождений газа на других площадях.

Глава IIБУРЕНИЕ СКВАЖИН

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН

Скважины бурятся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. По назначению и цели скважины подразделяются на следующие категории; опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, специальные.

Опорные скважины бурятся Для изучения глубинного строения малоисследованных крупных районов, определения общих закономерностей стратиграфического и территориального распределения отложений, благоприятных для нефтегазонакопления. В процессе бурения скважины и в период ее заканчивания производится полный комплекс промыслово-геофизических исследований. По результатам бурения делается прогнозная оценка запасов нефти и газа.

Параметрические скважины бурятся с целью изучения глубинного строения и сравнительной оценки нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления. Для ускорения поисковых работ и снижения их стоимости без ущерба решению основных геологических задач эти скважины бурятся с сокращенным отбором керна. По результатам бурения могут быть уточнены запасы нефти по категории С2.

Поисковые скважины закладываются для выяснения наличия или отсутствия залежей нефти на новых площадях и выявления новых залежей на разрабатываемых месторождениях. При вскрытии продуктивных горизонтов и на границах стратиграфических разделов предусматривается сплошной отбор керна, а также проведение комплекса промыслово-геофизических исследований и испытание возможно продуктивных горизонтов. По результатам бурения поисковых скважин могут быть определены запасы категорий С2 и Сь

Разведочные скважины бурятся на площадях после выявления при поисковом бурении их нефтегазоносности. При предварительной разведке делается оценка промышленного значения месторождения (залежи) и составляется технико-экономическое обоснование целесообразности его разведки. В результате детальной разведки подготавливаются запасы промышленных категорий А+ + В+С1 и определяются данные для составления проектов разработки месторождений (залежей). При бурении разведочных скважин предусматриваются отбор керна в пределах продуктивных горизонтов, проведение комплекса промыслово-геофизических исследований, в том числе отбор керна боковым грунтоносом, опробование, и испытание пластов, а также пробная эксплуатация. Продуктивные разведочные скважины на месторождениях, вводимых в разработку, передаются в фонд эксплуатационных.

Эксплуатационные скважины бурятся для извлечения нефти и газа в соответствии с проектом разработки нефтяных и газовых месторождений. В эту категорию входят также: нагнетательные скважины, служащие для закачки в продуктивный пласт воды, газа или воздуха; оценочные — для оценки коллекторов продуктивных горизонтов; наблюдательные и пьезометрические скважины— для наблюдения за изменением давления, водонефтяного контакта в процессе эксплуатации залежи.

Специальные скважины бурятся для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти й газа, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод и т. д.

, ОБЩАЯ СХЕМА БУРЕНИЯ

При строительстве нефтяных и газовых скважин применяют вращательный способ бурения. Разбуренные долотом частицы выносятся на поверхность циркулирующей в скважине промывочной жидкостью или с помощью нагнетаемого в скважину воздуха или газа.

Процесс бурения состоит из операций спуска бурильных труб с долотом, разрушения породы долотом (углубления скважины) и подъема долота на поверхность для смены при полном срабатывании или при необходимости проведения каких-либо дополнительных операций в стволе скважины: исследований, спуска обсадной колонны и т. д.

Вращение долота осуществляется ротором путем передачи крутящего момента через колонну бурильных труб или с применением забойных двигателей, чаще всего турбобуров, устанавливаемых над долотом и приводимых в действие циркулирующим в скважине буровым раствором. '

Полный цикл строительства скважины включает следующие основные элементы: монтаж вышки, бурового оборудования и строительство привышечных сооружений; процесс углубления скважины; спуск обсадных колонн и их цементирование; обвязка устья скважины колонной головкой и фонтанной арма- \ турой; испытание скважины на приток нефти и газа.

Кроме того, в процессе бурения в скважине производят комплекс промыслово-геофизических исследований, изучается разрез скважины, определяются перспективные нефтегазонасыщенные горизонты.

По окончании строительства скважины оборудование демонтируют.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН

Ствол скважины сложен горными породами, отличающимися друг от друга литологическими, физико-механическими свойствами, видом насыщающих жидкостей, коэффициентами аномальности пластовых давлений и другими характеристиками. В плотных, устойчивых породах (например, карбонатных) ствол скважины может длительное время оставаться «открытым» (незакрепленным); неустойчивые же породы, склонные к осыпаниям и обвалам, требуют мероприятий по их креплению.

При вскрытии пластов, имеющих различные коэффициенты аномальности пластовых давлений, возможны проявления одних горизонтов и поглощения в других; в таких случаях затруднительно одновременно обеспечить рациональный режим вскрытия всех горизонтов.

Для успешного выполнения задач бурения скважины последняя крепится одной или несколькими обсадными колоннами, которые обеспечивают: разобщение пластов, имеющих различные пластовые давления (коэффициенты аномальности) ; устойчивость стенок скважины, сложенных неустойчивыми - породами; изоляцию, перетоков пластовых жидкостей из одного проницаемого объекта в другой или на поверхность.

Конструкция скважины — это колонное сооружение в стволе скважины, основными показателями которого являются число и глубина спуска обсадных колонн, диаметры ствола скважины для каждой из колонн и интервалы цементирования.

Внешняя обсадная колонна длиной 2—40 м, называемая направлением, представляет собой колонну труб или отдельную трубу большого диаметра, служащую для перекрытия от размыва близлежащих к поверхности пород.

Следующую колонну, спускаемую в скважину после направления, называют кондуктором. Кондуктор служит для крепления направления в неустойчивых породах и для перекрытия зон осложнений неглубоко залегающих горизонтов. Кондуктор спускают на глубину до 500—600 м.

Последняя внутренняя колонна труб — эксплуатационная колонна — предназначена для изоляции стенок скважины и изоляции проницаемых горизонтов друг от друга. Она выполняет роль долговременного, герметичного канала для транспорта нефти и газа на поверхность.

Все обсадные колонны между кондуктором и эксплуатационной колонной называются промежуточными. Они служат для перекрытия глубоко залегающих горизонтов, находящихся выше проектной глубины.

На рис. II.1 представлены некоторые варианты конструкций скважин, применяемых в практике бурения.

totoТехническая характеристика обсадных труб

to

to

Диаметр (условный! трубы, мм

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр.

Давление в МПа, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа

320

380

500

1 550

650

750

950

320

380

500

550

650

750

950

мм

Наружное давление

Внутреннее давление

114,3

6

102,3

19

21

26

27

30

32

36

33

40

52

58

68

79

100

(П4)

7

100,3

24

28

35

37

42

46

53

39

46

61

67

79

91

116

8

98,3

30

34

44

47

54

60

70

45

53

70

77

91

105

133

9

96,3

35

41

53

57

66

74

88

50

60

78

86

102

118

149

127,0

6

115,0

15

17

21

22

24

25

27

30

36

47

52

61

71

89

(127)

7

113,0

20

23

28

30

34

37

41

35

42

55

60

71

82

104

8

111,0

25

29

36

39

44

48

55

40

48

63

69

82

94

119

9

109,0

30

35

45

48

55

61

71

45

54

71

78

92

106

134

139,7

6

127,7

13

14

17

17

19

20

21

27

32

43

47

56

64

81

(140)

7

125,7

17

20

24

25

28

30

33

32

38

50

55

65

75

95

8

123,7

22

25

31

33

36

40

44

36

43

57

63

74

86

109

9

121,7

26

30

38

41

46

51

59

41

49

64

71

83

96

122

10

119,7

31

36

45

49

56

62

73

46

54

71

78

93

107

136

11

117,7

35

41

53

56

66

74

88

50

60

78

86

102

118

149

146,0

6,5

133,0

14

15

18

19

20

22

23

28

34

44

49

58

66

' 84

(146)

7

132,0

16

18

21

22

24

26

28

30

36

48

52

62

72

91

8

130,0

20

23

28

30

33

36

40

34

41

54

59

70

81

102

9

128,0

24

28

35

38

42

46

53

39

47

61

68

80

92

117

10

126,0

29

33

42

45

52

57

67

44

52

68

75

89

102

130

11

124,0

33

38

49

53

61

68

81

48

57

75

83

98

113

143

168,3

6,5

155,3

10

И

13

13

14

15

16

24

29

38

42

50

58

73

(168)

7

154,3

12

13

15

16

17

18

19

26

31

41

46

54

62

79

8

152,3

15

18

21

22

24

26

28

30

36

47

52

62

71

90

9

150,3

19

22

27

28

31

34

38

34

40

53

59

69

80

107

10

148,3

23

26

33

35

39

43

49

38

45

59

65

77

89

117

11

146,3

27

31

39

42

47

52

60

42

49

65

72

85

98

124

12

144,3

30

35

45

49

56

62

72

45

54

71

78

92

107

135

co to

Ю ID CD b- b- 0Q 01

Ь- 00 О1 О — СЧ ТН

OO 00 03 00 b-b- co t- oo di — co

О 01 oo CO to TH CO CD b- oo O> О

тН СМ О b- tD СО 01 to СО Ь- Ь-00 01 О

OO to CM 01 co

TH to CD CD 00

— b-CO to to co

й

01 Ь- СО тН СО — 00 ЮСО Ь- 00 01 О—•

TH CM Ol b- co op ID CD CO b- Ol О

00 Ю — 00 Ю СЧ Ф ID CO CO b- OO

СО 01 ID — Ь-со СО тН Ф Ю СО СО Ь- 00

OO TH 01 Ю CD CO TH TH to CD

о to о th th to

со о

— ОО СО СО о ь- сч Ю Ю CD t-~ ОО 00 о

b- CO О b- О Ф Ф to CD CO OO Ol

— b-CO Ol ID — TH TH ID to CD b-

b- CM 00 CO 00 TH TH CO Ф Ф to Ю CD b-

COOQCpb-b~ co co th тН to

to oi co CO CO TH

3

СО О1 Ю СЧ 00 Ф СО тН Ф to СО СО Ь- 00

01 to — b-00 01 CO Ф to ID CD b-

to О to о to о CO TH TH ю to CD

— CD О ID 01 Ф CO CO CO tH tH tH ID CD

OO CM CO О 00

CM co co TH TH

01COb- см co co

8

О1 Ю О СО СЧ Ь-00 со ф to ю со со ь-

CO — CD —< CM CM CO TH тН Ю CD b~

CM CD — ЮОЮ COCO th тН Ю Ю

00C4b; — lDOlb- CM CO CO th TH тН ID

ю oi coco th CM CM co CO TH

b- о co CM co co

со CD

о ф оо сч ь- — о СО СО СО Ф Ф LTD со

b- — Ю 01 b~ IO CM CO co co TH to

Ф b- — TH 00 — CM CM CO co CO TH

-ID 00 —th b-CO CM CM CM co co CO TH

Ol CM to 00 co — CM CM CM CO

О CO to CM CM CM

3

ю gi сч со oi со о сч сЧ со со со ф ю

CO CO Ol CO Ol CD <M CM CM CO CO TH

О co CD 01 CM to CM CM CM CM co co

OO — CO CD Ol — CD — см сч сч сч co co

co 00 — co oo — — CM CM CM

b- Ol — — — CM

to О О О О О

b-OOOOOO

01 TH 01 о О

CD OO

b- LTD СО СО СО to ОО — СЧ СО Ф to СО 00

co О CD co CO ^ ^СЧОСОЮЬ.

01 Ф 01 Ю см О — — СЧ СО Ф

CDOC0 00CM00 — — — — <M ем th

Tf b- 01 CO — — CM

to oo о

— о о о о о

CO тН о о о о о

b- о co о о

co to ь-

со

СО СО О 00 Ь- со Ф — СЧ СО со ф to ь-

СЧ 00 Ф — b- CO

—< — CM CO TH co

0) СО 00 со 01 CD

—' — СМ СМ со

СО 01 СМ СО — ID СО — — СЧ см со

■Ф b- 01 CM 01

to b^ o>

сч

Ю СМ 00 to СО О СО — СЧ СЧ СО Ф to СО

CM b- co 01 CO b~

—1 —, cm CM TH to

00 О о о о о

00 СО ь- см* < со’ — — СЧ СЧ со

—ООООоо

CD 01 CM tD О1 тН СО — — — СЧ СО

CD b~ 01 О О TH ср oo — oo

— cm co to b- o>

тН

00 тН О О О О О

•Ф TH тН О О

oi oo oo

см со

•COLOCloO'i'S — СЧ СЧ СО со Ф ю

— co-co oo о — — CM CM CO to

ОО CM CD О tD о — — СЧ СЧ СО

ID 0О — тН 00 — О — — — СМ СО

TH CD 00 — b-

THCDOO

см о о о о о

Ь- <М о о о о о

СОСЧ — oo

00 CD to

to

Ф 01 Ф О to — СО

—< —< см со со ф ю

— to О to ID CO — — CM CM CO Ф

00 — ID О1 СО 00 — — — сч сч

ID 00 О со Ь^ О 00 — — — СЧ СЧ

TH co 00 О CD

TH CO oo

ф о о о о о

— СЧ СО о о о о

oi to сч сч о

co oi ю

5

СЧ СО О Ф00 СО — — — см CM CM со Ф

о co b- — oo co — — — CM CM co

Ь- О СО CD 01 со СЧ

tD b- 01 СЧ тН Ь- СЧ — — — ем

co ю ь- oi co

TH ID b^

00 со

—• тН b- — тН oo to

—* —* — CM CM CM co

01СМЮООФ — — — — cm co

00 со

<0 О1 СЧ ф Ь- О — — — см

Ьт ID ТН

тН СО 00 О СЧ ID 01

CO — CD CO о CO ID CO 00 GM

О TH OO th to co

СО о

CO 00 00 00 oo oo 00

co —< 01 b- Ю co 01 CD CO to to ID ID Ф

•■M »^ T*H ^^ ^H *^ ^H

Ol b- to CO 01 to b- b~ b~ b- CD CO

1—’ —< 1—1 I—< 1—< I—

ID СО — 0? b^ ID О О О 01 01 01 СЧ СЧ СЧ — — —

Ю ID ID ID ID tD ID

О 00 CD тН СЧ О CO co еч см см смечем сч cm cm cm cm cm

*H ^M 1-H ^< V-4

oi ь~ to co oi to to to to th см сч сч сч СЧ

to to to

CM O oo OO oo b- CM CM CM

ф

b- 00 О О — CM Ф

b- 00 Ol О <M TH

b- 00 О1 О—< ем

b~ 00 01 О — CM TH

b- 00 01 ОСЧ

00 01 О

00 ^ ^-oo

CO 31 Ol —

— <М СМ —'

ID A «Ю

TH TH TH CM CM v

^ CO* b- CM CM T—

to -—.

-01 00 01 Ol CM CM —'

Продолжение табл. ПЛ

Диаметр (условный)

Толщина стенки.

Внутренний диаметр.

Давление в МПа, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа

320 |

380 |

500 |

550 |

650 |

750 |

950

320 |

380 |

500 |

550 |

650

750 |

950

ММ

Наружное давление

Внутреннее давление

298,5

11

276,5

8,2

9,4

11,0

11,0

12,0

23

28

37

40

48

(299)

12

274,5

9,6

11,0

13,0

14,0

15,0

25

30

40

44

52

323,9 '

9

305,9

4,4

4,8

5,3

5,4

5,7

18

21

28

30

36

(324)

10

303,9

5,7

6,2

6,9

7,1

7,5

19

23

31

34

40

11

301,9

7,1

7,8

8,9

9,2

9,8

21

26

34

37

44

12

299,9

8,5

9,4

11,0

11,0

12,0

23

28

37

41

48

339,7

9

321,7

4,0

4,3

4,7

4,8

5,0

17

20

26

29

34

(340)

10

319,7

5,1

5,5

6,1

6,3

6,6

19

22

29

32

38

11

317,7

6,4

7,0

7,9

8,2

8,6

20

24

32

35

42

12

315,7

7,7

8,5

9,7

10,0

10,0

22

27

35

39

46

351,0

9

333,0

3,6

3,9

4,3

4,4

4,5

16

19

25

28

33

(351)

10

331,0

4,7

5,1

5,6

5,8

6,1

18

21

28

31

37

11

329,0

5,9

6,5

7,2

7,5

7,9

20

24

31

34

40

12

327,0

7,2

7,9

8,9

9,3

9,8

22

26

34

37

44

377,0

9

359,0

3,0

3,2

3,5

3,6

3,7

15

18

24

26

31

(377)

10

357,0

3,9

4,2

4,7

4,8

5,0

17

20

26

29

34

11

355,0

5,0

5,4

6,1

6,2

6,6

18

22

29

32

38

12

353,0

6,1

6,6

7,5

7,7

8,2

20

24

32

35

41

406,4

9

388,4

2,5

2,7

2,9

2,9

14

17

22

24

(407)

10

386,4

3,3

3,5

3,8

3,9

15

18

24

27

11

384,4

4,2

4,5

5,0

5,1,

17

20

27

30

12

382,4

5,1

5,5

6,2

6,4

19

22

29

32

425,5

10

405,5

2,9

3,1

3,4

3,4

15

18

23

26

(426)

11

,403,5

3,7

4,0

4,4

4,5

16

19

26

28

12

401,5

4,6

4,9

5,5

5,6

18

21

28

31

(508)

11

| 486,0

I 2,4

| 2,5

14

16

508,0

Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спускают только эксплуатационную колонну, конструкцию называют одноколонной. При спуске одной йромежуточной колонны конструкция скважины будет двухколонной. При спуске двух и более промежуточных колонн конструкция скважины будет многоколонной.

Основным фактором, определяющим все размеры проектируемой скважины, является диаметр эксплуатационной колонны. Выбрав диаметр эксплуатационной колонны и установив необходимое число промежуточных колонн для перекрытия осложненных участков ствола скважины, можно рассчитать диаметры

Рис. 11.1. Варианты конструкций скважин:

а — трехколонная конструкция с заливкой цемента до устья; б — трехколонная конструкция с частичным креплением 245- н 168-мм колонн; в — конструкция скважины со спущенными 219-мм хвостовиком и комбинированной эксплуатационной колонной 168X146; г — конструкция скважины с обвязкой четырех колонн: 426-мм колонна цементируется до устья, 340-мм колонна спускается в виде двух секций, 273X245-MM колонна спускается в скважину в виде трех секций, нижняя из которых цементируется, а верхняя может быть заменена после износа, 194Х168Х114-ММ колонна спускается в скважину в виде трех секций и цементируется до устья

ствола скважины под соответствующие промежуточные колонны и определить диаметры этих колонн на основе соотношения Z>H=DM+2d, где DR, DM— диаметр долота и диаметр муфты обсадной колонны, которая должна быть спущена в скважину, пробуренную данным долотом; 6 — величина зазора между муфтой и стенкой скважины, выбираемая в пределах от 15 мм для колонн малого диаметра (219, 127 мм) до 50 мм.— для колонн большого диаметра (407, 426 мм).

Основные технические характеристики обсадных колонн, применяемых при бурении скважин, приведены в табл. ILL

Основные типоразмеры долот

Шарошечные

46,0

59,0

76,0

93,0

97,0

98,4

112,0

118,0

120,6

Лопастные

—

—

76,0

93,0

97,0

98,4

112,0

118,0

—

Алмазные

Головки бурильные

—

—-

—

91,4

—

—

106,4

—•

119,0

долота

керна

—

76,0

36

93,0

40

—

112,0

44

—

—

Тип долота

Диаметры, мм

Продолжение табл.

Диаметры, мм

132,0

—

139,7

146,0

151,0

158,7

165,1

171,4

132,0

135,0

139,7

142,9

146,0

149,2

151,0

158,7

165,1

—

130,4

—

138,1

141,3

144,4

147,6

149,4

157,1

163,5

169,8

132,0

139,7

142,9

—

149,2

158,7

165,1

171,4

60

52

52

52

67

67

67

Продолжение табл

Диаметры, мм

187,3

187,3

185,7

190,5

190,5

188,9

196,9

195,3

200,0

200,0

198,4

212,7

212,7

211,1

215,9

215,9

214,3

222,3

222,3

220,7

242,9

228,6

227,0

244,5

244,5

242,1

250,8

250,8

248,4

183,7

80

—

196,9

80

—

212,1

80

—

222,3 •80

—

244,5

100

—

Продолжение табл.

Диаметры, мм

269,9

295,3

304,8

311,1

320,0

349,2

374,6

393,7

444,5

490,0

508,0

269,9

295,3

.—

311,1

320,0

349,2

370,0

393,7

444,5

469,9

■■ —

267,5

292,9

—

—

—

—

—

—

—

—

269,9

100

265,3

100

—

311,1

100

320,0

100

349,2

100

—

—

—

—

—

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

Долота для бурения из-под спущенной промежуточной колонны выбираются,, исходя из проходимости долота по колонне: зазор между долотом и внутренним диаметром колонны должен быть не менее 5 мм.

Долота для бурения скважин являются инструментом, разрушающим породу и формирующим ствол скважины. Долота по характеру воздействия на породу подразделяются на режущи^, дробящие, скалывающие, а по конструкции— на лопастные, шарошечные, алмазные.

Лопастные долота чаще всего применяют для бурения мягких малоустойчивых пород. Основной режущий элемент долот — лопасти. По числу лопастей эти долота разделяются на двух-, трех- и четырехлопастные (последние- применяются весьма редко).

Шарошечные долота наиболее широко используются при бурении скважин. Они имеют ряд преимуществ по сравнению с лопастными долотами: площадь контакта у них меньше, а длина рабочих кромок больше, чем у лопастных долот; в результате перекатывания шарошек по забою интенсивность износа их. зубьев значительно меньше, чем у лопастных долот, за счет перекатывания выше и крутящий момент.

Алмазные долота применяют в тех случаях, когда эффективность шарошечных долот резко снижается, например при разбуривании доломитов, известняков и т. д. Алмазные долота не имеют подвижных частей. На их рабочей поверхности армируются крупные технические алмазы размерами от 0,1 до- 0,35 кар., с помощью которых и разрушается порода. Колонковые долота применяют для отбора керна. В табл. II.2 приведены данные об основных диаметрах долот, применяемых при бурении. „

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

Бурильная колонна предназначена для следующих целей: 1) передачи вращения' от ротора к долоту при роторном бурении; 2) осуществления циркуляции промывочной жидкости в скважине, выноса выбуренных частиц на поверхность, подвода промывочной жидкости к турбобуру, токопровода к электробуру; ^3) создания нагрузки на долото при бурении; 4) подъема и спуска долота, тур-

Рис. 11.2. Бурильная труба:Рис. 11.2. Бурильная труба:а — с высаженными внутрь концами; б — с высаженными наружу концами; 1 — труба; 2 — муфтаа — с высаженными внутрь концами; б — с высаженными наружу концами; 1 — труба; 2 — муфтаРис. П.З. Соединение бурильных труб с высаженными внутрь концами:„Рис. П.З. Соединение бурильных труб с высаженными внутрь концами:„о — при помощи замков; б — при помощи муфто — при помощи замков; б — при помощи муфт

Рис. 11.2. Бурильная труба:

Рис. 11.2. Бурильная труба:

а — с высаженными внутрь концами; б — с высаженными наружу концами; 1 — труба; 2 — муфта

а — с высаженными внутрь концами; б — с высаженными наружу концами; 1 — труба; 2 — муфта

Рис. П.З. Соединение бурильных труб с высаженными внутрь концами:„

Рис. П.З. Соединение бурильных труб с высаженными внутрь концами:„

о — при помощи замков; б — при помощи муфт

о — при помощи замков; б — при помощи муфт

бобура (электробура); 5) проведения вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы и т. д.); 6) проведения всего комплекса работ с испытателем пластов: спуск и подъем испытательного обо-

рудования; управление клапанами вращением, вертикальным перемещением колонны или созданием давления в гидравлической системе затрубного и трубного пространства.

колонны.колонны.■Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб, бурильных замков, переводников, утяжеленных бурилЁрИ^Чта^^рр!^^

колонны.

колонны.

Научно-техническаябнблжхека

Основные типоразмеры бурильных труб

3

S S

•6* 3 о

Я

5

S

s 3

о 3

я

® 3

* 8

® д

CQ н

i X о

е 3 а з

к 5 к(5

о ф

Е в а s о § в - н ш g W о Sa’s 3 о а “ « § 8 „> о в ° 3 8 « 2^ О §в н

Осевой момент сопротивлений, см3

Масса, кг

s

Е н

gg

й о

8

3 о я в

X St

5з

<5

я Ы >i ч^е-

3 -е* <

Трубы с высаженными внутрь концами (ТБВ)

60,3

80

7

46,3

32

42,3

14

15,6

9,1

1,2

2,7

(60)

9

42,3

24

49,1

16

17,5

11,3

1,4

73,0

7

59,0

45

79,8

22

25,6

11,4

1,6

(73)

95

9

55,0

34

94,3

26

30,9

14,2

2,4

4,2

11

51,0

28

106,0

29

32,4

16,8

2,2

89,0

7

75,0

60

152,4

34

43,0

14,2

2,4

(89)

108

9

71,0

49

182,9

41

53,3

17,8

3,4

4,4

11

67,0

45

208,7

47

55,8

21,2

3,2

101,6

127

7

87,6

74

233,5

46

57,3

16,4

3,0

7,0

<Ю2)

8

85,6

70

259,0

51

64,3

18,5

3,4

9

83,6

66

282,8

56

70,3

20,4

3,8

10

81,6

62

304,9

60

75,4

22,4

4,0

114,3

140

7

100,3

82

340,4

60

87,5

18,5

4,6

9,0

<Н4)

8

98,3

78

378,8

66

95,8

20,9

5,8

9

96,3

74

414,9

73

103,1

23,3

6,0

10

94,3

70

448,9

79

109,3

25,7

6,6

11

92,3

68

480,7

84

112,0

28,0

6,4

127,0

152

7

113,0

95

475,8

75

111,6

20,7

5,8

10,0

<127)

8

111,0

91

530,9

84

123,1

23,5

6,4

9

109,0

87

583,0

92

133,3

26,2

7,0

10

107,0

83

632,4

100

142,2

28,9

7,6

139,7

171

8

123,7

105

719,0

103

161,5

26,0

7,0

14,0

(140)

9

121,7

101

791,4

113

175,3

29,0

7,6

10

119,0

100

860,4

123

187,5

32,0

8,2

И

117,0

91

925,9

133

203,4

35,0

9,6

168,3

197

9

160,3

128

1430,7

170

268,2

35,3

9,8

16,7

(168)

10

148,3

124

1561,2

186

288,7

39,0

10,8

3 я

о

5

Q.S

а з*

-е- о.

Ч

а

i

&

м &

1 Я

о X о &

|i ч§

до з" я Sv н|В | g | s я

Ф О J

Осевой момент сопротивлений, см3

Масса, кг

« О *

3

S'

3 о

ад о

1

s з

Л о g §

Si £

3

Трубы с высаженными наружу концами (ТБН)

60,3

86

7

46,3

42,3

14

—

9,1

1,5

2,7

(60)

9

42,3

—

49,1

16

—

11,3

. 73,0

105

7

59,0

79,8

22

11,4

2,5

4,7

(73)

9

55,0

•-

94,3

26

—

14,2

11

51,0

—

106,0

29

—

16,8

89,0

118

7

75,0

-

152,4

34

14,2

3,5

5,2

(89)

9

71,0

—

182,9

41

—

17,8

И

67,0

—

209,7

47

—

21,2

101,6

140

8

85,6

-

359,0

51

18,5

4,5

9,0

(Ю2)

9

83,6

—

282,8

56

.—

20,4

10

81,6

—

304,9

60

—

22,4

114,3

152

8

98,3

.

378,8

66

20,9

5,0

11,0

(114)

9

96,3

—

414,9

73

—

23,3

10

94,3

.—

448,9

79

,—.

25,7

11

92,3

—

480,7

84

28,0

139,7

185

8

123,7

-

719,0

103

26,0

7,0

15,0

(140)

9

121,7

—

791,4

113

—-

29,0

11

117,0

—

925,9

133

—

35,0

Ведущая труба имеет в большинстве случаев квадратное сечение. Вращающий момент бурильной колонне передается через ведущую трубу вращением ротора, в который вставляются соответствующие квадратные вкладыши, позволяющие свободно перемещаться ведущей трубе вдоль оси скважины. Ведущие трубы имеют сборную конструкцию, состоящую из собственно трубы, верхнего переводника для соединения с вертлюгом и нижнего переводника, соединяемого с бурильными трубами. Ведущие трубы изготовляются из стали группы прочности Д, К и марок 36Г2С, Ст. 40, выпускаются следующих типоразмеров по стороне квадрата: 80, 112, 140 и 155 мм с диаметрами канала соответственно 32, 74, 85 и 100 мм и длиной труб 8, 13, 14 и 15 м.

Бурильные трубы изготовляются следующих конструкций: с высаженными внутрь концами (рис. II.2,а); с высаженными наружу концами (рис. 11.2,6); с приваренными соединительными концами; со стабилизирующим пояском; без- замковые раструбные трубы.

Бурильные трубы с высаженными внутрь концами наиболее широко распространены в практике бурения. Они имеют конусную мелкую трубную резьбу. Высадка внутрь на концах трубы уменьшает ее внутренний диаметр. Соеди-

няются эти трубы при помощи замков и муфт (рис. П.З, а и П.З,6). Длина их 6,8 и 11,5 м при наружном диаметре 60, 73, 89 и 102 мм; трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускаются длиной 11,5 м.,

Трубы с высаженными наружу концами имеют такую же резьбу. Они имеют неизменный внутренний диаметр по всей своей длине, что улучшает их гидравлическую характеристику по сравнению с трубами с высаженными внутрь концами, так как значительно снижаются гидравлические потери потока жидкости в них. Эти трубы выпускаются диаметрами 60, 73, 89, 114 и 140 мм, они имеют такие же длины, как и трубы с высаженными внутрь концами.

Основные характеристики бурильных труб приведены в табл. П.З.

Бурильные трубы с приваренными соединительными концами имеют равнопроходной канал по всей длине труб. Для их соединения используется крупная замковая резьба.

ддДля соединения бурильных труб с высаженными внутрь концами используют два типа замков: ЗШ — с диаметром проходного сечения, близким к диаметру проходного сечения высаженных концов бурильных труб; ЗН — с диаметром проходного сечения значительно меньшим диаметра проходного сечения высаженных концов бурильных труб. Бурильные трубы с высаженными наружу концами соединяются с помощью замков с увеличенным проходным сечением ЗУ.

д

д

Рис. ПЛ. Утяжеленные бурильные трубы:а — гладкие; б — с конусной проточкойРис. ПЛ. Утяжеленные бурильные трубы:а — гладкие; б — с конусной проточкойНиппель и муфта бурильного замка соединяются между собой конической крупной замковой резьбой, а с бурильными трубами — мелкой трубной резьбой.

Рис. ПЛ. Утяжеленные бурильные трубы:а — гладкие; б — с конусной проточкой

Рис. ПЛ. Утяжеленные бурильные трубы:а — гладкие; б — с конусной проточкой

Утяжеленные бурильные трубы устанавливают над долотом при буре

нии в целях увеличения жесткости нижней части бурильной колонны, а также создания нагрузки на долото меньшим числом бурильных труб. При испытании скважин испытателями пластов из утяжеленных бурильных труб изготовляют хвостовик с целью повышения его прочности и устойчивости. Применяют УБТ также с целью создания необходимых нагрузок на пакер при установке последнего в кровле интервала испытания.

УБТ выпускают двух типов: гладкие по всей длине и с конусной проточкой для лучшего захвата их клиньями во время спуска и подъема бурильной колонны (рис. П.4, а и 11.4,6).

Переводники предназначены для соединения отдельных секций бурильной колонны, имеющих различные диаметры.

Легкосплавные бурильные трубы изготовляются из алюминиевых материалов. Они имеют меньшую массу по сравнению со стальными бурильными трубами, а поэтому могут применяться при бурении более глубоких скважин. Выпускаются легкосплавные трубы с высаженными внутрь концами диаметром 73, 93, 114, 129 и 147 мм.

ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважины при бурении, управления скважиной путем создания противодавления на пласт и возвращения к нормальному процессу бурения. Оно состоит из превенторной установки, специальных задвижек, катушек, клапанов и другого оборудования, применяемого при ликвидации открытого фонтанирования скважины. В превенторную установку входят плашечные и универсальные превенторы, манифольд и гидравлическая система управления. Превенторная установка позволяет проводить следующие операции: быстро и надежно герметизировать устье скважины; обеспечивать циркуляцию раствора с противодавлением на пласт; осуществлять расхаживание и проворачивание инструмента при герметизированном устье; закачивать раствор в скважину буровым или цементиро-

Рис. П.5. Схемы превенторных установок:

в — двух- и трехпревенторные схемы с двумя линиями манифольда, б — трехпревенторная с тремя линиями манифольда; в—трехпревенторная с четырьмя линиями манифольда 1 — колонная головка; 2 3 — плашечные превенторы; 4 — универсальный превентор; 5 — фланцевая катушка; 6—разъемный желоб; 7— отсекатель; 8—гидроприводная прямоточная задвижка, 9 — фланец под манометр, 10 — запорное устройство и разделитель к манометру, 11 — манометр, /2 — прямоточная задвижка, 13 — тройник, 14 — крестовина, /5 — быстросменный штуцер, 16 — регулируемый штуцер, 17 — отбойная камера, 18, 19 — устьевые крестовины; / — линия глушения. II — линия дросселирования, III — резервная линия, IV — линия в желоб

ночным насосом; быстро снижать давление в скважине; бурить и вскрывать продуктивные пласты с использованием газообразных агентов.

Обвязка устья скважины превенторными установками производится по одной из четырех типовых схем [16], приведенных на рис. П.5.

По схеме I (рис. П.5, а) на колонную головку устанавливают устьевую крестовину, плашечный и универсальный превенторы. К боковым отводам крестовины подсоединяют манифольд превенторной установки, включающий две гид- роприводные задвижки, задвижки с ручным управлением, регулирующий штуцер с отбойной камерой, два быстросъемных штуцера, вентили с манометрами, крестовины, катушки, тройники и т. д. Одна отходящая от крестовины линия является линией глушения, другая — линией дросселирования.

По схеме II (рис. П.5, а) устанавливаются три превентора: два плашечных и универсальный.

В схеме III (рис. П.5, б), применяемой при бурении скважины с давлением на устье более 35 МПа, монтируются также три превентора, но между двумя плашечными превенторами устанавливается дополнительная крестовина. Здесь манифольд имеет три струны: две нижние, оснащенные аналогично струнам в первых двух схемах, являются линиями дросселирования и глушения; верхняя линия — резервная.

Таблица П.4

Типоразмер

Схемы

Рабочее давление превентора и манифольда, МПа

Наибольший диаметр труб, пропускаемых через превентор, мм

Диаметр проходного отверстия превентора» мм

I

II

III

IV

ОП-180Х210 ОП-180X350 ОП-180X700 ОП-180ХЮ50

—

+ + +

+ + +

+ + +

21

35

70

105

127

180

ОП-230Х350

ОП-230Х800

+

+ +

+ +

+ +

35

70

146

230

ОП-280Х2Ю ОП-280Х350 ОП-280Х700

+ +

+ + +

+ + +

+ + +

21

35

70

194

280

ОП-350Х210 ОП <350X350 ОП-350Х700

+ +

+ + +

+ +

21

35

70

273

350

ОП-425Х140

ОП-425Х2Ю

+ +

+ +

—

+ +

14

21

340

425

ОП-520ХИ0 ОП-520Х210

+

+

+ +

—

+ +

14

21

426

520

По схеме IV (рис. II.5, в), где на колонной головке монтируются три превентора и две крестовины, как и в схеме (рис. II.5, в), к отводам крестовин подсоединяются четыре линии манифольда. Здесь регулируемые штуцера устанавливаются на верхней струне, расположенной между двумя превенторами, что обеспечивает большую надежность противовыбросового оборудования, так как при перекрытии нижнего превентора верхний не подвержен действию аг-

рессивных жидкостей, поступивших из пласта. В случае выхода из строя нижнего превентора верхний может перекрыть устье скважины.

Основные параметры противовыбросового оборудования приведены в табл. П.4.

БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ'

В зависимости от глубины бурения скважин устанавливаются различные буровые установки. Основной параметр буровых установок — грузоподъемность. Номинальная грузоподъемность определяется величиной наибольшей массы бурильной колонны, допустимой при нормальной длительной работе буровой установки. Максимальная грузоподъемность определяется максимальной массой груза, подвешенного на крюке, воспринимаемого буровой установкой при спуске обсадных колонн и при ликвидации прихватов.

Таким образом, номинальная грузоподъемность определяет возможную глубину бурения трубами данного типоразмера; максимальная — статическую допустимую нагрузку на крюк. В табл. II.5 приведена техническая характеристика применяемых в разведочном и эксплуатационном бурении буровых установок.

Таблица II.5

Параметры

Буровые установки

>> to

to

>> to

1

> to

>> to

|

и

>> to

и

Условная глубина бурения в м, при массе бурильной колонны 30 кг/м

2000

2500

3000

4000

5000

6500

8000

10000

Максимальная нагрузка на крюке при бурении и креплении, кН

1200

1400

1700

2000

2500

3200

4000

6300

Наибольшая расчетная скорость подъема, м/с

1,8

1,8

1,7

1,8

1,6

1,7

1,8

1,6

Наибольшая оснастка талевой системы

4X5

4X5

5X6

5X6

6X7

6X7

6X7

7X8

Номинальная длина свечи, м

Диаметр отверстия в стволе ротора, мм

18

25

25

25

25

25

27

27

460

500

560

560

560

700

760

950

Мощность буровых насосов, кВт

600

600

650

660

950

990

1180

1180

Наибольшее давление на выходе насоса, МПа

20

20

25

25

25

32

32

40

■Суммарный объем емкости циркуляционной системы, м3

<120

>120

150

180

240

300

300

360

Глава IIIЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ

В комплекс работ по заканчиванию скважины входят вскрытие продуктивного пласта и оборудование забоя скважины эксплуатационной колонной или хвостовиком, вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией колонны» освоение скважины — вызов притока жидкости из пласта, отработка на устье скважины пластовой жидкостью с установкой различных штуцеров и передача скважины в эксплуатацию.

ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Получение притока нефти и газа из пласта в значительной степени зависит от технологии бурения, состава и свойств применяемых промывочных жидкостей, длительности воздействия промывочной жидкости на пласт, а также от качества работ по разобщению данного пласта от других проницаемых горизонтов.

В зависимости от типа коллектора промывочная жидкость в той или иной степени оказывает воздействие на него: фильтрат и твердые частицы, проникая в пласт, забивают поры коллектора, снижают проницаемость призабойной части пласта, затрудняя приток нефти и газа к скважине после создания депрессии.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что высокопроницаемые коллекторы (проницаемостью >=0,5 мкм2), как правило, не подвергаются значительному загрязнению даже при поступлении в них больших объемов промывочной жидкости и его фильтрата, так как последние легко вымываются из пласта при пуске скважины в работу.

Коллекторы средней проницаемости (0,1—0,5 мкм2) значительно загрязняются при воздействии промывочной жидкости и, хотя скважины с такими коллекторами легко осваиваются, самоочистка призабойной части пласта практически не происходит.

Коллекторы с проницаемостыб 0,05—0,1 мкм2 также подвергаются значительному загрязнению, и при освоении возникают затруднения по вызову притока, поэтому требуется применение специальных методов воздействия на призабойную зону пласта для очистки ее от загрязнения

Низкопроницаемые коллекторы (0,01—0,05 мкм2) при воздействии промывочной жидкости склонны к полной закупорке, что приводит к потере гидродинамической связи пласта со скважиной. При этом также требуются неоднократные работы по интенсификации притока из пласта.

Наконец, коллекторы очень низкой проницаемости (<0,01 мкм2), которые, хотя и не дают возможности глубоко проникнуть фильтрату и промывочной жидкости в пласт, также трудно осваиваются. Эти коллекторы даже после полной очистки не дают высоких промышленных дебитов Поэтому требуются мощные методы воздействия на них, например, гидроразрыв пласта с созданием глубоких трещин-каналов, по которым нефть с большей интенсивностью может поступать к забою скважины.

ГлубинА проникновения фильтрата и самой промывочной жидкости в пласт определяется величиной репрессии — превышения давления промывочной жидкости в скважине над пластовым. Для уменьшения репрессии на пласт плотность промывочной жидкости устанавливают в соответствии с коэффициентом аномальности, Ка= (1,10-^1,15) для скважин глубиной до 1200 м и Ка—1,05— для более глубоких скважин.

Снижение степени влияния промывочной жидкости на пласт достигается также регулированием свойств промывочной жидкости. Наилучшие промывоч- 24

ные жидкости для вскрытия продуктивных пластов — газообразные агенты, безводные растворы на нефтяной основе, а также обращенные эмульсии с минерализованной водной фазой.

Поскольку при бурении скважин чаще всего используют жидкости на водной основе, то для улучшения свойств этих жидкостей они подвергаются физико- химической обработке При этом к жидкости предъявляют ряд требований [13]: 1) фильтрат промывочной жидкости не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофобности породы и количества физически связанной воды в порах пласта; 2) фильтрат не должен вступать в физико-химическое взаимодействие с породой пласта, 3) гранулометрический состав твердой фазы промывочной жидкости должен соответствовать структуре пористой среды таким образом, чтобы твердые частицы не забивали каналы фильтрации жидкости и вымывались при запуске скважины в работу; 4) поверхностное натяжение на границе фильтрат — углеводородное содержимое пласта должно быть минимальным, 5) водоотдача при забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические свойства такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании пласта было минимальным; 6) степень минерализации и солевой состав фильтрата должны быть близкими к пластовым.

Этим требованиям лучше всего удовлетворяют бесщелочные минерализованные промывочные жидкости с малой водоотдачей

В практике вскрытия продуктивных пластов применяются следующие виды буровых растворов [9].

Вода, используемая в качестве промывочной жидкости, подвергается обработке 0,2—0,6% ПАВ (например, ОП-10).

Глинистый раствор обычно подвергается обработке ПАВ, может быть термостойким, хлоркальциевым, эмульсионным и т. д. в зависимости от геолого-физических характеристик пород вскрываемого пласта.

Безглинистые буровые растворы — меловые, полимерные жидкости — не приводят к сильному загрязнению пластов, так как они устойчивы к действию солей, не вступают в физико-химические реакции с породой пласта, легко поддаются обработке химическими реагентами.

Растворы на углеводородной основе применяют при вскрытии нефтяных пластов.

Безводный раствор представляет собой нефть, дизельное топливо, различные смеси мазутов; имеет невысокую плотность и поэтому рассчитан на вскрытие пластов, имеющих невысокие пластовые давления.

Известково-битумные растворы представляют собой смесь дизельного топлива, окисленного битума и извести. В эти растворы может быть введен суль-, фонол в количестве 1—3% от общего объема, а также утяжелитель — барит.' Гидрофобные эмульсионные растворы — смеси дизельного топлива, битумного порошка, молотой негашеной извести с водой в соотношениях 1 : 1 или 1 : 1,5, где дисперсионной средой является углеводородный компонент, дисперсной фазой — вода.

СПОСОБЫ КРЕПЛЕНИЯ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

Способы крепления забоев скважин продуктивного пласта определяются конструкцией конкретной скважины, типом коллектора, его проницаемостью и степенью однородности, степенью устойчивости пород, слагающих стенки скважины, наличием близкорасположенных к продуктивному пласту напорных горизонтов — подошвенных вод, газовых пластов. В зависимости от указанных факторов конструкция забоя может быть выбрана: открытой, закрытой, смешанной, предотвращающей вынос песка.

В основу приведенной ниже технологической программы выбора конструкций забоев скважин положена схема, предложенная в работе [1], где достаточно полно учитываются все наиболее важные геолого-технические факторы, влияющие на процесс притока жидкости к скважине (рис. Ш.1).

Основным показателем, обусловливающим необходимость крепить забой скважины, является прочность горных пород, составляющих продуктивную толщу разреза скважины. Если породы продуктивного пласта являются непроч-

о

г1 Выбор конструкции забоя |-

Тип коллектора

| Трещинный или трещинно-поровый | | Поровый или породо-трещинный |

Способ эксплуатации

Нет

и.1 или К-г<

ровный

| Раздельный |-| | Раздельный |

Нет Да

Прочный ?

ровный

| Раздельный |

Тип забоя

/итсцт-\^/ствие близко-^^,расположенных напору\рых горизонтов/

><Да| Открытый |

Нет

1

| Смешанный |

Нет

Нет

Да

Раздельный, совмест-ный или раздельно-совместный

I Закрытый I

1 ~ ।_

Предотвращающийвынос песка

Да

НМОООм

Да

Нет

Да

Цгадр^ Ю'2МПа/м.

Песча-

жмелкозер-

УС-

ойчивый

лизкорас-

оложенных напор- ыхгоризон-

тсутст- 'ие близкораспо'-

оженных напорны. горизонтов.

рднород'- ый коллек-

Да

Нет

стои-

Нет Да

чивый

Рис. 1П.1. Схема выбора конструкции забоя ск»ажниы

Конструкции забоя

ными, что характерно для песчаных пород, то необходимо применять конст рукцию забоя, обеспечивающую предотвращение выноса песка.

В прочных трещинных и трещинно-поровых коллекторах возможно применение открытого забоя, а также обсаженного перфорированными колонной или хвостовиком, незацементированными в интервале продуктивного пласта. Если нефтегазонасыщенные горные породы неоднородны по проницаемости, то независимо от того, являются они коллекторами терригенного или карбонатного типа, рекомендуется применение закрытого забоя, т. е. перекрытого зацементированной обсадной колонной или хвостовиком.

Конструкция забоя смешанного типа выбирается в тех случаях, когда на небольшом расстоянии (до 5 м) от продуктивного пласта находятся напорные горизонты (газовая шапка или подошвенная вода).

Выбор типа конструкции скважины зависит также от мощности продуктивного пласта: в карбонатных породах при мощности более 100 м рекомендуется применение конструкции забоя смешанного типа, а менее 100 м — открытого типа; в терригенных породах при мощности пород более 10 м необходимо закреплять призабойную зону проницаемым тампонажным материалом с перекрытием забоя хвостовиком, а при мощности менее 10 м можно, закрепив призабойную зону проницаемым тампонажным материалом, не перекрывать ее хвостовиком.

Помимо указанных факторов для карбонатных пород определяются еще показатели, характеризующие устойчивость пород в призабойной зоне и фильтрационные свойства. Устойчивость пород зависит от ожидаемых перепадов давления на призабойную зону пласта — предельное значение перепада давления определяется из условия grad рпл^0,01 МПа/м. При этом отпадает необходимость перекрытия продуктивного интервала перфорированными хвостовиком или низом обсадной колонны. При grad рпл>0,01 МПа/м, но невысокой проницаемости пласта (&п<0,1 мкм2— поровая проницаемость или Ат< 0,01 мкм2— трещинная проницаемость) также возможна эксплуатация скважины с открытым забоем без спуска фильтра. Если же в последнем случае проницаемость пласта окажется высокой f£n>-0,l мкм2 или йт>0,01 мкм2), то необходимо перекрыть забой скважины фильтром.

ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА

Вскрытие пласта перфорацией после спуска обсадной колонны или хвостовика и их цементирования — наиболее важная и ответственная операция заканчивания скважины. Для вскрытия пластов применяют стреляющие (кумулятивные и пулевые) и гидропескоструйные перфораторы.

Кумулятивные перфораторы, наиболее часто применяемые при вторичном вскрытии пластов, создают отверстия в обсадных колоннах, цементе и породе пластов фокусированными струями газов, образующихся при взрыве кумулятивных зарядов. Спускаются перфораторы в скважину на кабеле или насоснокомпрессорных трубах, а взрываются при помощи детонирующего шнура, соединенного с запальной головкой.

Промышленностью выпускаются следующие типы перфораторов.

Корпусные перфораторы. В них кумулятивные заряды и средства взрывания изолированы от внешней среды, находятся внутри стального корпуса. Корпус перфоратора извлекается на поверхность после завершения прострела колонны. Перфораторы выпускаются следующих модификаций:

ПК — перфоратор многократного использования — имеет толстостенный стальной корпус с отверстиями, расположенными против зарядов (рассчитан на 20—40 повторных взрывов);

ПКО — перфоратор однократного использования — имеет корпус в виде сплошной тонкостенной трубы, простреливаемой при взрыве зарядов (ПКОС — малогабаритный секционный перфоратор — предназначен для прострела бурильных труб с целью восстановления циркуляции жидкости);

ПНК — перфоратор, спускаемый в скважину на насосно-компрессорных трубах, имеет взрывное устройство, приводимое в действие давлением жидкости.

Бескорпусные перфораторы имеют следующие модификации.

ПКС — ленточный кумулятивный перфоратор. В нем заряды, заключенные в стеклянные оболочки, монтируются в гнездах металлических лент. После срабатывания перфоратора его обоймы полностью разрушаются, а каркас извлекается на поверхность.

КПРУ — кумулятивный разрушающийся перфоратор — имеет заряды, заключенные в алюминиевые герметичные оболочки. Заряды собирают в длинные гирлянды с помощью соединительных обойм. Перфоратор может применяться в скважинах, в которых осевшие на забой после взрыва осколки (массой 12 кг на 100 зарядов) не вызывают осложнений. Последние могут быть растворены 25—35%-ным раствором каустической соды.

ПР — разрушающийся перфоратор — может быть спущен в скважину через колонну насосно-компрессорных труб при вскрытии пластов с депрессией. Слой осевших на забое осколков перфоратора длиной 1 м для колонн 114—168 мм составляет 7—16 см.

Пулевые перфораторы залпового действия с вертикально криволинейными стволами имеют модификации ПВН90Т, ПВТ73 и ПВК70. Большая масса, калибр и скорость пуль обеспечивают большую пробивную способность по сравнению с кумулятивными перфораторами. Однако мощность вскрываемого пласта и плотность перфорации здесь значительно меньше.

Торпедирование скважин осуществляется с помощью специальных торпед, заряженных взрывчатыми веществами — тротилом, тетрилом, гексогеном, нитроглицерином, аммонитом, динамитом и т. д., которые взрывают после спуска торпеды в скважину. При торпедировании в пласте образуется каверна, от которой во все стороны расходится сеть больших и малых трещин, в результате чего резко повышается проницаемость пород в призабойной зоне и значительно увеличивается дебит скважины.

В таблице III. 1 приведена техническая характеристика основных типов' перфораторов, применяемых в нефтепромысловой практике.

Гидропескоструйная перфорация связана с использованием энергии высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вытекающих из насадок перфоратора.

Применяют перфораторы в двух вариантах: АП6М80 и АП6М100. Характеристика перфораторов приведена ниже.

ТипДиаметр, ммДлина, мм ...Число насадокДиаметр колонн, ммДиаметр насадки, ммТипДиаметр, ммДлина, мм ...Число насадокДиаметр колонн, ммДиаметр насадки, ммАП6М80 АП6М100

Тип

Диаметр, мм

Длина, мм ...

Число насадок

Диаметр колонн, мм

Диаметр насадки, мм

Тип

Диаметр, мм

Длина, мм ...

Число насадок

Диаметр колонн, мм

Диаметр насадки, мм

80100

780835

610

89—168141иболее

4, 5, 63, 4, 5, 6

Для прострела колонны перфоратор спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. В корпусе перфоратора размещают несколько ко- ноидальных победитовых насадок. После спуска перфоратора на требуемую глубину делают промывку обсадной колонны и сбрасывают шар для перекры- • тия проходного отверстия в хвостовике перфоратора. В результате жидкость, закачиваемая в НКТ, выходит из них только через коноидальные насадки. При скорости истечения жидкости из насадки 120—150 м/с струя смеси жидкости пробивает отверстия в обсадной колонне, цементном камне и горной породе. Концентрация кварцевого песка в жидкости составляет 50—100 кг/м3. В качестве жидкости-песконосителя используют дегазированную нефть, растворы на нефтяной основе, водный раствор хлористого кальция и другие, которые не вызывают ухудшения коллекторских свойств пласта.

Длина перфорированного канала за 15—20 мин закачки песка может до- |стигать 1 м и более. При этом диаметр отверстий в обсадной колонне равен I 13—15 мм, а в породе — до 60 мм.

6 Гидропескоструйная перфорация идет при непрерывной циркуляции жидкости. Абразивосодержащая жидкость после отработки вытекает из пласта назад в обсадную колонну и выносится на поверхность циркулирующим раствором. Часть песка, осевшего на забое, вымывается на поверхность обратной циркуляцией.

Техническая характеристика перфораторовТаблица IIL1

Обозначение (шифр) перфораторов

Диаметры обсадных колонн, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Термобаростойкость

Максимальная плотность перфорации, отв/м

Максимальная мощность интервала перфорации, м

Размеры пробитого в породе канала в мм при о, МПа

Г, °C

Р, МПа

Диаметр пробитого канала в трубе, мм

Диаметр

Длина

700

400

700

400

Кумулятивные, корпусные пк юз

146—178

124

150

50

12,0

3,5

8,3

8,5

10,0

130

150

ПК 105 ДУ

146—178

124

180

100

12,0

3,5

8,3

8,5

10,0

145

165

ПК 85 ДУ

114-146

98

180

100

13,0

3,0

5,0

7,0

8,5

95

108

ПК 95 Н

146—178

118

200

120

12.0

6,0

12,0

13,0

15,0

255

290

ПК 80 Н

114—146

98

200

120

12,0

6,0

10,0

10,0

13,0

185

210

ПКО 89

127—178

109

180

60

6,7

10,0

14,0

12,0

14,0

250

285

ПКО 73

114-146

98

180

60

10,0

10,0

13,0

11,0

13,0

155

175

ПКОТ 89

127—178

118

250

150

6,7

4,5

14,0

12,0

14,0

285

325

ПКОТ 73

114—146

98

250

150

10,0

4,0

12,0

11,0

13,0

245

280

ПКОС 60

76

190

150

12,0

2,0

11,0

ПКОС 38

45

200

120

16,4

0,5

10,0

ПКОС 32

38

200

150

25,0

0,3

8,0

ПНКТ 89

127-178

118

180

100

6,7

50,0

14,0

12,0

14,0

250

285

ПНКТ 73

114-146

98

180

100

10,0

50,0

13,0

11,0

13,0

155

175

Кумулятивные бескорпусные пкс 160

ПКС 150 Т

146—173

124

150

80

6,0

30,0

14,0

12,0

14,0

275

365

ПКС 80 Т

114—146

98

150

80

6,0

30,0

8,0

8,0

10,0

165

140

пкс 65

89-114

76

150"

80

6,0

30,0

10,5

8,0

9,5

145

165

КПРУ 65

89—114

76

150

80

8,0

30,0

11,0

10,0

12,0

200

230

ПР 54

73-114

62

150

80

10,0

25,0

10,0

10,0

12,0

150

170

ПР 43

Пулевые

73—114

146-178

50

150

80

10,0

25,0

8,0

8,0

10,0

120

135

ПВН 90 Т

118

160

100

4,0

3,0

20,0

20,0

20,0

200

230

ПВТ 73

114—146

98

160

100

2,0

6,10

20,0

20,0

20,0

230

265

ПВК 70

Торпедный

114—146

98

160

100

1,5

6,10

35,0

25,0

25,0

270

365

ТПК 22

168—178

ПО

50

6

1,0

22,0

22,0

22,0

100

160

у Примечание. Цифрами в шифрах перфораторов убозначены их наружные диаметры, а — твердость пород по штампу.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ

Под освоением скважины понимают комплекс работ по вызову притока жидкости из пласта, в случае необходимости — интенсификации скважины и очистке ее призабойной зоны от загрязнения и, в конечном счете, получению промышленного притока пластовой жидкости. При освоении скважины в эксплуатационную колонну спускают насосно-компрессорные трубы с установкой нижнего конца колонны выше интервала перфорации на 50—150 м. Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой, на боковых отводах которой размещают штуцерные камеры, а в конце выкидных линий устанавливают трапную установку и емкости для замера объемов поступающей смеси.

Технологическая программа освоения скважины: вызова притока, интенсификации скважины и испытания на штуцерах — приведена на рис. Ш.2.

Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине ниже пластового и создается депрессия на пласт, при которой пластовая жидкость начинает поступать в скважину и по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность.

Если пластовое давление выше гидростатического, то запуск скважины в работу осуществляют простой заменой тяжелого глинистого раствора в скважине на воду, а затем, если скважина не стала проявлять себя, на нефть (I).

В тех же случаях, когда пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт проницаем и незагрязнен, для дальнейшего снижения давления в скважине применяют способы запуска скважины компрессором, аэрирование жидкости, а также свабирование (II).'

Когда же пласт низкопроницаем или проницаем, но сильно загрязнен, используют дополнительно интенсифицирующие воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью ее активизации, очистки от загрязнения, снижения сопротивления фильтрации нефти и газа. Среди методов воздействия на ПЗП различают методы химического, гидромеханического и комбинированного воздействия на пласт (III, IV). Когда в результате применения различных способов воздействия на призабойную зону не удается вызвать приток жидкости из пласта, анализируются результаты освоения скважины в комплексе со всем имеющимся геолого-геофизическим материалом и данными о строительстве скважины и делается вывод о целесообразности проведения дальнейших интенсифицирующих работ на данном объекте (V). Если объект оказался непродуктивным, принимается решение о переходе к испытанию следующего объекта либо о консервации или ликвидации скважины (VI).

Если после проведения интенсифицирующих операций удается вызвать приток жидкости из пласта, осуществляют испытание скважины на различных режимах, по результатам которого определяют продуктивные характеристики скважины, способ ее эксплуатации. Затем скважину передают в эксплуатационный фонд нефтедобывающего предприятия.

Вызов притока жидкости из пласта с помощью компрессора — один из наи- >более распространенных способов запуска скважины. В настоящее время на промыслах чаще используют компрессорные установки УКП-8-80, реже КС-16-100 и КПУ-16-250. Применяют также компрессорные установки АК-7/200 и ДКС-3,5/200. Их основные технические показатели приведены ниже.

установкиустановкий

установки

установки

УКП-8-80КС-16-100КПУ-16-250 АК-7/200 ДКС-3,5/200

Подача, м3/мин Давление, МПа Вес, кН .Подача, м3/мин Давление, МПа Вес, кН .(КПУ-16-100)

Подача, м3/мин Давление, МПа Вес, кН .

Подача, м3/мин Давление, МПа Вес, кН .

8161673,5

810252020

16,123,5—7,811,1

Для запускас (или газ) вДля запускас (или газ) вскважины в работу необходимо компрессором закачать воз- НКТ при прямой прокачке или в затрубное пространство при

Для запускас (или газ) в

Для запускас (или газ) в

обратной прокачке до башмака НКТ, после чего произойдет прррыв газа через башмак, снизится давление на забое скважины и жидкость начнет поступать на поверхность. Однако в большинстве случаев даже максимально возможного давления, развиваемого компрессором, оказывается далеко не доста-

Освоение скватины

IIВызов притока.

I

I

ДаДаНетНетПолученПолученли притокли притокЗамена промывочной, жидкости на воду, нефть

Да

Да

Нет

Нет

Получен

Получен

ли приток

ли приток

Запуск скважины компрессором ,д аэрирование жидкости, свабирова -ние

ДаДаНетНетПолученПолученли притокли приток

Да

Да

Нет

Нет

Получен

Получен

ли приток

ли приток

. Выбор способов и проведение интен- щ сификации (химического, гидродинамического воздействия на пласт')

вызов притока из пласта по способам IЛ

да

Нет

ли приток

Получен

Анализ результатов освоения и интенсификации скважин

Возможно

Да

ли получение

притока^

Нет

Решение о ликвидации или консервации скважин, переходе к следующему объекту

Испытание скважины на различных режимах.

Передача скважины в эксплуатацию

Рис. III.2. Схема проведения работ по освоению скважины

точно для продавки воздухом жидкости до башмака НКТ. Максимальная глубина понижения уровня жидкости в скважине определяется из соотношения h=ply, где р— максимальное давление, создаваемое компрессором, -у — удельный вес жидкости в скважине. Кроме того, создание в затрубном пространстве высоких давлений не всегда допустимо из-за прочностных ограничений обсадной колонны. Поэтому при работе с компрессором применяют различные со-

■четания способов закачки воздуха в трубное или затрубное пространство, в которые входят, вытеснение части жидкости, находящейся в скважине, изменение направления потока воздуха, применение пусковых отверстий и клапанов, нагнетание в скважину «воздушных пачек», аэрирование жидкости, промывка пе

нами.

Нагнетание воздушных пачек производится по схеме, приведенной на рис. Ш.З, а. К устью скважины подсоединяются через тройник компрессор, на выкидной линии которого устанавливается обратный клапан, и насосный агре

РИС. Ш.З. Схема пуска скважины:

гат для продавки воздушных пачек водой. По мере закачки в скважину последовательно пачек газа (воздуха) и воды и поступления их в НКТ давление на пласт снижается, в результате чего пласт начинает проявлять и скважина запускается в работу.

Аэрирование жидкости осуществляется путем совместной закачки в скважину газожидкостной смеси при одновременной работе компрессорной установки и насосного агрегата (рис. Ш.З, б). При этом создается возможность плавного понижения удельного веса аэрированной жидкости от 10 до 3—4 кН/м3. Ограничение применения метода, как и в других методах запуска скважины компрессором, связано с величиной максимально возможного давления, развиваемого компрессором.

Метод промывки скважины пенами для снижения давления на забое и за-

-а — нагнетанием воздушных пачек; аэрированием жидкости 1 — емкость

б — для БО

глинистого раствора, 2 — емкость дляды, 3 — насосный агрегат, 4 — компрессор,-5 — штуцер, 6 — обратный клапан, 7 —

аэратор

пуска скважины в работу аналогичен методу аэрирования жидкости. Пены — это высококонцентрированные дисперсные системы газа в жидкости, где дисперсной фазой является газ (воздух), а дисперсионной средой — жидкость.

Двухфазная пена представляет собой аэрированный водный раствор ПАВ. Трехфазная пена, кроме того, содержит дополнительно твердую фазу — стаби

лизатор.

Запуск скважины в работу с помощью пусковых клапанов, устанавливаемых на некотором расстоянии друг от друга на колонне насосно-компрессорных труб, исключает необходимость продавливать газ до башмака колонны.

Первая пусковая муфта располагается на максимальной глубине возможной продавки газ компрессором при максимальном давлении. После продувки газа через первый пусковой клапан давление столба жидкости от поверхности до этой муфты резко снижается, клапан закрывается, и тем самым создается возможность для дальнейшей продавки газа по заколонному пространству до следующей пусковой муфты. Каждая последующая муфта устанавливается на такой глубине по отношению к предыдущей муфте, при которой давление, развиваемое компрессором, будет достаточно для преодоления давления столба .аэрированного раствора в верхней части НКТ и столба жидкости между двумя нижними муфтами.

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

Для интенсификации притока жидкости из пласта применяют различные методы химического, гидромеханического и комбинированного воздействия на призабойную зону пласта. В результате использования этих методов призабойная зона пласта очищается от загрязнения, создаются новые каналы фильтра-

ции пластовой жидкости, снижается гидравлическое сопротивление потоку жидкости в призабойной зоне пласта. ,

Выбор методов воздействия на призабойную зону определяется особенностью строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями.

Химические методы воздействия на пласт

Химические методы воздействия на пласт применяются в основном для очистки пласта от загрязнения. При обработке «чистого» пласта, не подверженного воздействию промывочной жидкости, использование химических методов малоэффективно, так как существенно повысить при этом продуктивность скважины не удается. Для обработки слабопроницаемых пластов целесообразно применять механические методы воздействия на пласт, например гидроразрыв пласта, при котором образуются глубокие трещины в пласте, являющиеся высокопроницаемыми каналами фильтрации жидкости из удаленных частей пласта к забою скважины.

Из химических методов воздействия на призабойную зону наиболее широко используются солянокислотные обработки пласта. Обычно применяется соляная кислота 8—15 %-ной концентрации. Использбвать соляную кислоту большей концентрации опасно, так как концентрированная кислота вступает в реакцию с металлическим оборудованием и быстро разрушает его. Слабоконцентрированная соляная кислота неэффективна из-за того, что в пласт приходится закачивать большие объемы рабочей жидкости.

Соляная кислота при контакте с породой вступает в химическую реакцию с карбонатными включениями- реакция с известняками описывается формулой СаСО3+2НС1=СаС12+Н2О + СО2; с доломитами CaMg(CO3)2+4HCl= = CaCl2+MgCl2+2H2O+2СО2.

Полученные в результате реакции хлористый кальций и хлористый магний хорошо растворяются в воде и поэтому легко удаляются из призабойной зоны пласта при запуске скважины в работу.

Исходя из химической активности соляной кислоты к карбонатным включениям, эту кислоту целесообразно применять при обработке карбонатных пород; использование кислоты для обработки терригенных пород менее эффективно.

На скорость реакции кислоты с породой оказывают влияние жидкости, насыщающие пласт, пластовые давление и температура. Водонасыщенные пласты при хорошем контакте породы с кислотой подвергаются более интенсивной обработке. С ростом температуры скоростр реакции кислоты с породой возрастает, а с увеличением давления — снижается. Поэтому в зависимости от типа обрабатываемых пластов для регулирования процесса взаимодействия кислоты с породой применяют различные замедлители, стабилизаторы, ПАВ.

Фтористоводородная (плавиковая) кислота используется для обработки призабойной зоны пластов с терригенным коллектором. Плавиковая кислота применяется в смеси с соляной кислотой (3% HF и 12% НС1). Она способна растворять как естественные глины, так и глинистые частицы, поступившие в пласт из скважины.

Из других кислот при обработке призабойной зоны пласта используется уксусная кислота, которая замедляет взаимодействие соляной кислоты с породой, предупреждает выпадение окислов железа, является активным реагентом, взаимодействующим с породой, 'растворяя ее.

Сульфаминовая кислота действует на породу аналогично соляной кислоте.

Объем раствора для обработки пласта кислотами определяется мощностью пласта и глубиной его загрязнения, которая устанавливается по результатам гидродинамических исследований пласта в процессе его вскрытия.

Гидроразрыв пласта

Гидроразрыв пласта. Из методов гидромеханического воздействия на пласт наиболее широко применяется метод гидроразрыва пласта (ГРП).

При гидроразрыве устраняется влияние на приток жидкости в скважину сильно загрязненной призабойнойПри гидроразрыве устраняется влияние на приток жидкости в скважину сильно загрязненной призабойнойхарактеристики самого пласта захарактеристики самого пласта заРис. II 1.4. Зависимости увеличения продуктивности скважины Лп/'Пф от изме" нения проводимости krhT/knhn и относительной длины трещины LkK (гк — контур питания)Рис. II 1.4. Зависимости увеличения продуктивности скважины Лп/'Пф от изме" нения проводимости krhT/knhn и относительной длины трещины LkK (гк — контур питания)ров песчинок песка и проницаемости трещины.ров песчинок песка и проницаемости трещины.кт, мкм2 d, мм .кт, мкм2 d, мм .45120190—300 1000-15001500—300045120190—300 1000-15001500—30000,3—0,6 0,6—1,01,0—1,21,5—2,02,8—3,00,3—0,6 0,6—1,01,0—1,21,5—2,02,8—3,0

При гидроразрыве устраняется влияние на приток жидкости в скважину сильно загрязненной призабойной

При гидроразрыве устраняется влияние на приток жидкости в скважину сильно загрязненной призабойной

характеристики самого пласта за

характеристики самого пласта за

Рис. II 1.4. Зависимости увеличения продуктивности скважины Лп/'Пф от изме" нения проводимости krhT/knhn и относительной длины трещины LkK (гк — контур питания)

Рис. II 1.4. Зависимости увеличения продуктивности скважины Лп/'Пф от изме" нения проводимости krhT/knhn и относительной длины трещины LkK (гк — контур питания)

ров песчинок песка и проницаемости трещины.

ров песчинок песка и проницаемости трещины.

кт, мкм2 d, мм .

кт, мкм2 d, мм .

45120190—300 1000-15001500—3000

45120190—300 1000-15001500—3000

0,3—0,6 0,6—1,01,0—1,21,5—2,02,8—3,0

0,3—0,6 0,6—1,01,0—1,21,5—2,02,8—3,0

части пласта и повышаются фильтрационные счет образования глубоких трещин в пласте, что в совокупности дает значительное повышение продуктивности скважины. В зависимости от объемов закачки рабочей жидкости и закрепляющего трещину песка можно получить тот или другой прирост добычи нефти. Эффективность ГРП также зависит от области дренирования скважины, проницаемости пласта, мощности продуктивной части и геометрических параметров трещины.

На рис. III.4 приведены характеристики увеличения продуктивности скважины Пп/Пф (Лп, т]ф — продуктивность потенциальная и фактическая) при проведении гидроразрыва пласта в зависимости от параметров к-Ж^кпкп (k^hT, кпкц — проводимости трещины и пласта), которые могут служить исходными при планировании операций ГРП и прогнозировании ожидаемого увеличения дебита.

Песок, используемый для закрепления образовавшейся в пласте трещины, должен быть достаточно прочным и не разрушаться под действием горного давления. Поэтому в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта необходимо проверять пригодность по прочности имеющегося песка для проведения операции. Проницаемость заполненной песком трещины зависит от размеров частиц песка: чем крупнее частицы песка, чем выше фильтрационная характеристика трещины. Ниже приводятся данные о соотношении разме-

После уплотнения зерен песка в пластовых условиях под действием пластового давления проницаемость трещины уменьшается в десятки и сотни раз, однако остается значительно выше проницаемости самого пласта.

Жидкость разрыва. Тип и свойство применяемых жидкостей разрыва определяют качество и эффективность операции ГРП. Жидкости разрыва должны удовлетворять следующим требованиям: не снижать проницаемость пласта и при взаимодействии с пластовыми жидкостями и породой не образовывать нерастворимых осадков; иметь невысокую фильтрацию, чтобы по мере закачки песка в трещину обеспечивать перенос его на более далекое расстояние от скважины; легко выноситься в скважину после создания депрессии и вызова притока из пласта; не создавать высоких гидравлических сопротивлений при прокачке по бурильным трубам или насосно-компрессорным и в то же время иметь такие вязкопластические свойства, чтобы переносить песок без выпадения его на забое скважины или в призабойной части пласта.

Все применяемые жидкости разрыва делятся на жидкости на водной и нефтяной основе. Основные виды жидкостей, используемых на практике, и их характеристики приводятся ниже.

Жидкости на нефтяной основе имеют естественную повышенную вязкость, что делает их более применимыми при относительно невысоких скоростях закачки. Ограничивающий фактор их использования — относительно высокие гид-

Таблица III.2

Основная характеристика

Насосные универсальные агрегаты

ЦА 320А

1 5ЦА 320С

|ЗЦА-400А

|4АН 700

Шасси автомобиля (монтажная база)

КрАЗ-257-1А

смонтирован на санях

КрАЗ-257-Б1Р

КрАЗ-257-Б1А

Силовой агрегат

Параметры насоса:

ГАЗ-52А

6УС-240

11 УС-500

9УС-800

шифр

9Т

9Т

11 Т

4Р-700

наибольшее давление, МПа

32

32

40

70

наибольшая подача, л/с

диаметрсменных

втулок, мм

Параметры манифольда:

условный диаметр основных трубопроводов, мм.

26

24,5

36,5

22

100, 115, 127

100, 115, 127

100, 125, 140

100, 120

приемного

100

100

100

100

напорного условный диаметр вспомогательного

50

50

50

50

трубопровода, мм

50

50

50

50

общая длина, м

22

24

22

23,5

вместимость мерного бака, м3

6

4

6

вид соединений

Габариты, м:

10,4

Посредством шарнирных колен

длина

8,8

10,8

9,8

ширина

2,7

2,6

2,9

2,9

высота

3,2

3,2

3,3

3,3

Масса агрегата с автомобилем, кг

17600

9820

21500

22100

равлические потери при закачке жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.

Водные гели имеют специфические преимущества благодаря высокой плотности и низким фракционным потерям, поэтому пригодны для закачки с высокими скоростями расхода рабочих агентов. При высоких температурах приемлемые вязкости могут поддерживаться вплоть до 120—130 °C.

Жидкости-эмульсии имеют средние вязкости, удовлетворительные показатели фильтрации и переноса песка; невысокую стоимость.

Аэрированные растворы имеют ограниченное применение из-за большой стоимости, а также сложности приготовления. Они .непригодны при работе в газовых и газоконденсатных скважинах.

Проектирование операций ГРП. Первый и самый важный шаг при проектировании ГРП — оценка его пригодности для данной скважины. Поскольку значительное увеличение продуктивности можно ожидать только при обработке слабопроницаемых пластов или пластов, подверженных глубокому загрязнению, то именно этот параметр следует прежде всего прогнозировать. Необходимо также учитывать, что если выше и ниже продуктивного пласта расположены напорные горизонты, насыщенные газом или водой, то возможно сообщение трещины этих горизонтов с нефтяным пластом.

Для определения технологии проведения операции и прогнозирования ее успешности необходимо детальное изучение геолого-геофизических параметров объекта, режима работы залежи, характеристик пластового флюида, петрофизических и гидродинамических параметров пласта.

Основные типоразмеры насосно-компрессорных трубТаблица Ш.З

Размеры и масса труб

Размеры и масса концов труб и присоединительных муфт

Диаметр, мм

Толщина стенки,

Внутренний диаметр.

Масса

1 м трубы, кг

Трубы гладкие

Трубы с высаженными наружу концами

Безмуфтовые тру- , бы НКБ-1

Муфтовые трубы

Условный

Фактический

Муфта

Масса Двух высадок, кг

Муфта

Диаметр высадки, мм

Масса Двух высадок, кг

Наружный диаметр муфты, мм

Наружный диаметр, мм

Масса, кг

Наружный диаметр, мм

Масса, кг

33

33,4

3,5

26,4

2,58

0,1

48,3

0,8

—

42

42,2

3,5

35,2

3,34

0,2

56,0

0,7

—.

—

48

48,3

4,0

40,3

4,39

56,0

0,5

0,4

63,5

0,8

—.

—.

—

60

60,3

5,0

50,3

6,84

73,0

1,3

0,7

78,0

1,5

71

1,8

73

73,0

5,5

62,0

9,16

89,0

2,4

0,9

93,0

2,8

84

2,2

89

73

73,0

7,0

59,0

11,39

89,0

2,4

0,9

93,0

2,8

86

2,6

89

89

88,9

6,5

76,0

13,22

1 ■ I*

—

1,3

114,3

4,2

102

3,2

107

89

88,9

8,0

73,0

15,98

107,0

3,6

1,3

1 114,3

4,2

104

3,7

107

102

101,9

6,5

88,6

15,22

121,0

4,5

1,4

127,0

5,0

116 /

4,0

121

114

114,3

7,0

100,3

18,47

132,5

5,1

1,6

141,3

6,3

130

4,8 z

—

Прочностные характеристики НКТТаблица Ш.4

Условный диаметр трубы.

Толщина стенки,

Страгивающая нагрузка для резьбового соединения, кН

Растягивающая нагрузка для тела трубы, кН

Предел текучести, МПа

мм

мм

380

500

550

650

750

380

500

550

650

750

33

3,5

—

—.

—

124,9

164,3

180,7

213,6

246,5

42

3,5

—

—.

—

—

161,6

212,7

233,9

276,5

319,0

48

4,0

118,4

155,8

171,4

202,6

233,7

211,4

278,2

306,0

361,7

417,3

60

5,0

208,0

273,7

301,1

355,8

410,5

329,9

434,1

477,5

564,3

651,2

73

5,5

294,1

387,0

425,7

503,1

580,5

443,0

582,9

641,1

757,7

874,3

73

7,0

402,0

529,0

581,9

687,7

793,5

551,3

725,3

797,9

942,9

1088,0

89

6,5

.444,2

584,4

642,9

759,7

876,6

634,5

834,9

918,4

1085,4

1252,4

89

8,0

—

-—

—

.—

767,9

1010,4

1111,4

1313,5

1515,6

102

6,5

459,8

605,0

665,5

786,5

907,5

737,6

970,5

1067,6

1261,7

1455,8

114

7,0

567,3

746,4

821,1

970,4

1119,7

896,2

1179,2

1297,1

1533,0

1768,8

Поскольку успешность операции зависит от длины и ширины трещины, то необходимо оценить эти параметры при различных объемах закачки (формулы Желтова):

^ —ЗЕУ ^n^h^mkq ’У 2i\?h?Tmkq '

где v — коэффициент Пуассона; Арс— перепад давления на пласт, равный разности давления разрыва и пластового давления; q — боковое горное давление; Q— расход жидкости; т — пористость; к— проницаемость; Е— модуль Юнга; Уж — объем закачиваемой жидкости.

После определения размеров трещины по графику (см. рис. IV.4) находится ожидаемое увеличение продуктивности скважины. Проведя несколько вариантов расчета, можно выбрать оптимальный объем закачки рабочей жидкости и установить необходимую скорость закачки песка [19]. При этом следует рассмотреть также возможность применения различных жидкостей, отличающихся по вязкопластическим свойствам, и выбрать наиболее подходящую жидкость.

Далее, зная основные параметры закачки рабочих агентов, можно определить суммарную мощность насосных агрегатов и их число. Если по техническим причинам невозможно обеспечить необходимую скорость закачки (например, из-за прочностных ограничений труб), то следует сделать перерасчет параметров трещины и ожидаемой продуктивности и определить целесообразность проведения операции ГРП.

Для проведения операций по закачке рабочих агентов в скважину при проведении химических и гидромеханических обработок пласта используют различные насосные агрегаты, техническая характеристика которых приведена в табл. III.2.

НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

v Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения на поверхность поступающих в скважину при эксплуатации пластовых жидкостей — нефти и газа, для нагнетания в пласты воды в нагнетательных скважинах, для проведения различных работ при освоении и во время капитальных ремонтов скважин. Испытание скважин испытателями пластов в обсадной колонне также осуществляется с помощью насосно-компрессорных труб.

Таблица III.5

Критические давления (в МПа), при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Сминающее давление

Внутреннее допустимое давление

Предел текучести, МПа

380

500

550

650

750.

' 380

500

550

650

750

33

42

48

60

73

73

89

89

102

114

3,5 3,5 4,0 5,0 5,5 7,0

6,5 8,0 6,5 7,0

79,6 63,0

62,9 63,0

57,3 72,9 55,6 68,4 48,6

46,5

104,8

82,9

82,8

82,9

75,3

95,9

73,1 90,0 64,0

61,2

115,3 91,2

91,1

91,2

82,9

105,5 80,4 99,0

70,4

67,4

136,2

107,8

107,7

107,8

97,9

124,7

95,1

117,0

83,2

79,6

157,2 124,4 124,2 124,4 113,0

143,8 109,7 135,0

96,0 91,9

65,0 48,5 48,5 48,5 42,5

58,5 41,0 54,0 34,0 31,5

85,0 62,5 62,5 62,5 54,5 76,0

52,5 70,0 42,5 39,5

93,0 68,0 68,0 68,0 59,5 83,0 56,5 76,5 45,5

42,0

109,0 79,0

79,0 79,0 68,5 97,0 65,0 89,0

51,5 47,5

124,5 89,0 89,0 89,0 ■ 76,5

110,5 72,5 101,0

56,5 51,5

Насосно-компрессорные трубы изготавливают двух типов: с гладкими и с высаженными наружу концами. Кроме того, применяют безмуфтовые насоснокомпрессорные трубы НКБ-1 и муфтовые НКМ, обеспечивающие герметичность соединений при давлении газа до 50 МПа. Основные типоразмеры и характеристики приведены в таблицах Ш.З—III.5. ■ _

Глава IV

МЕТОДИКА КОМПЛЕКСНОГО ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВСКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ИЗУЧЕНИЯРАЗРЕЗА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Основная цель поискового и разведочного бурения — изучение нефтегазоносности разреза вскрываемых пород, включающее уточнение геометрии продуктивной залежи, определение основных гидродинамических характеристик коллектора и физических свойств пластовых флюидов и оценка промышленной значимости залежи нефти или газа.

Наибольшая эффективность поисково-разведочных работ достигается при изучении разреза скважин по мере их углубления. Тогда к моменту окончания скважины бурением уже будет получена информация о насыщенности пластов, вскрытых бурением, их коллекторских свойствах и потенциальных возможностях, на основании которой можно выбрать наиболее оптимальный вариант заканчивания скважины: со спуском эксплуатационной колонны, если скважина представляет промышленный интерес, или без спуска колонны, если скважина непродуктивна или продуктивна, но не представляет интереса для добычи.

Если по результатам исследования доказана перспективность выявленных объектов, то скважина обсаживается эксплуатационной колонной и на основании полученной информации решается вопрос о типе оборудования ее устья: монтировать ли сразу фонтанную арматуру или устанавливать оборудование для насосной добычи и т. п.

Для получения максимальной информации о разрезе необходимо в процессе бурения проводить комплекс исследований, включающий в себя: геологические исследования (геологический контроль), преследующие цель выявления непосредственно в процессе вскрытия пластов перспективных интервалов, подлежащих детальным геофизическим исследованиям, определения интервалов отбора керна, а также проведения работ опробователями и испытателем пластов; геофизические исследования, позволяющие получить информацию о литологии, структуре и физических свойствах пластов в разрезе скважины, выявить пласты-коллекторы и оценить их нефтегазоводонасыщенность; гидродинамические исследования, являющиеся прямыми методами изучения перспективных горизонтов (дают ответ об их промышленной значимости).

Геологический контроль состоит в изучении механических показателей процесса вскрытия пластов (механический каротаж), физико-химических свойств промывочной жидкости — наличия углеводородов (газокаротаж), нефти (лю- минесцентно-битуминологический анализ) и выносимого на поверхность шлама непосредственно в процессе бурения. Геофизические исследования проводятся с помощью спускаемых в скважину каротажных приборов на кабеле путем замера естественных или искусственно вызванных воздействием электрических, электромагнитных, акустических и других физических полей в породах пластов, слагающих разрез скважины. В геофизические исследования входят также замеры геометрических параметров ствола скважины (кавернометрия, инклинометрия и т. д ).

К гидродинамическим исследованиям относятся: опробования пластов с помощью приборов, спускаемых на каротажном кабеле, и испытания скважин испытателями пластов, спускаемых на бурильных трубах.

Кроме того, для получения прямой информации о структуре пород в разрезе скважины производятся отбор керна колонковым бурением, а также отбор проб боковым грунтоносом, спускаемым в сквахкину на кабеле.

Весь комплекс указанных видов исследований не всегда следует проводить в бурящихся скважинах, В зависимости от степени изученности геологического строения района отдельные виды исследований могут быть уменьшены или совсем исключены. Поэтому при составлении проекта бурения поисково-разведочной скважины весь ее разрез разбивается на интервалы хорошей А и слабой В изученности на основании имеющегося материала по данной разведуемой площади или району.

Заключение о коллекторских свойствах, насыщенности и гидродинамических параметрах разрезов категории изученности А может быть сделано без отбора керна и испытаний в процессе бурения, а только по данным промысловогеофизических исследований скважин (ГИС). Для выделения коллекторов категории В, оценки их свойств, насыщенности, гидродинамических параметров необходимо проводить полный комплекс геологических, геофизических и гидродинамических исследований в процессе бурения скважины.

Программа комплексного изучения разреза поисково-разведочной скважины с учетом разной степени геологической изученности отдельных интервалов схематично представлена на рис. IV. 1.

Эта программа связывает в единый технологический процесс собственно бурение, геологический контроль за бурением, геофизические исследования и по- интервальные испытания перспективных объектов по мере углубления скважины.

Программа определяет виды и последовательность проведения работ по вскрытию и изучению перспективных горизонтов. В соответствии с ней способы бурения выбираются в зависимости от заранее намеченных-проектом интервалов различной степени изученности (1, 2, 3— рис. IV.1), которые уточняются по мере проводки и изучения разреза.

Интервал категории изученности А разбуривается без проведения геологического контроля. Длина интервала /а задается по минимальной мощности какого-либо типового разреза из всех используемых при обобщении геолого-промысловых и геофизических материалов для составления проекта бурения. Выбранный за основу базовый разрез минимальной мощности должен включать в себя все выделенные и изученные объекты, имеющиеся в остальных разрезах, используемых при анализе. Это необходимо для того, чтобы избежать пропуска того или иного объекта при бурении новой скважины.

Выделенный указанным образом интервал /А разбуривается на всю глубину, и затем проводится комплекс общих геофизических исследований.

По результатам промежуточных (общих) ГИС фактический разрез сравнивается с базовым. Если все объекты, предусмотренные проектом, вскрыты (4) и не встречены новые, неизученные объекты (5) и бурение скважины на этом заканчивается (75), то принимается решение о креплении, освоении и испытании скважины (18). Если бурение не заканчивается, то производится анализ всех материалов и уточняются положение и категория изученности следующего интервала бурения (17).

Когда после разбуривания и каротажа интервала /а выясняется, что фактический разрез не соответствует проектному-—содержит меньше объектов (4), то бурение скважины продолжается до максимальной глубины, отмеченной в группе разрезов, используемых при составлении программы и определении интервала /д- Если после вскрытия интервала /а обнаружены новые, ранее неизученные горизонты, бурение скважины приостанавливается и в скважине осуществляются дополнительные ГИС, по возможности производятся отбор керна боковым грунтоносом, опробование приборами на каротажном кабеле (8). Если новые горизонты представляют интерес (И), то следует их испытать в открытом стволе (13), в противном случае изучение интервала 1А следует на этом закончить и переходить к дальнейшему бурению (или заканчиванию) скважины (15, 17, 18).

Интервал /в бурят при непрерывном геологическом контроле (3).

Если по мере вскрытия пластов никаких признаков коллектора не обнаруживается (6), то бурение ведется на глубину, равную интервалу проведения промежуточных геофизических исследований, закладываемых в проекты на проводку скважин /Пр гис (7). После проведения промежуточных геофизических

Определение типа разрезаОпределение типа разрезаСпособ разбуривания интервалаСпособ разбуривания интервалаОценка вскрытых объектовОценка вскрытых объектовДополнительные работы ГИСДополнительные работы ГИСОпределение возможной недотегазо- насыщен- ностиОпределение возможной недотегазо- насыщен- ностиИспытание с помощью ИПИспытание с помощью ИПОценка завершенности работОценка завершенности работПринятые решения о последующих работахПринятые решения о последующих работахизучения разреза скважины в процессе буренияизучения разреза скважины в процессе буренияРис. IV.1. Схема программы комплексногоРис. IV.1. Схема программы комплексного

Определение типа разреза

Определение типа разреза

Способ разбуривания интервала

Способ разбуривания интервала

Оценка вскрытых объектов

Оценка вскрытых объектов

Дополнительные работы ГИС

Дополнительные работы ГИС

Определение возможной недотегазо- насыщен- ности

Определение возможной недотегазо- насыщен- ности

Испытание с помощью ИП

Испытание с помощью ИП

Оценка завершенности работ

Оценка завершенности работ

Принятые решения о последующих работах

Принятые решения о последующих работах

изучения разреза скважины в процессе бурения

изучения разреза скважины в процессе бурения

Рис. IV.1. Схема программы комплексного

Рис. IV.1. Схема программы комплексного

исследований и анализа материалов выделяют перспективные интервалы для испытаний, которые почему-либо не были обнаружены геологическими наблюдениями за бурением (10). В том случае, когда геофизические исследования не дают информации о наличии коллектора, бурение следует продолжать, т. е. цикл 3—6—7—10—12—16 повторяется до тех пор, пока геологическими или геофизическими исследованиями не будет обнаружен пласт-коллектор.

Если коллектор обнаруживается сразу геологическим контролем' (6), то необходимо долото сплошного бурения поднять и продолжать дальнейшее углубление скважины в интервале предполагаемой мощности продуктивного пласта с

отбором керна. После этого в интервале отбора керна проводят внеочередные каротажные исследования, включающие профилеметрические (или кавернометрические) замеры. Цель этих исследований — отбивка границ пластов, определение эффективной мощности, предварительная оценка коллекторских свойств пласта, а также изучение состояния ствола скважины (наличие каверн, сужения, желобообразования) для выбора места установки пакера (9, 12).

Получив указанную информацию, можно приступить к испытанию (14)

Если пласт-коллектор выделен промежуточными геофизическими исследованиями (Ю) уже после вскрытия, то сразу начинают подготовку к испытанию, заключающемуся в выборе технологической схемы, типа и компоновки оборудования, режимов испытания, проведению мероприятий по качественной подготовке ствола скважины к работе с испытателем пластов и осуществлению самого испытания (14). После завершения испытания интерпретируются результаты и выдается заключение о степени изученности пласта.

Затем, если бурение скважины не заканчивается, уточняются положение и степень изученности нижележащих интервалов (17) или принимается решение о заключительных работах на скважине, когда бурение ее заканчивается (18).

МЕТОДЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯЗА ПРОЦЕССОМ БУРЕНИЯ

Основные задачи, которые должны быть решены геолого-геофизическими исследованиями перед испытанием объектов в процессе бурения скважин, следующие: выявить признаки нефтегазонасыщения пластов, установить глубины их залегания, оценить коллекторские свойства, определить эффективные мощности пластов, охарактеризовать состояние ствола скважины в интервале возможных испытаний.

Поскольку воздействие бурового раствора на вскрытые пласты приводит к , искажению их физических характеристик, то в комплекс должны входить исследования, которые при минимальном числе замеров и в минимальные сроки могут дать более полную характеристику проходимого разреза пород.

Наличие в разрезе пластов, насыщенных нефтью или газом, в процессе бурения может быть установлено: по нефтегазопроявлениям, наблюдаемым у устья скважины при бурении; по насыщению нефтью кернов, поднятых с забоя скважины, или обломков горных пород в шламе; по содержанию углеводородных газов в циркулирующем буровом растворе и шламе (газокаротаж); по данным изменения механических показателей бурения (проходки, вибрации колонны, давление на стояке); по результатам физико-химического анализа проб.

Наблюдение за свойствами промывочной жидкости

Во время бурения скважины нефтегазоводонасыщенные пласты могут быть выявлены непосредственным наблюдением на устье за изменением объема, расхода и свойств циркулирующего глинистого раствора: появление пузырьков газа и пленок нефти в промывочной жидкости свидетельствует о наличии продуктивных горизонтов во вскрытом разрезе, при этом резко снижается плотность бурового раствора; вскрытие водоносных пластов обнаруживается по разжижению бурового раствора, сопровождаемому уменьшением плотности и вязкости, при этом увеличивается объем циркулирующего раствора без заметного выделения газа.

Изменение свойств промывочной жидкости и причина такого изменения легко обнаруживаются с использованием стандартных методов контроля за параметрами раствора, применяемых во время бурения, по данным замера плотности, водоотдачи, вязкости, статического напряжения сдвига и других показателей поступающей промывочной жидкости.

Расходомерный и дебитометрический способы (фильтрационные методы) выявления коллекторов в процессе бурения скважин заключаются в непрерывном наблюдении за изменением объема промывочной жидкости в амбаре и разности

расходов жидкости, нагнетаемой в скважину и изливающейся на дневную поверхность.

Очевидно, при разбуривании абсолютно непроницаемых пород не будет происходить поглощения промывочной жидкости и поступления пластовых жидкостей в скважину. Поэтому объем жидкости в амбаре изменяться не будет и расходы закачиваемой и изливающейся из скважины жидкости будут одинаковыми.

При вскрытии коллекторов, пластовое давление которых меньше забойного, в результате поглощения промывочной жидкости наблюдаются понижение уровня жидкости в амбаре и уменьшение расхода поступающей жидкости на поверхности по сравнению с расходом нагнетания. Когда же пластовое давление больше гидростатического давления жидкости в скважине, наблюдаются увеличение объема жидкости в амбаре и увеличение расхода изливающейся жидкости по сравнению с нагнетаемой.

Масса выбуренной породы дает информацию о характере проходимых пород и состоянии ствола скважины. Если бурят долотами одного диаметра, то зависимость массы выбуренной породы от проходки должна быть примерно линейной, так как плотность осадочных горных пород изменяется в незначительных пределах и в среднем принимается равной 2,4—2,5 г/см3. Резкие отклонения от линейной зависимости могут свидетельствовать либо о прохождении сыпучих пород, либо о прохождении кавернозных, трещиноватых отложений. В первом случае увеличение массы выбуренной породы опережает рост проходки, во втором, наоборот, отстает.

Прямые методы исследования циркулирующего растворас помощью* станций и приборов

(каротаж промывочной жидкости ЖК)

Если пласт обладает высокой проницаемостью, изолирован от циркулирующего раствора глинистой коркой и фильтратом, то он может себя при бурении не проявлять заметным образом, поэтому требуются более тонкие методы геологического контроля, чем простое наблюдение.

Газокаротаж (ГзК)—эффективный метод обнаружения признаков нефти и газа, который осуществляется в процессе бурения скважины. Этот метод заключается в извлечении газа из бурового раствора и определении его компонентного состава с обязательной привязкой к глубине бурения. Результаты га- зометрии представляют в виде кривых изменения по разрезу суммарного содержания углеводных газов, содержания тяжелых углеводородов, а также хроматограмм. Детальный экспресс-анализ компонентного состава газа по стволу скважины позволяет прогнозировать появление продуктивного пласта по повышению концентрации газа в покрышках при приближении к нефтегазосодержащим объектам, а также к зонам АВПД. Практически газокаротаж осуществляется специальными автоматическими газокаротажными станциями (АГКС-65, АГКС-4АЦ), оборудованными термохимическими газоанализаторами и хроматографами.

Каротаж электрического сопротивления раствора, выходящего из скважины, дает важную дополнительную информацию о свойствах поступающей жидкости. При непрерывном замере электрического сопротивления промывочной жидкости можно достаточно точно определить период прохождения долотом водоносного горизонта, сопровождающегося резким изменением минерализации бурового раствора, а следовательно, изменением его электрического сопротивления.

Термометрия бурового раствора заключается в непрерывной регистрации температуры выходящей из скважины промывочной жидкости. В общем случае по мере углубления скважины температура поступающей промывочной жидкости на поверхности растет. Однако относительное повышение температуры может быть различным в зависимости от того, вскрываются долотом проницаемые или непроницаемые породы. При вскрытии пластов-коллекторов поровое пространство в призабойной зоне промывается промывочной жидкостью, имею-

Щей более низкую температуру по сравнению с температурой горных пород. Поэтому в этих случаях циркулирующая жидкость нагревается в меньшей степени, чем при вскрытии непроницаемых пород, так как она контактирует со стенками скважины, предварительно охлажденными.

По результатам исследования физико-химических свойств промывочной жидкости можно установить тип насыщающих пласт жидкостей, с которыми буровой раствор находится в контакте при циркуляции в скважине.

Изменение свойств промывочной жидкости легко обнаруживается с использованием стандартных методов контроля за параметрами раствора, применяемых во время бурения- по данным замера плотности, водоотдачи, вязкости, статического напряжения сдвига и других показателей поступающей жидкости.

Кроме того, полученный фильтрат промывочной жидкости подвергают химическому анализу для определения количества анионов Cl, SO4, катионов Na, К, Са, Mg; карбонатности ЙагСОз, NаНСОз; концентрации водородных ионов pH.

’ Люминесцентно-битуминологический анализ проб бурового раствора и шлама позволяет выявить наличие битумов в шламе и растворе. В основе такого анализа лежит способность битумов светиться, т. е люминесцировать в ультрафиолетовом свете. В качестве источника ультрафиолетового света обычно служит кварцево-ртутная горелка с темным фильтром. При наличии в пробе легкой нефти наблюдается фиолетовое, синее или голубое свечение, в случае тяжелой нефти свечение становится оранжевым, коричневым, красным.

Анализ шлама с помощью микроскопа позволяет определить наличие и приближенное значение пористости, гранулометрический состав зерен и их процентное содержание по фракциям, литологический состав образцов и, кроме того, карбонатность образцов шлама при реакции его с 10%-ным раствором соляной кислоты.

Регистрация естественной радиоактивности шлама позволяет уточнить литологию проходимых интервалов.

Косвенные методы исследования в процессе бурения

О появлении коллекторов в разрезе скважины при бурении можно судить По изменению показателей вскрытия пластов, а именно по данным изменения проходки (механический каротаж), а также по изменению давления на стояке манифольда (каротаж по давлению).

Эти методы исследования относятся к косвенным методам, поскольку с их помощью не прямо определяется чтип коллектора путем исследования образцов пород, а через свойства пород пласта, различным образом реагирующих на воздействие бурильного инструмента и промывочной жидкости.

Механический каротаж (МхК). В тех случаях, когда бурят с использованием стабильной компоновки бурильного и породоразрушающего инструмента и примерно при одинаковых технологических режимах бурения, можно по изменениям механической скорости судить о твердости и буримости горных пород и отбивать их границы, при этом монолитные непроницаемые породы большой прочности и твердости разбуриваются труднее, с меньшей скоростью, чем породы пористые. Во многих случаях и «мягкие» плотные непроницаемые пласты (например, глины) разбуриваются с меньшей скоростью, чем хотя и более твердые, но пористые породы. Поэтому для каждого района, где ведутся нефтеразведочные работы, необходимо по данным пробуренных скважин установить количественные соотношения между скоростью бурения и типом разбуриваемых пород с тем, чтобы затем эти характеристики использовать при бурении новых скважин.

Каротаж по давлению основан на регистрации давления на стояке манифольда в функции глубины скважины с последующим выделением дифференциального давления, действующего под долотом. В общем случае дифференциальное давление принимает максимальные значения при разбуривании непроницаемых пород и снижается при вскрытии коллекторов за счет разрядки зоны повышенного давления в поддолотном пространстве.

Бурение с отбором керна

После обнаружения признаков наличия пласта-коллектора сплошное бурение скважины прекращают и дальнейшее вскрытие пласта производят колонковым долотом. По данным анализа отобранного керна определяют все физико-механические свойства горной породы, ее геологическое строение, стратиграфическую принадлежность, насыщенность флюидами, пористость и проницаемость.

Еще один вид исследований — отбор керна боковым грунтоносом, спускаемым на каротажном кабеле. Керн в этом случае отбирается после проведения геофизических исследований и приурочивается к любым горизонтам, представляющим интерес для геологической службы.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Геофизические методы исследования скважин основаны на замерах физических характеристик пород в разрезе скважины с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на каротажном кабеле. В зависимости от физических свойств пород, изучаемых при каротаже, различают электрический, магнитный, радиоактивный, акустический, термический и другие виды каротажа.

Электрический каротаж

Электрический каротаж имеет две модификации: в одной замеряется естественный потенциал электрического поля (ПС), в другой — кажущееся электрическое сопротивление (проводимость). Удельное сопротивление горных пород наиболее тесно связано с их литологической характеристикой, характером насыщения (вода, нефть, газ), пористостью, проницаемостью. Поэтому метод замера удельного сопротивления горных пород — основной метод исследования геологического разреза скважин. Основными разновидностями каротажа сопротивлений являются: каротаж обычными зондами (КС); боковой каротаж (БК), микрокаротаж — микрозондирование (МК) и микробоковой каротаж (МБК); индукционный каротаж (ИК); диэлектрический каротаж (ДК).

Метод самопроизвольной поляризации (ПС) — замер естественных потенциалов электрического поля пластов, слагающих разрез скважины. Причина' возникновения электрического поля в скважинах — процессы диффузии и ионного обмена на границах двух сред, содержащих растворы электролитов различной концентрации. Величина диффузионно-адсорбционного потенциала существенно зависит от литологии горных пород: пески, песчаники и карбонатные породы, не содержащие глинистого материала, не влияют на"образование диффузионного потенциала; глинистые породы резко изменяют величину и знак диффузионного потенциала. Эти особенности возникновения электрических полей в различных породах отражаются в фиксируемых кривых ПС; они служат основой для расчленения разреза, выделения пористых, проницаемых интервалов, оценки глинистости пород и минерализации пластовых вод.

Каротаж обычными зондами (КС) производится четырехэлектродной AM/VB-каротажной установкой (рис. IV.2). Три электрода спускаются в скважину; а четвертый электрод устанавливается на поверхности. Через токовые электроды А и В пропускают ток I, создающий электрическое поле в породе, и с помощью электродов М и N замеряют разность потенциалов MJ между двумя точками возбужденного электрического поля.

Удельное сопротивление определяется по формуле

pn = kNU/I, (IV. 1) где к — коэффициент зонда — постоянный множитель, зависящий от расстояний AM, AN и взаимного расположения электродов; MJjl — сопротивление части среды, заключенной между двумя эквипотенциальными поверхностями, проходящими через точки М и N,

к = 4яАМА N/MN. (IV. 2)

Рассчитанный по формуле (IV.1) результат является не истинным, а кажущимся удельным сопротивлением пластовой среды (КС или рк), так как пласт представляет собой неоднородную среду с различными удельными сопротивлениями. Помимо этого на замеренные величины оказывает влияние глинистый раствор, имеющий электрическое сопротивление, отличающееся от сопротивления пласта.

При взаимной замене токовых и измерительных электродов (А вместо М и В вместо N) величина АГ/ выразится тем же уравнением (IV.1). Такая замена,

Обращен Последа- ный ватель-

° КровельПодо швеиный ный (обращен (последоба ный)тельный)° КровельПодо швеиный ный (обращен (последоба ный)тельный)М Й 6/М Й 6/Рис. IV.3. Принципиальные схемы обычных зондов:

° КровельПодо швеи

ный ный (обращен (последоба ный)тельный)

° КровельПодо швеи

ный ный (обращен (последоба ный)тельный)

М Й 6/

М Й 6/

а — градиент-зонд; б — потенциал зонд

Рис. IV.2. Схема измерения кажущегося удельного сопротивления:

а — градиент-зонд двухполюсный; б — градиент-зонд однополюсный; ИП — источник пита- нр.я; РП — регистрирующий прибор; V — вольтметр; А — амперметр

при которой не меняется результат замера, называется принципом взаимности.

Применяют зонды двух типов: градиент-зонды, у которых расстояние между электродами М и N мало по сравнению с расстоянием АМ; потенциал-зонды, расстояние АМ у которых мало по сравнению с расстоянием между парными электродами MN.

Градиент-зонд со сближенными парными электродами внизу называется подошвенным. Градиент-зонд со сближенными парными электродами сверху называется кровельным.

На рис. IV.3 приведены принципиальные схемы обычных зондов. Длина градиент-зонда — расстояние от непарного электрода до середины между парными (сближенными). Длина потенциалтзонда■—расстояние от непарного электрода до среднего. Отношение расстояния от удаленного электрода до сближенных устанавливают в пределах 0,1-4-10.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ). Поскольку пласты-коллекторы, за редким исключением, являются неоднородными, -пласт в большинстве случаев подвержен загрязнению промывочной жидкостью и ее фильтратом, диаметр скважины имеет непостоянный размер, а сама скважина далеко не всегда пересекает продуктивные отложения перпендикулярно к плоскости их напластования, то все эти факторы отражаются на замере величины КС и ПС, и поэтому непосредственно по этим кривым во многих случаях трудно выделить пласты различного удельного сопротивления и определить их границы.

Учитывая, что глубина исследования электрическим каротажем растет с увеличением размера,зонда, то, применяя зонды различной длины (0,44, 0,55, 1,05, 2,25, 4,25, 8 м), можно оценить глубину проникновения фильтра промывоч-

ной жидкости, степень замещения ею пластового флюида — искажающее его влияние при регистрации удельного сопротивления породы. Таким образом, регистрируя кривые КС несколькими зондами различной длины (производя бо-

Рис. IV.4. Кривые КС, полученные при замере сопротивления различными зондами

ковое каротажное зондирование БКЗ), можно более подробно изучить состояние призабойной зоны пласта и определить рп.

Для примера на рис. IV.4 приведены кривые КС, полученные при исследовании пласта высокого сопротивления, где нефтенасыщенность понижается к

Рис. IV.5. Распределение токовых линий трехэлектродного зонда бокового карота-

подошве вследствие увеличения содержания воды в нижней части пласта. Как видно, наиболее четко фиксируется изменение нефтенасыщенности зондом В2,5 АО,5 М [6].

Боковой каротаж (БК). Сопротивление методом бокового каротажа измеряется в условиях максимального снижения влияния скважины и вмещающих пород. Этот метод имеет преимущество по сравнению с обычным методом КС при изучении пластов малой мощности, имеющих высокое сопротивление при высокой минерализации промывочной жидкости. При неглубоком проникновении фильтрата минерализованного раствора возможно определение положения водонефтяного контакта.

Более высокое качество замеров при боковом каротаже достигается благодаря фокусировке тока. На практике применяются трехэлектродные и многоэлектродные (семь, девять и более) зонды.

Трехэлектродный зонд бокового каротажа (БК-3) состоит из трех электродов (рис. IV.5): центрального Ао и экранирующих Ai и Аз, потенциалы которых поддерживаются одинаковыми. Кажущееся сопротивление определяется по формуле (IV.1).

При исследовании уплотненных пород и коллекторов сложного строения, залегающих на неболь-

жа

в однородной среде

БК-3 БКЗ

ших глубинах, боковой трехэлектродный каротаж обладает наибольшей способностью дифференцировать изучаемый разрез по сопротивлениям прослоев, так как на кривых БК-3 уверенно выделяются прослои мощностью до 25—30 см. Возрастает роль

и при проведении исследований на больших глубинах, где эффективность резко снижается. Данные бокового каротажа должны комплексироваться

с результатами других методов геофизических исследований: например, при'

изучении гранулярных коллекторов — с данными ИК и градиент-зондов. Целесообразно применять БК-3 с микробоковым каротажем. На рис. IV.6 приведен пример записи кривых БК-3, ПС, КС и КВ при исследовании нефтеносных пропластков.

Семиэлектродный (БК-7) и девятиэлектродный (ПБК) зонды отличаются тем, что имеют четыре дополнительных измерительных электрода, кроме центрального и экранирующих электродов. В девятиэлектродном зонде, кроме того, находятся еще два обратных токовых электрода. Эти зонды применяют для бо-

Рис. IV.6. Кривые сопротивления, полученные зондами обычным и БК-3, а также каверномером

лее детального изучения зоны пласта, примыкающей непосредственно к скважине.

Микрокаротаж (МК) применяется для измерения сопротивления прилегающей к скважине промытой части пласта. Микрозонд прижимается к стенке скважины, в результате чего снижается влияние промывочной жидкости на замеряемую величину сопротивления пород. МК осуществляется с помощью микрозондов четырехэлектродных установок очень малого размера, которые представляют собой обычные градиент- и потенциал-зонды (АО, 025М, 0.025N и AO,05MooN), обеспечивают регистрацию двух кривых сопротивления с различными радиусами исследованиями (один — до 4 мм, второй — до 10—12 мм), что позволяет выявить влияние глинистой корки и глубины проникновения фильтрата на показания рп, детально расчленить разрез вдоль ствола скважины, определить мощность пласта.

Боковой микрокаротаж (МБК) осуществляется с помощью микрозондов с фокусировкой тока основного токового электрода. Боковые зонды, имеющие двух-, трех- и четырехэлектродную модификации, обеспечивают распространение тока по пласту пучком, уменьшая влияние глинистой корки на показания сопротивления породы, причем соответственно в четырех-, двух- и трехэлектродных микрозондах можно пренебречь влиянием глинистой корки до 8, 10 и 20 мм.

При замере кажущихся сопротивлений проницаемых пластов, имеющих глинистую корку, показания потенциал-микрозонда на диаграммах отмечаются повышенными значениями по сравнению с показаниями градиент-микрозонда при условии, что минерализация пластовых вод выше минерализации фильтрата, бурового раствора (рис. IV.7). Такое расхождение показаний характерно для проницаемых песчано-алевролитовых пластов с глинистой коркой небольшой толщины и сопротивлением, в несколько раз меньшим сопротивления зоны проникновения.

Поскольку глубина исследования микрозондами невелика и зона исследования не превосходит зоны проникновения фильтрата, то для оценки характеристик удаленной части пласта микрокаротаж необходимо использовать в комплексе с другими методами исследования.

Рис. IV.7. Кривые микрокаротажа в комплексе с кривыми КС, ПС и КВ

Индукционный каротаж (ИК) позволяет определять проводимость горных пород или величины, обратной ей, — удельное сопротивление — при помощи наведенных токов без непосредственного контакта электродов со скважинным раствором или породой. ИК применим в скважинах, заполненных как обычной промывочной жидкостью, так и' непроводящей жидкостью на нефтяной основе.

При индукционном каротаже создается переменное магнитное поле, наводящее в окружающей среде вихревые токи, которые создают вторичное поле, фиксируемое измерительной катушкой. Э. д. с., наведенная вторичным полем в измерительной катушке, пропорциональна проводимости горных пород.

Положительные результаты получают при исследовании индукционным каротажем разрезов в следующих случаях: при породах низкого и среднего сопротивления; при повышенном проникновении фильтрата промывочной жидко- . сти в пласт; при использовании' промывочной жидкости, имеющей сопротивление, в 5—10 раз превышающее сопротивление пластовых вод.

При исследовании пород сопротивлением, превышающим 50 Ом-м, применение метода ИК малоэффективно.

Диэлектрический каротаж (ДК) основан на измерении характеристик высокочастотного магнитного поля. Основное назначение ДК — оценка характера насыщения коллекторов со средним и высоким удельными сопротивлениями, детальное расчленение разреза скважины, определение тонких прослоев глин в песчаных коллекторах. ДК может применяться в скважинах, заполненных непроводящими растворами.

Замеры геометрических параметров ствола скважины

Кавернометрия и профилеметрия (ДС) предназначены для замера изменения диаметра скважины по всему ее стволу.

В глинистых пластах диаметр скважины обычно увеличивается. Против; плотных известняков и доломитов, а также других плотных и твердых пород, ствол скважины бывает, как правило, близким к номинальному диаметру скважины. В проницаемых пластах в результате проникновения промывочной жидкости в пласт и образования глинистой корки диаметр скважины уменьшается.

Профилеграммы дают информацию об изменении формы и размера поперечного сечения скважины. На кавернограмме фиксируется средний диаметр скважины. Кавернограммы и профилеграммы используют для: подсчета объема затрубного пространства при расчете необходимого количества цемента для цементирования обсадной колонны; выявления наиболее благоприятного интервала установки башмака колонн, а при испытании — места установки пакера; контроля состояния ствола скважины при бурении; получения исходных данных о диаметре скважины для интерпретации материалов БКЗ и радиоактивного каротажа, особенно нейтронного; уточнения геологического разреза скважины — определения состава пород, построения литологической колонки, разделения разреза на проницаемые и непроницаемые породы.

Инклинометрия (Инкл) и наклонометрия (Накл) скважин применяются для определения профиля оси наклонно-направленной скважины — угла отклонения оси скважины от вертикали и угла отклонения ее по азимуту. Эти методы позволяют точнее установить фактические глубины залегания пластов и характер» их вскрытия.

Радиоактивный каротаж

К радиоактивному каротажу относятся геофизические методы исследования разреза скважин, основанные на излучении естественных и искусственно вызванных радиоактивных процессов, происходящих в горных породах. В практике геофизических исследований скважин применяют следующие виды радиоактивного каротажа: ГК — гамма-каротаж, предназначенный для изучения естественного гамма-излучения горных пород; ГГК — гамма-гамма-каротаж, изучающий интенсивность гамма-излучения, рассеянного породами в процессе их облучения источником гамма-квантов; НК — нейтронный каротаж, изучающий процесс взаимодействия потока нейтронов с ядрами элементов горных пород.

Гамма-каротаж применяется для изучения литологии пластов, выделения глинистых пород в разрезе и корреляции разрезов скважин

Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряется индикатором гамма-излучения, находящимся в глубинном приборе.

Горные породы отличаются гамма-активностью: глубоководные битуминозные глины, аргиллиты и глинистые сланцы, калийные соли являются породами высокой радиоактивности; неглубоководные и континентальные глины, глинистые песчаники, мергели, глинистые известняки и доломиты — породами средней радиоактивности; ангидриты, гипсы, пески, песчаники, известняки, доломиты — породами низкой радиоактивности.

Показания гамма-каротажа приблизительно пропорциональны гамма-активности пород. Однако при одинаковой активности породы с большей плотностью отмечаются на кривой ГК меньшими величинами из-за более интенсивного поглощения ими гамма-лучей.

На рис. IV.8 приведена характерная кривая ГК для участка разреза скважины, в составе которого имеются глинистый водоносный и нефтеносный песчаные пласты.

ГамМ-гамма-каротаж позволяет определить изменение рассеянного гамма- излучения с глубиной скважины. Радиус исследования пласта при ГГК составляет не более 10 см, так как при гамма-излучении происходит сильное поглощение. Поэтому при ГГК исследуется близлежащая к скважине область пласта, насыщенная фильтратом бурового раствора, которая может иметь остаточную нефтенасыщенность. Минерализация бурового раствора и пластовой воды мало сказывается на показания ГГК.

Плотность горных пород и интенсивность рассеянного гамма-излучения находятся в-обратной зависимости: чем больше плотность, тем больше рассеянность _ и тем меньше регистрируется гамма-излучение. Минимальные значения кривой ГГК соответствуют плотным породам: ангидридам, доломитам и из-

вестнякам; максимальные—наименее плотным породам: гипсам, глинам, камен- ной соли, песчаникам доломитам.

Пример кривой ГГК приведен на рис. IV.8.

Нейтронным каротажем замеряется интенсивность вторичного гамма-излучения, возникающего при захвате нейтронов ядрами элементов, составляющих горную породу. Так как интенсивность процесса замедления и последующего поглощения нейтронов определяется специфическими свойствами ядер элементов, составляющих исследуемую среду, нейтронный метод позволяет дифференцировать горные породы по содержанию в них элементов с резко отличными свойствами (по содержанию водорода, хлора, бора и других элементов).

Рис. IV.8. Кривые радиоактивного каротажа

Нейтроны, возникающие в результате ядерных превращений, обладают значительной энергией и большой скоростью (до 107 м/с); такие нейтроны называются быстрыми. Нейтроны взаимодействуют с ядрами в виде: упругого рассеяния, когда при столкновении с ядром нейтрон отклоняется от первоначального положения; неупругого рассеяния, когда происходит значительное снижение скорости нейтронов вследствие того, что часть энергии нейтрона тратится на возбуждение ядер, захвата нейтрона ядром.

В результате неупругого рассеяния нейтронов, излучаемых источником, происходит замедление скорости нейтронов. Такие нейтроны называются тепловыми. Вероятность захвата тепловых нейтронов тем выше, чем меньше их скорость; она наиболее велика для медленных надтепловых нейтронов. Захват медленного нейтрона сопровождается испусканием гамма-квантов, в результате чего происходит вторичное излучение.

Плотность нейтронов зависит от замедляющих и поглощающих свойств среды, которые связаны с водосодержанием. Поэтому с увеличением водосодер- жания убывает плотность нейтронов с удалением от источника.

Исследования пород в разрезе скважины ведутся при помощи прибора, содержащего источник и индикатор нейтронов.

Нейтронный каротаж применяют для расчленения пород в разрезе скважины по водонефтесодержанию, выделения коллекторов и определения их пористости.

Различают несколько модификаций нейтронного каротажа- нейтронный гамма-каротаж (НГК), заключающийся в измерении вторичных гамма-излучений,, возникающих при захвате нейтронов ядрами элементов пород; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НК-Т) и нейтронный каротаж по надтепловым- нейтронам (НК-Н), заключающиеся в измерении плотности тепловых и надтепловых нейтронов. Кроме того, применяются импульсные нейтронные методы исследования скважин, которые в зависимости от того, через какие элементарные частицы изучаются импульсные нейтронные поля, делятся на импульсный нейтрон-нейтрон-каротаж (ИННК), изучающий интенсивность вторичного гамма-излучения от времени, и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК)\ изучающий закономерности взаимодействия нейтронов с веществом в заданный момент времени.

При нейтронном гамма-каротаже (НГК) породы с высоким водосодержа- нием отмечаются на диаграммах НГК низкими показаниями. В малопористых, породах с низким водосодержанием плотность нейтронов вблизи индикатора возрастает, что приводит к увеличению показаний НГК. Так как показания: НГК против водоносной части пласта завышены по сравнению с показаниями против нефтеносной части пласта, то эту особенность кривой НГК используют для установления водонефтяного контакта в однородных песчаных пластах, имеющих постоянный литологический состав и пористость, а также содержащих высокоминерализованную пластовую воду.

В зависимости от водосодержания горные породы делятся на две группыг первая — глины, гипсы, пористые и проницаемые песчаники и карбонатные* породы, отличающиеся большим водосодержанием, отражаются на диаграммах. НГК низкими показаниями; вторая — плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, а также ангидриты и каменная соль„ отличающиеся малым водосодержанием, отражаются на диаграммах НГК высокими показаниями.

Показания НГК против песков, песчаников, пористых карбонатов зависят от их глинистости и содержания в них водорода, т. е. от насыщенности водой или нефтью.

При нейтронном каротаже по тепловым, и надтепловым нейтронам (НК-Т и НК-Н) изучается плотность тепловых и надтепловых нейтронов вдоль ствола скважины. На диаграммах НК-Т водосодержащие пласты выделяются низкими значениями, малопористые пласты — более высокими показаниями. Показания НТ-Т весьма чувствительны к содержанию хлора, минерализации промывочной жидкости и пластовой воды.

Показания каротажа по надтепловым нейтронам не зависят от содержания хлора и определяются главным образом характером водонасыщенности, поэтому показания НК-Н более тесно связаны с содержанием водорода в породе па сравнению с показаниями НКГ и НК-Т.

Импульсный нейтронный каротаж связан с изучением нестационарных нейт~ ронных полей и гамма-полей, создаваемых генератором нейтронов, который облучает породы импульсами нейтронов. После облучения пород через время задержки включаются аппаратура и фиксируется плотность нейтронов и продуктов взаимодействия.

При импульсном нейтрон-нейтрон-каротаже (ИННК) записывается диаграмма плотности тепловых нейтронов при фиксированных задержках времени и неизменном расстоянии между мишенью и индикатором, а при импульсном нейтронном гамма-каротаже (ИНГК) регистрируется изменение по разрезу скважины интенсивности гамма-излучения радиационного захвата теп новых нейтронов при тех же условиях, что и при ИННК.

Интенсивность гамма-излучения радиационного захвата пропорциональна плотности нейтронов. Но поскольку поле радиационного гамма-излучения равномернее распределено по сравнению с полем тепловых нейтронов, так как длины пробега и скорости диффузии гамма-квантов выше тепловых нейтронов, то показания ИНГК отражают процесс полнее, чем ИННК.

Импульсный нейтронный каротаж эффективен при работе в обсаженных скважинах, он позволяет определить ВПК и ГНК, выделить нефтенасыщенные интервалы, не отдающие нефть, проследить продвижение фронта воды.

В комплексе с другими методами исследования, где выявляется литология породы и определяются пористость и минерализация пластовых вод, с помощью ИНК возможна качественная оценка нефте- и водонасыщенности пластов. Методы ИНК информативны при работе в районах с высокой минерализацией пластовых вод (>100 г/л).

Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) основан на изучении ядерной намагниченности горных пород в разрезе скважины. Особенность ЯМК состоит в том, что по его данным в разрезе скважины выделяются только коллекторы независимо от их литологии. ЯМК эффективен при изучении тонкослоистых пластов благодаря высокой расчленяющей способности.

Акустический каротаж

Акустический каротаж (АК) связан с изучением характера распространения звуковых волн в горных породах.

С помощью акустического каротажа определяются коллекторские свойства пород (пористость), зоны трещиноватости и кавернозности в карбонатном разрезе, литология разреза, качество цементирования.

При акустическом каротаже применяют двух- и трехэлементные зонды.

ааквкв20 3020 30МКЗAOO25M0D25-A0 025MNОм м5 10 15МКЗAOO25M0D25-A0 025MNОм м5 10 15НГК ГКимп/мин 8001200 0 2500 'НГК ГКимп/мин 8001200 0 2500 '

а

а

кв

кв

20 30

20 30

МКЗAOO25M0D25

-A0 025MNОм м

5 10 15

МКЗAOO25M0D25

-A0 025MNОм м

5 10 15

НГК ГК

имп/мин 8001200 0 2500 '

НГК ГК

имп/мин 8001200 0 2500 '

Рис. IV.9. Акустический каротаж:а — схема каротажного зонда, б — пример записи каротажных диаграмм в комплексе с дру-гими видами каротажа при изучении глинистых пород

Двухэлементный зонд состоит из излучателя и приемника, расположенного на некотором расстоянии от излучателя, а трехэлементный зонд — из возбуждающего упругие импульсы излучателя И и двух приемников Пi и На (или двух излучателей Их, И2 и одного приемника П), находящихся на некотором расстоянии от излучателя (или приемника) (рис. IV.9).

Расстояние между приемниками в трехэлементном зонде является базой S; в двухэлементном зонде база S соответствует L3.

Акустический каротаж по скорости. После возникновения импульса упругих колебаний от излучателя распространяется продольная волна, которая через породу приходит к приемнику.

При акустическом каротаже по скорости фиксируется время пробега, а также время пробега, отнесенное к единице длины.

Скорость распространения упругой волны

u^S/^-У,(IV.3)

где t2, tx — ^eMst пробега волны от излучателя соответственно до первого и второго приемников.

Время пробега волны на единицу длины в трехэлементном зонде ^T=Mu=k4-4^S.(IV. 4)

В табл. IV 1 приведены значения скорости и времени пробега упругих волн для различных пород и жидкостей, которые могут служить ориентиром при интерпретации фактических каротажных диаграмм.

Таблица IV. 1

Характеристика упругих волн

Горная порода или вещество

Скорость о, м/с

Время пробега ДГ, мкс/м

Коэффициент затухания а, м-1

Глина

1200—2500

800—400

0,1—10

Мергель

2000—3500

500—300

0,07—2

Песок

800—1800

1250—500

—

Песчаник несцементированный

1500—2500

660—400

0,1—10

Песчаник плотный

3000—6000

330—170

0,07—2

Известняк, доломит

5000—7500

200—130

0,07—2

Ангидрит, гипс

4500—6500

220—150

0,1—5

Каменная соль

4500—5500

220—180

0,1—5

Кристаллические породы

4500—6500

220—150

0,07—2

Вода, глинистый раствор

1500—1700

660—600

—

Лед

3100—1400

770—710

—

Воздух

300—350

330—280

•—*

Метан

430

2100

—

Сталь

5400

185

—

Скорость распространения упругих колебаний в воде зависит от минерализации, температуры и давления: с увеличением минерализации от 0 до 200 г/л скорость возрастает с 1475 до 1700 м/с; с повышением давления скорость увеличивается, скорость распространения волн в нефтегазоносных и водоносных пластах практически не отличается и принимается равной 1600 м/с.

Акустический каротаж по затуханию. Колебания волн при прохождении через горную породу затухают. Затухание упругих колебаний связано с неоднородностью- пород, имеющих различные упругие свойства, в результате чего происходят рассеяние и дифракция волн на границах сред с различными скоростями распространения колебаний. На величину затухания упругих колебаний существенное влияние оказывают глинистость, трещиноватость и кавер- нозность пород, а также характер их насыщения.

Степень ослабления продольной волны оак (в м-1) определяется соотношением амплитуд колебаний волн, распространяющихся от ближнего Л1 и дальнего А2 излучателей, регистрируемых приемниками.

Коэффициент поглощения в интервале ультразвуковых частот для различных пород изменяется в пределах От 0,05 до 2,5 м-1.

Поглощающие свойства пород более определенно характеризуют их литологию, чем скорость распространения упругих волн.

Наибольшее затухание претерпевают упругие волны, распространяемые в трещиноватых и кавернозных породах. В связи с этим акустический каротаж более эффективен при изучении карбонатных пород (см. рис. IV.9). В табл. IV. 1 приведены значения коэффициентов затухания для различных пород.

Дополнительные скважинные исследования

Кроме перечисленных, в комплекс геофизических исследований входят еще температурные измерения и замеры электрического сопротивления по стволу скважины

Термометрия (Терм) осуществляется с помощью скважинных термометров, выполненных по мостовой измерительной схеме, в одном или двух плечах которого включены чувствительные элементы. Термометрические измерения само-

Стоятельно или в комплексе с другими методами широко используются для определения1 температурного градиента, температуры по стволу скважины, интервалов поглощения промывочной жидкости, зон разгазирования в стволе скважины, интервалов нарушения герметичности обсадных труб, контроля температуры схватывания цемента в затрубном пространстве, профиля притока жидкости и газа в скважину и др.

Резистивиметрия (Рез) производится с помощью приборов, аналогичных установкам электрического каротажа с малым размером зонда. Замеры электрических сопротивлений промывочных жидкостей позволяют точнее интерпретировать результаты электрического и радиоактивного каротажа.

Резистивиметрия, кроме того, самостоятельно или в комплексе с другими исследованиями позволяет определить уровень жидкости в скважине, места поглощения и притока жидкости, нарушения герметичности обсадных колонн, раздела нефть — вода в стволе скважины и т. д.

Опробователи пластов

Опробователи пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле, предназначены для прямой оценки характера насыщенности пласта, замера пластового давления и оценки фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. Хотя при исследовании скважины с помощью опробователей пластов невозможно добиться глубокого дренирования пласта из-за ограниченного отбора,, из него жидкости (емкость пробоотборников не превышает 8000 см3), но оперативность и небольшая стоимость работ с ними вполне оправдывают их широкое внедрение. Они позволяют легко, без трудоемкого спуска испытательного оборудования на бурильных трубах осуществить вызов притока и отбор пробы с любого участка открытой части ствола скважины. Если пласт подвержен не слишком глубокому загрязнению, то в емкость опробователя поступает пластовая жидкость, если же пласт сильно загрязнен, то в опробователь поступает фильтрат с промывочной жидкостью. Но и в этом случае по данным компонентного состава газа, который, как правило, содержится в отобранной пробе, можно» судить о характере насыщения опробованного интервала пласта.

С помощью геофизических методов и опробования пластов опробователей! можно получить достаточно сведений для решения вопроса о целевом испытании объекта с неограниченным отбором жидкости в бурильные трубы и более глубокого и подробного изучения объекта.

Конструктивно применяемые опробователи пластов состоят из следующих; блоков [2]: блока изоляции и отбора, содержащего герметизирующие и перфорационные устройства и обеспечивающие изоляцию участка отбора, создание дренажного канала, вызов притока и уравнивание давления после отбора пробы; блока баллона, состоящего из емкости и клапанов и обеспечивающего отбор пробы жидкости и газа из пласта в заданном режиме, сохранение в баллоне представительной пробы и герметизацию ее для подъема на поверхность^ блока привода, обеспечивающего перемещение деталей и узлов прибора в» процессе опробования с целью изоляции опробуемого участка, открытия и закрытия клапанов.

Ниже приведены технические характеристики опробователей пластов.

Шифр опробователя .

ОПК-4-5

ОПК-7-10

ОПТ-7-10

ОПД-7-Ю

О ПН-5-7

0ПН-112?

Диаметр обслуживаемых скважин, мм

118—145

190—270

190—290

146—190’

146—214!

Минимальное давление срабатывания прибора, МПа

4

5

4

9

9

Максимальное допустимое давление, МПа . .

35

50

100

100

150

Максимальная рабочая температура прибора, °C

100

100

200

200

200

Объем баллона, см3 . .

3800

6300

8000

5000#

5000

Наличие заряда для создания дренажа . . .

Есть

Есть

Нет

Нет

—

Шифр опробователя . .

ОПН-7-10

ОПН-140

ОПГ 4 9

ОПО-5-6

Диаметр обслуживаемых скважин, мм . . . .

196-290

196—280

112—243

125—152

Минимальное давление срабатывания прибора, МПа

4

9

0,5

5

Максимальное допустимое давление, МПа

100

100

50

60

Максимальная рабочая

-температура прибора, °C

150

150

120

120

Объем баллона, см3 . .

8000

8000

6000

6000

Наличие заряда для создания дренажа . . .

Есть

—

Нет

Есть

Опробователь пластов ОПК, имеет две модификации ОПК-4-5, предназначенный для работы в скважинах диаметром 118—145 мм, и ОПК-7-10— для скважин диаметром 190—270 мм (рис. IV.10).

Баллон для отбора пробы расположен в нижней части опробователя. После заполнения пластовой пробой баллон перекрывается с помощью клапана.

Рис. IV.10. Опробователь пластов ОПК:

1, 3—пороховые заряды; 2—силовой поршень, 4 — прижимная лапа, 5 — перфоратор с кумулятивным зарядом, 6 — возвратный поршень, 7 — баллон, 8 — корпус, 9 — башмак

В исходном положении рабочая жидкость заполняет сообщающиеся полости над силовым поршнем и над поршнем клапана. Давление через поршень клапана, играющего роль разделительного поршня, передается рабочей жидкости. Таким образом, давление в замкнутом пространстве устанавливается близким к гидростатическому. Полость баллона и связанная с ней полость перфоратора заполнены в исходном положении воздухом под атмосферным давлением.

После спуска опробователя на заданную глубину подачей тока воспламеняют пороховой заряд в нижней камере силового поршня, в результате чего в камеру открывается доступ промывочной жидкости. Под действием гидростатического столба промывочной жидкости силовой поршень движется вверх, создавая избыточное давление в замкнутой системе, которое выдвигает лапу и прижимает ее к стенке скважины. Прибор с герметизирующим башмаком прижимается к противоположной стенке скважины.

Затем подают ток на электродетонатор и взрывают кумулятивный заряд, пробивающий герметизирующие прокладки камеры перфоратора и создающий дренажный канал в призабойной части пласта. Пластовая жидкость начинает поступать в баллон.

После заполнения баллона подают ток на пороховой заряд в верхней камере, в результате взрыва которого открывается доступ-жидкости в полость верхнего цилиндра.

Под действием гидростатического давления силовой поршень перемещается вниз, емкость в замкнутой полости увеличивается, а давление в ней снижается. В результате лапа возвращается в исходное положение. В это же время клапан перемещается вверх, так как на неуравновешенный его поршень теперь- воздействует большее давление, чем в исходном положении (связанное с действием гидростатического давления по большей площади поршня). Уплотнительная манжета клапана перекрывает доступ промывочной жидкости в баллон, герметизируя отобранную пробу, которая вместе с опробователем извлекается на поверхность.

Термостойкий опробователь ОПТ-7-10 рассчитан на работу в глубоких высокотемпературных скважинах. Он имеет существенное конструктивное отличие

Рис. IV.11. Опробователь пластов ОПГ:

/ — корпус, 2 — баллон; 3 — поршень; 4 — лапа; 5 — пружина; 6 — клапан; 7 — золотниковый переключатель; 8 — электромагнит; 9 — сердечник; 10— поршень-мультипликатор; // — компенсатор; 12 — башмак '

от прибора ОПК-7-10. Его баллон для пластовой пробы расположен в верхней части опробователя. Прижимное устройство представляет собой лапу, приводимую в действие поршнем при создании в его верхней камере высокого давления (рис. IV. 11).

В исходном положении канал А перекрыт клапаном, который исключает доступ жидкости в баллон во время спуска опробователя в скважину. Клапан удерживается в левом исходном положении под действием силовой пружины.

В нижней части опробователя расположен привод гидравлической системы, включающий электромагнит с сердечником и золотником и поршень-мультипликатор. Золотниковый переключатель обеспечивает соединение различных каналов гидравлической системы прибора. Гидравлическая система прибора включает следующие гидравлически связанные полости: 1 — полости камеры над поршнем и левой части камеры клапана, связанные каналом Б, который подходит к золотниковому переключателю; II — полость камеры под поршнем- мультипликатором через канал В подключена к золотниковому переключателю; III — полости камеры под поршнем и в правой части камеры клапана, сообщающиеся между собой и через канал Д имеющие подвод к золотниковому переключателю; IV — полости над поршнем-мультипликатором, под сердечником электромагнита и компенсатора, связанные каналом Г, который подходит также к золотниковому переключателю.

В исходном положении золотник удерживается пружиной в нижнем положении. При этом каналы Б и Г, а также каналы В и Д сообщены между собой. Жидкость в замкнутой системе I—IV находится под гидростатическим давлением, передаваемым промывочной жидкостью с помощью компенсатора давления. Поскольку шток поршня-мультипликатора входит в полость с атмрс- ферным давлением, то в пространстве под поршнем-мультипликатором и во всей связанной с ним системе II—III устанавливается давление больше гидростатического.

После спуска опробователя на заданную глубину включают электромагнит, в результате чего его сердечник, перемещаясь вверх, изменяет позицию золотникового клапана; при этом соединяются каналы Б и В, а также Г и Д. Повышенное давление теперь воздействует на поршень по верхней его поверхно-

ста и перемещает поршень вниз. В результате выдвигается лапа и упирается в стенку скважины, прижимая башмак к противоположной стенке. В то же время клапан перемещается вправо, открывая доступ пластовой жидкости через канал А в баллон.

После заполнения емкости баллона пластовой жидкостью электромагнит выключают, под действием пружины сердечник опускается в нижнее положение, переводя золотник в исходное положение. Клапан перекрывает канал А, герметизируя отобранную пробу, а лапа убирается в исходное положение. Опро- бов'атель пластов извлекается на поверхность.

О проба в ат ель пластов с дистанционными датчиками давления ОПД-7-10 имеет те же основные конструктивные элементы, что и опробователь ОПТ-7-10. Его отличие состоит в том, что он дополнительно снабжен дистанционным дат-

Рис. IV.12. Опробователь О ПО-5-6:

1 — кабель, 2 — корпус; 3 — индикатор; 4 — компенсатор; 5 — стакан воздушного объема; 6 — груз, 7 — обратный клапан, 8 — электромагнит; 9— поршень демультипликатор; /0 — золотниковый переключатель; 11 — поршень клапана; 12 — башмак; 13 — отклонитель; 14 — кумулятивный заряд; 15 — баллон, 16 — пробка; 17 — кран

■чиком давления, с помощью которого обеспечивается регистрация процесса заполнения баллона жидкостью

Регистрация давления во время опробования существенно расширяет воз= можности метода опробования пластов, так как создается возможность не только делать оценку нефтегазоводонасыщенности исследуемых пластов, но и определять начальное пластовое давление и проницаемость призабойной зоны пласта

Опробователи пластов для необсаженных скважин (ОПН), предназначенные для изучения неоднородных коллекторов, отличаются тем, что имеют более широкие технологические возможности. Они оснащены датчиками притока, имеют кумулятивный заряд для вскрытия загрязненной зоны пласта, их привод обеспечивает выполнение от четырех до восьми циклов работы прибора без подъема на поверхность.

Если по результатам опробования объекта не удается заполнить емкость баллона такого опробователя из-за низкой активности пласта, что определяется по данным датчика давления, то можно, не извлекая прибор на поверхность, опробовать еще до восьми участков.

Опробователь пластов ОПН-5-7 предназначен для работы на глубинах до 6000 м в скважинах малого диаметра. К новым конструкциям опробователей ОПН относятся ОПН-112 и ОПН-140.

Опробователь пластов для обсаженных скважин ОПО-5-6 (рис IV. 12) применяется при исследовании обсаженных скважин диаметром 125—152 мм. В нем прижимное устройство выполнено в виде гибкого отклонителя, изготовленного из стального троса, который удерживает опробователь при спуске у стенки колонны. Узлы башмака и перфоратора выполнены отдельно — установлены на некотором расстоянии друг от друга. Баллон для отбора пробы расположен нижней чаасти опробователя, а электрогидравлический привод, выполненный аналогично приводам приборов ОПН, — в верхней его части.

После спуска прибора на глубине опробуемого пласта включают электромагнит, который с помощью сердечника изменяет позицию клапана золотникового переключателя. Рабочая жидкость под действием гидростатического давления, передаваемого через компенсатор, воздействует на поршень клапана

сверху. Поскольку давление жидкости в полости под поршнем устанавливается пониженным, так как эта полость сообщается с полостью пониженного давления поршня-демультипликатора, то поршень под действием перепада давления перемещается вниз, открывая клапан и сообщая полость баллона со стенкой обсадной колонны. Гидростатическим давлением опробователь прижимается к колонне с большим усилием, чем при действии только усилия отклонителя.

В этом положении кумулятивным зарядом простреливают колонну. После прострела выключают электромагнит, снимая высокую прижимающую нагрузку на опробователь и перекрывая приемный канал баллона, и приспускают прибор на 30—40 см, после чего вновь включают электромагнит, который открывает доступ жидкости из пласта через перфорационные отверстия в баллон. Вовремя притока жидкости в баллон индикатор давления фиксирует давление в баллоне.

После завершения опробования при подъеме опробователя самовозводящее- устройство перезаряжает гидравлическую систему в исходное положение. Как только гидростатическое давление снижается, пружины перемещают стакан воздушного объема вниз, в результате чего поршень — компенсатор возвращается в исходное положение, а рабочая жидкость" перетекает через обратный клапан из надпоршневого пространства в подпоршневое.

Таким образом гидравлическая система автоматически приводится в исходное положение, и опробователь без дополнительной подготовки может быть использован в последующих работах.

Интерпретация результатов опробования пластов

Основное назначение опробователей — получение данных о типе насыщения пласта, определение пластового давления и оценка фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

В комплексе с другими видами геофизических исследований опробователь пластов, позволяет выявить участки пласта, насыщенные нефтью, газом, водой, определить положение ВПК, ГНК, и проницаемые участки разреза скважины.

При неполучении чистого образца пластовой пробы суждение о типе насыщения пласта делается по результатам анализа компонентного состава газа.

Рис. IV. 13. Диаграмма давленияРис. IV. 13. Диаграмма давлениянаходящегося в смеси отобранной жидкости (подробно способ интерпретации проб газа рассматривается в гл. XI).

Рис. IV. 13. Диаграмма давления

Рис. IV. 13. Диаграмма давления

Поскольку диаграммы давления, фиксируемые при отборе проб в замкнутую емкость, отличаются от диаграмм, получаемых при испытании скважин, то и методы интерпретации таких диаграмм существенно отличны.

На диаграмме давления можноНа диаграмме давления можноНа рис. IV. 13 приведена типовая диаграмма давления, полученная при опробовании пласта. Нулевой линией диаграммы является давление в баллоне рб. которое равно атмосферному или несколько превышает его из-за разогрева воздуха в баллоне.

На диаграмме давления можно

На диаграмме давления можно

выделить три участка, характеризующих раз

личные стадии процесса взаимодействия полости баллона с пластом: /—стадия заполнения баллона; II— стадия сжатия воздуха (газа); III — стадия восстановления давления.

(IV.5)(IV.5)Пластовое давление определяется по величине изменения давленияв баллоне с учетом начального давления: .

(IV.5)

(IV.5)

РпЛ = ДРпЛ + Рб»

где Дрпл — изменение давления при опробовании,

Рб '— Рат

14-

дт \

273 ) ’

(IV.6)

где рм — атмосферное давление; ДТ — изменение температуры в баллоне после спуска его в скважину.

Интенсивность заполнения баллона пластовой жидкостью определяется проницаемыми свойствами пласта в призабойной части, а также зависит от того, содержится ли газ в составе пластовой жидкости — нефти, воды.

Поэтому формулы расчета проницаемости призабойной зоны к пласта будут отличаться и иметь соответственно вид [2]:

при отсутствии или незначительном содержании газа в пластовой жидкости

Гои \px-po р0 (Рпл —Po)Pi 1 .,TV

А11Рпл [ Р1+ Рпл 1П (Рпл-Р1)Ро J(}

при наличии растворенного газа

. __ ^оН Г Р1~Ро , Ро + РатГ (Рпл — Ро)(Р1 +РатГ) 1

Л^(Рпл РатГ) Pi + РатГ Рпл 4* РатГ ^ (Рпл — Р1)(Рпл PaT^j

(IV.8)

при однофазном притоке газа

. _^ (Рпл+Р1)(Рпл —Ро)■

AtypHA (РплPi) (Рпл + Ро) ’

где и — вязкость; Г — газовый фактор; pi, t\ — соответственно давление и время, снимаемые с участка диаграммы давления, когда баллон заполняется жидкостью; Ро — начальное давление, учитывающее попавший в баллон раствор,

Гб+ Гг

Ро=Рб Vg-Vp ;(IV. 10)

где Гб, Гг, Гр — соответственно объемы баллона и поступивших газа и глинистого раствора;

Г0 = Гб-Гг; '(IV. 11)

А — коэффициент, характеризующий геометрию притока,

1+0-7"^И1-т) ’(IV. 12)

где Гст — радиус отверстия стока; h — мощность пласта; R— радиус скважины.

Полученные данные позволяют судить о типе насыщения пласта, его пластовом давлении и коллекторских свойствах пласта, которые обусловливают ожидаемые продуктивные характеристики пласта.

ВЫБОР КОМПЛЕКСА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИИПРИ ИЗУЧЕНИИ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН

Типовые комплексы промысловых исследований необсаженных скважин устанавливаются в зависимости от разновидности геологических разрезов, сложности их строения и степени изученности, характера применяемой в процессе бурения промывочной жидкости. Эффективность комплексных исследований достигается при соблюдении оптимальных условий применения каждого метода.

Геологический контроль осуществляется при вскрытии пластов слабой изученности.

Геофизические исследования в перспективных интервалах проводятся в минимальный срок — не позднее 5 дней после обнаружения пласта. Интервалы промежуточных геофизических замеров не должны превышать 200 м.

При обнаружении признаков коллекторов и нефтегазонасыщенных интервалов при геологическом контроле и по данным интерпретации геофизических исследо-

ооТаблица IV.2

о

о

Типовые комплексы геолого-геофизических и гидродинамических исследований

Методы исследования скважин

Вид исследований

Типовые комплексы

для всего разреза (масштаб глубин 1 500), коллектор любого типа

в перспективных интервалах (масштаб глубин 1 200)

Коллекторы порового типа с пористостью больше 10%, в том числе глинистые

Коллекторы с пористостью меньше 10% и сложным строением

Промывочная жидкость

Пресная

Соленая

Непроводящая

Пресная

Соленая

Непроводящая

Пресная

Соленая

Непроводящая

Геологический контроль

ГзК, ЖК,

о/д

О/Д

о/д

о/д

О

О

.—.

МхК, ФК

о/д

О/Д

о/д

о/д

о/д

О/д

О

о

о

Шлам

о/д

о/д

—

о/д

О/Д

О

О

—

ПС

О

О*

О

О*

О

О

КС

О

—

■ I —

О

д*

—

О '

д*

—

БКЗ

——

—

—

О

О/Д**

О

д**

—

БК

д

О

—

д

О

—

О

О

—

М3

—

—

о

Д

о

д

—

МБК

—

—

—

о

о

—

О

О

—

Геофизические методы

ик

д

О

о

д

о

д

о

дк

О

О

О

—

Д

д

—

—

(ГМ) определения

свойств пород

ГК

О

О

О

о

о

о

о

' о

о

ггк

—-

—

—

Д

д

Д

д

д

Д

НК

О

О

О

о

о

о

О

о

о

иннк

—

—

—

Д

Д

Д

д

д

д

ямк

—

—

—

Д

д

д

д

д

Д

1

1

АК

о

О

О

О

О

0

0

О

О

ГМ определения пара-

Терм

о/д

О/д

о/д

о/д

о/д

о/д

о

о

О

метровпромывочной

жидкости в скважине

Рез

—

—

—

О

о

—

О

О

—

Замеры геометрических

дс

О

О

О

О

О

О

О

О

О

параметров скважины

Инкл

О

О

О

.

—.

Накл

—

—

—

д

д

д

д

д

—

Отбор и прямое изучение свойств пород '

ог

—

—

—

Д

д

д

О

д

д

Керн

—

—

—

д

д

д

Д

д

д

Гидродинамические ис-

ОПК

д

д

д

д

д

д

Д

д

д

следования пластов

ИП

д

д

Д

О/д

о/д

о/д

О

0

О

Примечания 1 о — обязательный метод д — дополнительный, о/д —метод, обязательный при поисковом бурении, дополнительный при разведочном бурении 2 ИННК проводится преимущественно в обсаженных скважинах 3 ГГК осуществляется дополнительно к АК И НК при полиминеральном составе коллекторов 4 Все указанные методы относятся как к поисковым, так и разведочным скважинам

* Кривые ПС при 0,5<рп/рпв<2, и КС при рп/рс>500 не записываются ** 5 КЗ проводится для коллекторов, имеющих пористость более 10%.

ланий назначаются прямые методы гидродинамического исследования пластов с применением испытателей пластов. Использование опробователей на каротажном кабеле позволяет получить дополнительную информацию о характере распределения нефтегазоводонасыщенных участков по разрезу скважины.

Типовые комплексы геофизических исследований, предназначенные для использования в различных нефтегазодобывающих районах страны приведены в табл. IV 2. В ней предусмотрено применение опробователей и испытателей пластов при неопределенной характеристике насыщения пласта и неоднозначном выделении коллекторов в разрезе скважины по геофизическим данным. В неоднородных тонкослойных разрезах и при наличии контактов между различными флюидами необходимо применять ОПК. В комплексе исследований коллекторов сложно- то строения использование испытателей пластов обязательно.

ВЫБОР ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН

В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Для успешного испытания пластов в процессе бурения необходимо максимально сократить время между вскрытием пласта и началом спуска испытателя пластов. Это достигается уменьшением времени задалживания скважины ГИС.

Из-за отсутствия времени для осуществления полной комплексной интерпрета- щии всех геофизических материалов работы с испытателем пластов планируются на основе оперативной интерпретации исследований.

В отличие от результатов сводной интерпретации определяемые при оперативной интерпретации параметры носят качественный характер: они позволяют в первом приближении оценить наличие коллектора, его общую мощность, фильтра- адонно-емкостные свойства и характер насыщения.

Выделение коллекторов

Надежность выделения коллектора и оценки насыщенности и фильтрационноемкостных свойств методами ГИС зависит от значимости геофизических методов и применяемых приборов, а также от типов исследуемых разрезов.

Коллекторы по характеру формирования подразделяются на кварцевые, полевошпатовые, карбонатные, гипсоангидритовые: по типу строения порового пространства коллекторы делятся на поровые, трещиноватые, кавернозные И смешанного типов.

Применительно к задачам испытания скважин коллекторы могут быть подразделены по степени сложности выделения и оценки насыщенности на следующие типы: 1) неглинистые «чистые» песчаники, алевролиты; 2) слабозаглинизирован- ные песчаники и алевролиты; 3) глинистые песчаники и алевролиты; 4) карбонатные коллекторы с межзерновой пористостью; 5) карбонатные коллекторы с кавернозной и трещиноватой пористостью; 6) коллекторы сложного строения: порово-кавернозные, порово-кавернозно-трещинные (полиминеральные, известководоломитовые, ангидритизированные и загипсованные породы и др.).

Первые три типа коллектора имеют диапазоны изменения проницаемости к от 0,001 до 1 мкм, пористости т=0,5—29% по классификации А. А. Ханина2. Кар- -бонатные коллекторы 4—5-го типов отличаются низкими фильтрационно-емкостными свойствами: £<0,001 мкм2, т<2—30%.

Неглинистые песчаники и алевролиты, содержащие до 10% глинистого материала, характеризуются значениями рп=40 и более Ом-м и относительной амплитудой аномалии ПС аПс=0,8—1,0. В качестве оперативных методов исследования -могут быть применены микрометоды, измерения потенциалов самопроизвольной -поляризации, индукционный каротаж.

При невозможности использования микрометодов исследования коллекторов в скважинах с углом наклона более 15° могут быть применены радиоактивные плотностные методы.

Признаки присутствия таких коллекторов в изучаемом разрезе — наличие приращений на диаграммах микрозондов, глубокие отрицательные аномалии ПС, сужение ствола скважины на диаграммах кавернометрии.

Слабозаглинизиро ванные песчаники и алевролиты, содержащие рассеянное распределение глинистого материала в пределах 10—15%, что соответствует относительному параметру самопроизвольной поляризации апс=0,6-^0,8. Удельные- электрические сопротивления в среднем составляют 15—25 Ом-м.

При оперативных геофизических исследованиях этих коллекторов могут быть- использованы те же методы, что и для неглинистых песчаников, с привлечением дополнительно методов, определяющих глинистость объектов, к которым относятся методы РК.

Качественными признаками рассматриваемых коллекторов являются повышенная естественная радиоактивность, вызванная присутствием глинистого материала- относительно коллекторов порового типа, сужение диаметра ствола скважины по диаграммам кавернометрии, отрицательная аномалия ПС, наличие приращений на диаграммах микрозондов.

Глинистые песчаники и алевролиты, представляющие собой прерывистое тонкослоистое чередование песчаников, алевролитов, аргиллитов, нередко с линзовидными включениями глинистого материала в песчаных толщах и, наоборот, с линзовидным включением песчаников и алевролитов в толщах глин. Содержание глинистой фракции изменяется от 15% и выше. Удельные электрические сопротивления рп принимают значения не более 5—9 Ом-м. Коэффициент снижения ПС аПс изменяется в пределах 0,4—0,6.

Основными бперативными геофизическими методами исследования скважин с целью выделения объектов нахождения глубины установки пакера испытателя - пластов являются методы определения глинистости в поровом пространстве, К ним можно отнести гамма-каротаж, микрометоды, индукционный каротаж, потенциал собственной поляризации. В качестве дополнительного метода следует применять ядерно-магнитный каротаж при повышенном процентном содержании глинистого материала ('более 215%).

Признаки присутствия глинистых коллекторов — наличие небольшого приращения на кривых микрозондирования; образование небольшой глинистой корки в результате проникновения фильтрата промывочной жидкости, приводящее к сужению ствола скважины; повышенные значения «индекса свободного флюида» на диаграммах ядерно-магнитного каротажа, свидетельствующие о наличии эффективной пористости; повышенная радиоактивность исследуемого интервала; пониженные значения на диаграммах нейтронных методов.

Карбонатные гранулярные коллекторы, представляющие собой плотные разности, отличаются структурой порового пространства. Характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, а следовательно, повышенными значениями удельного электрического сопротивления: рп>100 Ом-м.

Признаки выделения карбонатных коллекторов с межзерновой пористостью такие же, как и при выделении терригенных коллекторов, но они менее выражены и поэтому во многих случаях неоднозначно свидетельствуют о присутствии коллектора.

Более эффективны при выделении трещиноватых, кавернозных и также сложного строения структур порового пространства геофизические комплексы АК— НГК или ГГК. В результате их применения определяются граничные значения пористости, по которым в продуктивной части разреза выделяется коллектор. Если по результатам замеров оказывается, что полученные значения пористости выше граничных, то исследуемые интервалы относят к коллекторам.

Коллекторы сложного строения могут быть выделены на основе способа «нормализации», который заключается в графическом сопоставлении различных диаграмм, приведенных к значениям фильтрационно-емкостных параметров. При этой используются данные электрометрии, АК, ГГК, ЯМК. Отклонения показаний при сопоставлении их в интервалах с межзерновой пористостью, указывают на кавернозный, трещиноватый или смешанный типы коллекторов.

Специальные методы выделения коллекторовсложного строения

В тех случаях, когда типовой комплекс геофизических исследований не позволяет выделить нефтегазоносные коллекторы и определить их эффективную мощность, следует проводить специальные исследования, основанные на регистрации

изменения геофизических параметров пласта вследствие различного рода воздействий на призабойную зону.

Метод временных замеров базируется на особенностях процессов формирования зоны проникновения фильтрата в призабойной зоне в течение длительного времени Выделение коллекторов и определение их эффективных мощностей производятся путем сопоставления результатов одних и тех же методов исследований, выполненных через определенное время. При электрометрических замерах для получения существенного расхождения кажущихся сопротивлений первый замер необходимо провести по возможности сразу после вскрытия продуктивного- пласта до возникновения ощутимой зоны проникновения, второй — через несколько суток после образования этой зоны. При временных замерах должны фиксироваться кривые сопротивления БК-3 либо КС обычными градиент-зондами большого размера. Возможно и применение всего комплекса БКЗ. Если исследования проводятся в обсаженных скважинах, то для временных замеров используются методы гк, нгк, ннк.

К методу временных замеров относятся также исследования до и после изменения гидростатического давления в стволе скважины с последующим анализом изменения показаний ГИС.

Метод двух растворов заключается в том, что между первым и вторым замерами геофизических параметров пород жидкость, находящуюся в скважине, заменяют на другую с большей или меньшей минерализацией либо с большей или меньшей плотностью.

Метод применяется в двух модификациях: с принудительной закачкой, когда «после смены раствора производят закачку с репрессией на пласт (которая не должна превышать давление гидроразрыва), и без принудительной закачки.

Метод без принудительной закачки предполагает вскрытие части исследуемого разреза на одном растворе с последующим фоновым замером геофизических параметров, затем после смены бурового раствора-бурят остальную часть разреза ^ез репрессии. По достижении проектной глубины ствол скважины заполняется первоначальной промывочной жидкостью с последующим проведением повторных ГИС.

Качественные признаки коллекторов по методу двух растворов — различные показания физических величин одних и тех же исследований.

Метод закачки меченых жидкостей является разновидностью методов радиометрии, который заключается в регистрации различных показаний при использовании одних и тех же методов ГИС до и после закачки меченых жидкостей. Буровой раствор с меченой жидкостью закачивается с репрессией на пласт. В качестве меченых жидкостей используется раствор радона, октабората или растворы химических реагентов с аномальными сечениями захвата.

Метод каротаж—испытание—каротаж (КИК) состоит в том, что после геофизических замеров в скважину спускают испытатель пластов и проводят испытание интервала пласга, где предполагаются нефтегазонасыщенные интервалы. После подъема испытателя пластов осуществляют повторные геофизические исследования

Так как во время притока при испытании пластовая жидкость фильтруется -к скважине, то в результате происходит расформирование зоны проникновения. При интерпретации результатов двух замеров геофизические характеристики против проницаемых нефтенасыщенных пластов изменяются. При электрометрических замерах удельное электрическое сопротивление против проницаемых пластов повышается вследствие вытеснения фильтрата бурового раствора нефтью, а против непроницаемых пластов удельные электрические сопротивления совпадают.

Глава VКОМПЛЕКТЫ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Комплекты испытательного инструмента КИИ-146, КИИ-95 и КИИ-65, имеющие диаметры узлов 146, 95 и 65 мм, позволяют производить одноцикловое испытание скважин соответственно в скважинах диаметрами 190—295, 118—161 и 76—112 мм. При этом регистрируется давление во время притока жидкости из пласта и после остановки скважины. В результате определяются средний дебит, пластовое давление, гидропроводность, проницаемость и степень загрязнения призабойной зоны пласта.

Более совершенные конструкции комплектов испытательного инструмента КИИ-2М-146, КИИ-2М-95 и КИИМ-65 предназначены для испытания скважин тех же диаметров. Они обеспечивают возможность проводить операцию в два цикла: регистрировать две кривые притока и две — восстановления давления, что существенно повышает информативность исследования. При этом определяются не только начальное пластовое давление, гидропроводность и проницаемость пласта, а также степень его загрязненности, но и выявляются динамика снижения пластового давления и изменение проницаемых свойств в призабойной зоне пласта.

В последние годы в Севкавнипинефть и ВНИИНПГ разработан еще один размерный ряд испытательных инструментов: многоцикловое испытательное оборудование диаметрами 146, 127, 95, 80 и 65 мм. Комплекты испытательного оборудования многоциклового действия, имеющие соответственно шифры МИГ-146, МИГ-127, МИК-95, МИГ-80 и МИГ-65, используются при работе в скважинах диаметрами 190—295, 161—243, 118—165, 97—112 и 76—112 мм Они предназначены для выполнения операции по испытанию объектов в несколько циклов, что еще более расширяет возможности метода: позволяет контролировать параметры пласта не только по данным одной кривой восстановления давления, а по двум или нескольким кривым; кроме того, создается возможность более глубоко изучить состояние призабойной зоны пласта и возможность ее самоочистки от загрязнения при длительной эксплуатации объекта. Помимо указанных преимуществ по повышению информативности метода исследования многоцикловое испытательное

Тип оборудования ....

КИИ-2М-146

КИИ-146

МИГ-146

МИГ-127

КИИ-2М-95

КИЙ-95

Наружный диаметр, мм ..

Максимальная длина отдельной

146

146

127

95

сборочной единицы, м ..

Общая длина полного комплек

2,3

2,9

2,9

2,5

та, м.

Допустимая нагрузка, кН:

16,6

17,6—

27,5

17,9—

27,2

18,2

сжимающая ....

300

1500

1250

160

растягивающая ..,

600

700

600

250

Крутящий момент, кН-м ..

Максимальный перепад давле

8,0

10,0

7,5

6,0

ния, МПа

Максимальная температура, °C Максимальная масса отдельной

35

45

45

35

170

200

200

170

сборочной единицы, кг . ..

Максимальная масса комплек

200

235

163

ПО

та, кг

Диаметр обслуживаемых сква

1200

5442

5682

910

жин, мм

Размерприсоединительных

190—295

£190-295

161—243

118—165

резьб

3-121

3-121

3-101

3-76

Продолжение

Тип оборудования ....

МИК-95

МИГ-80

МИГ-65

КИИ-65

КИИМ-65

Наружный диаметр, мм Максимальная длина отдель

95

80

67

67

ной сборочной единицы, м Общая длина полного комплек

2,6

3,5

3,2

2,6

та, м

Допустимая нагрузка, кН:

21,4

23,4

16,5

18,2

сжимающая ....

600

400

200

150

растягивающая

450

200

150

150

Крутящий момент, кН-м .

Максимальный перепад давле

4,9

3,9

3,1

4,0

ния, МПа

45

45

40

35

Максимальная температура, °C

Максимальная масса отдель

200

200

200

200

ной сборочной единицы, кг Максимальная масса комплек

120

92

78

50

та, кг

Диаметр обслуживаемых сква

1810

635

540

300

жин, мм

Размерприсоединительных

118—165

97—112

76—102

76—102

резьб ..

3-76

3-62

3-56

3-50

оборудование имеет и технические преимущества по сравнению с оборудованием типа КИИ, так как в нем предусмотрена возможность вращения колонны бурильных труб во время проведения режимов притока и восстановления давления, что» снижает до минимума вероятность возникновения прилипания и затяжек инструмента, находящегося над пакером.

Техническая характеристика испытательного оборудования приведена ниже.

В комплекты испытательного инструмента КИИ входят следующие узльв (табл. V.1): ИПГ — испытатель пластов гидравлический (ИПГ-146, ИПГ-95, ИПГ-65, кроме того, в комплекте КИИ-95 предусмотрен еще испытатель пластов ИПГ-95-У, имеющий более упрощенную конструкцию); ЗПК — запорно-поворотный клапан (ЗП-146, ЗП-95— клапаны одинарного действия; ЗП2-146, ЗП2-95 и ЗП-65— клапаны двойного действия); ЯГ—-ясс гидравлический (ЯГ-146, ЯГ-95 и ЯГ-65); KU — циркуляционный клапан (КЦ-146, КЦ-95 и КЦ-65); ПЦ— пакер с металлической опорой (ПЦ-146, ПЦ-95, ПЦ-65); ПЦР— пакер с раздвижной резиновой опорой (ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-95, ПЦР-65); Ф — фильтр (Ф-146, Ф-95, Ф-65); ПП — переводник для установки глубинных приборов

Комплекты многоциклового испытательного оборудования МИГ-146, МИГ-127 и МИГ-80 оснащены одинаковыми основными узлами, которые не имеют существенных конструктивных отличий. Многоцикловой испытатель пластов МИК-95 включает основные узлы, отличающиеся от узлов оборудования ряда МИГ, по- этому рассмотрим элементы испытателя МИК-95 отдельно.

Многоцикловые испытатели пластов размерного ряда МИГ включают следующие узлы: ИПМ — многоцикловой испытатель пластов (ИПМ2-146, ИПМ2-127, ИПМ-80, ИПМ1-65); УРВ — устройство для раздельного вращения (УРВ2-146, УРВ2-127, УРВ-80, УРВ-65); КЗ —клапан запорный (КЗ-2-146, КЗ-3-127, ЗП2-80, ЗП2М-65); Ш — штуцер гидравлический (Ш2-146, Ш2-127, Ш-80, Ш-65); ЯГЗ — ясс гидравлический (ЯГЗ-3-146, ЯГЗ-2-127, ЯГЗ-80, ЯП-65); КЦМ — циркуляционный клапан (КЦМЗ-146, КЦМ2-127, КЦМ-80, КЦ2-65; кроме того, в комплект МИГ-80 включен дополнительно клапан заливочно-циркуляционный КЗУ-80, который может устанавливаться вместо клапана КЗЦ-80); ПИГ—пробоотборник (ПИГ2-146, ПИГ2-127, ПИПЗ-80, ПИП-65 — пробоотборники конструктивно не отличаются); ЗБ —замок безопасный (ЗБ2-146, ЗБ2-127, ПЗ-80, ЗБ-65 — конструктивно не отличаются); ПЦР — пакер с раздвижной резиновой опорой (ПЦР2-146, ПЦР2-127, ПЦ-80, ПЦ2-65 — конструктивно не отличаются от пакеров ПЦР, применяемых в комплектах КИИ); РУ — распределительное устройство (РУ2-146, РУ2-127, РУ-80, РУ-65); УУ— уравнительное устройство (УУ2-146, УУ2-127, отсут-

ствует в комплекте МИГ-80, МИГ-65); Ф — фильтр (Ф2-146, Ф2-127, Ф-80, ФГ65); ПП — переводник для приборов (ПП2-146, ПП2-127, ПП-80, ПП1-65); ПЛ — переводник левый (ПЛ-146, ПЛ-127, ПЛ-80, ПЛ-65).

Кроме того, комплекты испытательного оборудования оснащаются дополнительными узлами и приспособлениями: приспособлениями для сжатия, устройством для опрессовки, подгонными патрубками, переводниками и манометрами.

Многоцикловый испытатель пластов МИК-95 включает следующие узлы: ИПЦ-95 — испытатель пластов, К-95 — компенсатор, МП-95 — подшипниковая муфта, КЗ-95 — запорный клапан, ЯГ1-95— ясс гидравлический, КУ-95 — клапан универсальный, ПО-95 — пробоотборник, ЗА-95 — аварийный замок, ПЦ-2-95 — пакер, РУ-95 — распределительное устройство, УРП-95 — уравнительное устройство, Ф1 -95 — фильтр, ПП-95 — переводник для установки приборов.

По назначению узлы комплекта МИК-95 выполняют те же функции, что и аналогичные узлы в комплектах МИГ. Отличие состоит в том, что в данном испытателе вместо отдельного узла — устройства для раздельного вращения — применены два узла: компенсатор и подшипниковая муфта.

Помимо указанных узлов, входящих в комплекты испытательного оборудования, применяются еще дополнительные к ним узлы. Институтом ВНИИНПГ разработаны следующие узлы для 146-мм испытательного оборудования:

ЗПКМ2-146 — запорно-поворотный клапан многоциклового действия, который может применяться в комплекте КИИ вместо запорно-поворотных клапанов одинарного и двойного закрытия; приводится в действие вращением колонны бурильных труб. ,

МП-146— многоцикловая приставка, предназначенная для многократного перекрытия притока жидкости в трубы, которая также используется в комплектах оборудования КИИ вместо запорно-поворотных клапанов одинарного и двойного закрытия, приводится в действие вертикальным перемещением колонны бурильных труб.

ПРМП-1 — пакер резино-металлического перекрытия.

ПМ — пакер механический.

ЯУ — якорное устройство, служащее для опоры испытателя пластов на стенки скважины.

ПН — пробоотборник-накопитель, устанавливаемый между запорно-поворотным клапаном и испытателем пластов, СМП-500 — пробоотборник.

В Волгограднипинефти разработаны узлы для работы в сборке 95-мм испытательного оборудования [14]: ПСУ — пакер секционный, ЯМ — якорь механический, ПН -— пробоотборник-накопитель.

ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ

Испытатель пластов, являясь основным клапанным узлом комплекта испытательного оборудования, служит для выполнения следующих функций: перекрытия внутренней полости бурильных труб гот затрубного пространства в процессе спуска и подъема оборудования; выравнивания давления над и под пакером в процессе спуско-подъемных операций и в конце испытания при снятии пакера; сообщения внутренней полости бурильных труб с подпакерным пространством от внутренней полости бурильных труб и нижерасположенных узлов испытательного оборудования (до пакера); ограничения интенсивности притока жидкости с помощью сменного штуцера.

Испытатель пластов включает два основных узла: гидравлическое реле времени и клапанный узел.

Гидравлическое реле времени служит для задержки во времени (на 1—5 мин) срабатывания клапанного узла после передачи сжимающей нагрузки на испытатель пластов. Наличие этого узла в испытателе пластов исключает срабатывание клапанного узла во время резких-посадок, различных упорах хвостовика или замков бурильных труб о выступы обсадной колонны или стенки скважины при спуске оборудования в скважину.

Клапанный узел представляет собой устройство, содержащее уравнительный и приемный клапаны. Этот узел выполнен таким образом, что если уравнительный клапан открыт, то приемный клапан может находиться только в закрытом поло-

Таблица V.l

Перечень узлов комплектов испытательного оборудования

Краткое наименование узлов

КИИ-2М-146

КИИ-146

МИГ-146

МИГ-127

КИИ-2М-95 КИИ-95

МИК-95

МИГ-80

КИИМ-65 КИИ-65

МИГ-65

1

2

3

4 _

5

6

7

8

9

ип

ИПГ-146

ИПМ2-146

ИПМ2-127

ИПГ-95

ИПГ-95-У

ИПЦ-95

ИМП-80

ИПГ-65

ИПГ-65М

ИПМ1-65

зпк

ЗП2-146 ЗП-246. (ЗПКМ2-146) (МП-146)

КЗ-2-146

КЗ-З-127

ЗП2-95

ЗП-95

КЗ-95

ЗП2-80

ЗП2-65

ЗП2-65М

ЗП2-65М

УРВ

—

УРВ2-146

УРВ2-127

—

МП-95

К-95

УРВ-80

—

УРВ-65

яг

ЯГ-146

ЯП-146

ЯГЗ-3446

ЯГЗ-2-127

ЯГ-95

ЯП-95

ЯГ-80

ЯГ-65

ЯП-65

КЦ

КЦ-146

КЦМЗ-146

КЦМ2-127

КЦ-95

КУ-95

КЦМ-80

КЗЦ-80

КЦМ-65

КЦ2-65

ш

—

Ш2-146

Ш2-127

—

—

Ш-80

-у

Ш-65

ПР

(ПН-1446)

ЙИГ2-146

ПИГ2427

(ПН-1-95)

ПО-95

ПИПЗ-80

—

ПИП^65

БЗ

-—

ЗБ2-146

ЗБ2-127

—

ЗА-95

ПЗ-80

—

ЗП-65.

пц

ПЦР-178

ПЦ-146 •

ПЦР2-146

ПЦР2-146

ПЦР2-127

ПЦ-95

ПЦР-95

ПЦР-95

ПЦР-80

ПЦ-65

ПЦР-65

ПЦ2-65

ПЦР-146 (ПМ-146) (ПРМП1)

(ПСУ-85)

(ПСУЛ09)

РУ

—

РУ2-146

РУ2-146

РУ2-127

—•

РУ-95

РУ-80

—

РУ-65

УУ

—

УУ2-146

УУ2-146

—

УРП-95

—.

—

ф

Ф-146

Ф2-146

Ф2-146

Ф2-127

Ф-95

Ф1-95

Ф-80

Ф-65

Ф1-65

пп пл

ПП-146

ПП2Л46

ПЛ-146

ПП2-И46

ПЛ-127

ПЛ-146

ПП-95

ПП1-95

ПЛ-95

ПП-80

ПЛ-80

ПП-65

ПП1-65

ЯУ

(ЯЦ-170/190) (ЯЦ-190/214)

(ЯМ-95/168)

(ЯМ-95/140)

(ЯМ-65/И 4)

СП

<s

Примечание, В скобках приведены узлы, не входящие в комплекс узлов, изготовляемых серийно на заводе.

жении, поэтому внутритрубное пространство не может быть соединено с затрубным пространством ни в один из моментов времени проведения операции. Уравнительный клапан при спуске и подъеме оборудования открыт, а приемный закрыт.

Испытатели пластов многоциклового действия помимо указанных выше функций позволяют еще осуществлять многократное закрытие и открытие скважины, т. е. производить многоцикловое испытание. Это достигается за счет установки в клапанном узле подвижной неуравновешенной гильзы, перемещение которой связано не только с механическим перемещением колонны, но и зависит от действующего перепада давления на ее неуравновешенные площади.

Таким образом при вертикальной вытяжке или разгрузке колонны бурильных труб может быть достигнуты три различных состояния клапанной системы: урав-

Рис. V.I. Испытатель пластов ИПГ-146:

/ — верхний переводник; 2 — сменный штуцер; 3 — грузовой шток; 4 — шпонка, 5 — верхний кожух; 6— шток; 7, 14 — пробка; 8— стопорная гайка; 9— наружная гильза поршня; 10— внутренняя гильза поршня; И — верхний переводник тормозной камеры; 12 — шток тормозной камеры; 13, 20 — уплотнительная втулка; 15 — нижний переводник тормозной камеры; 16 — шток уравнительного клапана; /7 — гильза уравнительного клапана; 18— гильза приемного клапана; 19— приемный клапан, 21 — гайка; 22 — нижний переводник

нительный клапан открыт, приемный закрыт — при спуско-подъемных операциях; уравнительный клапан закрыт, приемный клапан открыт — при притоке; уравнительный клапан закрыт, приемный клапан закрыт — при восстановлении давления.

Следовательно, испытатель пластов многоциклового действия исключает необходимость установки запорно-поворотного клапана и, кроме того, позволяет проводить несколько циклов испытания.

Испытатель пластов ИПГ-146 (рис. V.1) состоит из верхнего переводника 1, с которым жестко связаны грузовой шток 3, шток 6, шток тормозной камеры 12, шток уравнительного клапана 16 и приемный клапан 19, и корпусных деталей: верхнего кожуха 5, верхнего и нижнего переводников тормозной камеры И и 15 и нижнего переводника 22. Верхний переводник, соединенный с клапанными штоками, подвижно перемещается относительно корпусных деталей на длину хода 200 мм. Между верхним переводником 1 и грузовым штоком 3 вставляется сменный штуцер 2. Шток уравнительного клапана и приемный клапан имеют уплотнительные втулки 13 и 20.

Клапан срабатывает при перемещении штоков 12, 16 и клапана 19 вниз. При этом уплотнительная втулка 13 входит в гильзу уравнительного клапана 17 и перекрывает сообщение жидкости в затрубном пространстве (через отверстия в нижнем переводнике тормозной камеры) с подпакерной зоной, а уплотнительная втулка 20 приемного клапана, наоборот, выходит из гильзы приемного клапана 18 и открывает доступ жидкости, находящейся в подпакерной зоне, во внутреннюю полость бурильных труб через каналы в приемном клапане. -

Грузовой шток 3 имеет шпоночное зацепление с корпусом испытателя пластов через шпонку 4 и верхний кожух 5, что позволяет передавать крутящий момент через испытатель пластов нижерасположенным деталям испытательного оборудования. _

Тормозная камера испытателя, находящаяся между переводниками 11 и 15 и штоками 6 и 12, содержит составной поршень, в который входят внутренняя и наружная гильзы 9 и 10, фиксируемые стопорной гайкой 8.

При перемещении поршня вниз при сжатии испытателя пластов верхний торец поршня упирается в уплотнительный буртик штока, при этом масло из нижней части камеры перетекает в верхнюю по капиллярному каналу с высоким гид-

равлическим сопротивлением. Время задержки срабатывания клапанного узла определяется длиной капиллярного канала и вязкостью масла.

После окончания испытания при вытяжке инструмента верхний торец поршня отходит от уплотнительного буртика штока, и масло по широкому каналу быстро перетекает сверху вниз.

Время срабатывания регулируется изменением длины капиллярного канала путем развинчивания или завинчивания наружной гильзы.

Тормозная способность реле времени оценивается выражением

Т = Т0Т = Т0ЛЛр-•PLop,QЛЛр-•PLop,Q(V.1)(V.1)

Т = Т0

Т = Т0

ЛЛр-

•PLop,Q

ЛЛр-

•PLop,Q

(V.1)

(V.1)

где То, Ро, То, Цо — время открытия впускного клапана, сжимающая нагрузка, длина капиллярного канала и вязкость при заводской тарировке; Т, Р, L, р, — фактические значения.

Техническая характеристика ИПГ-146 приведена ниже.

Шифр испытателя пластовИПГ-146

Наружный диаметр, мм 146

Длина, мм:

в растянутом положении....2250

в сжатом положении 2050

Объем масляной камеры, см3.1600

Диаметр сменных штуцеров, мм ...6, 8, 10

Допустимая нагрузка, кН:

сжимающая .... * ....300

растягивающая 600

Масса, кг 200

Размер концевых резьб 3-121

Испытатели пластов ИПГ-95, ИПГ-65, ИПГ-65М (рис. V.2) существенно отличаются от испытателя пластов ИПГ-146 конструкцией клапанного узла и гидравлического реле времени. Указанные испытатели пластов отличаются друг от друга незначительно, поэтому они здесь рассматриваются как отдельный тип испытателей пластов.

Рис. V.2. Испытатель пластов в ИПГ:1— верхний переводник; 2 — сменный штуцер; 3— шток грузовой; 4— кожух; 5— шток верхний; 6 — верхний переводник тормозной камеры; 7 — поршень реле времени; 8 — корпус тормозной камеры; 9 — нижний переводник тормозной камеры; 10 — корпус; 11 — гильза; 12 — втулка герметизирующая; /3 — уравнительный клапан; 14 — корпус уравнительного клапана;15 — нижний переводникРис. V.2. Испытатель пластов в ИПГ:1— верхний переводник; 2 — сменный штуцер; 3— шток грузовой; 4— кожух; 5— шток верхний; 6 — верхний переводник тормозной камеры; 7 — поршень реле времени; 8 — корпус тормозной камеры; 9 — нижний переводник тормозной камеры; 10 — корпус; 11 — гильза; 12 — втулка герметизирующая; /3 — уравнительный клапан; 14 — корпус уравнительного клапана;15 — нижний переводник

Рис. V.2. Испытатель пластов в ИПГ:

1— верхний переводник; 2 — сменный штуцер; 3— шток грузовой; 4— кожух; 5— шток верхний; 6 — верхний переводник тормозной камеры; 7 — поршень реле времени; 8 — корпус тормозной камеры; 9 — нижний переводник тормозной камеры; 10 — корпус; 11 — гильза; 12 — втулка герметизирующая; /3 — уравнительный клапан; 14 — корпус уравнительного клапана;

15 — нижний переводник

Рис. V.2. Испытатель пластов в ИПГ:

1— верхний переводник; 2 — сменный штуцер; 3— шток грузовой; 4— кожух; 5— шток верхний; 6 — верхний переводник тормозной камеры; 7 — поршень реле времени; 8 — корпус тормозной камеры; 9 — нижний переводник тормозной камеры; 10 — корпус; 11 — гильза; 12 — втулка герметизирующая; /3 — уравнительный клапан; 14 — корпус уравнительного клапана;

15 — нижний переводник

Испытатель пластов состоит из корпусных деталей: кожуха 4, верхнего 6 и нижнего 9 переводников тормозной камеры, корпуса тормозной камеры 8, корпуса 10, корпуса уравнительного клапана 14 и нижнего переводника 15 и деталей, расположенных внутри испытателя: грузового штока 3, штока 5 и сравнительного клапана 13, жестко связанных между собой и с верхним переводником 1. Между верхним переводником 1 и грузовым штоком 3 установлен сменный штуцер 2.

Гидравлическое реле имеет поршень с регулируемым конусным зазором, через который перетекает тормозная жидкость при сжатии испытателя пластов. Величина зазора определяет время открытия впускного клапана, регулируется сменными шайбами различной толщины, устанавливаемыми в ИПГ-95 под поршнем, а в

ИПГ-65— над поршнем. Скорость перемещения поршня снижается с уменьшением толщины регулировочной шайбы.

В испытателе пластов ИПГ-65М задержка времени происходит за счет высокого сопротивления перетоку жидкости через кольцевую щель, заключенную между поверхностью отверстий корпуса и стержнями. Сопротивление перетоку масла регулируется изменением числа стержней, т. е. длиной канала сопротивления. При сжатии испытателя жидкость перетекает по зазору между поршнем и штоком и затем по кольцевой щели. При растяжении испытателя пластов масло _из верхней части камеры в нижнюю перетекает свободно, и закрытие приемного и открытие уравнительного клапанов испытателя происходят мгновенно.

Клапанный узел испытателя выполнен в виде подвижного штока (шток 5 и уравнительный клапан /5), имеющего отверстия. Верхние отверстия в исходном положении перекрыты гильзой 11, предотвращающей доступ жидкости из подпакерной зоны в трубное пространство. Нижние отверстия уравнительного, клапана совмещены с отверстиями в корпусе уравнительного клапана, тем самым обеспечивается свободный переток жидкости из затрубного пространства в подпакерную зону.

После сжатия испытателя пластов шток перемещается вниз, и нижние отверстия, смещаясь вниз, предотвращают сообщение затрубного пространства и подпакерной зоны, а через верхние отверстия, наоборот, внутренняя полость бурильных труб сообщается с подпакерным пространством. Таким образом осуществляется пуск скважины в работу.

Техническая характеристика испытателей пластов этого типа приведена ниже.

Шифр испытателя пластов .

.. ИПГ-95

ИПГ-67

ИПГ-65М

Наружный диаметр, мм . . Длина, мм:

..95

67

65

в растянутом положении

..2465

2330

2405

в сжатом положении

.. 2295

2180

2255

Объем масляной камеры, см3

..900

340

Диаметр сменных штуцеров, мм Допустимая нагрузка, кН:

.. 6, 8, 10

6, 8, 10

6, 8, 10

сжимающая

..150

50 .

50

растягивающая

..250

150

150

Масса, кг

. . по

46

49

Размер концевых резьб . ...

..3-76

3-50

3-50

Испытатель пластов ИПГ-95-У (рис. V.3) состоит из корпусных деталей — кожуха 6 с ограничительной втулкой 4, переводника 7, корпуса тормозной камеры 11 и нижнего переводника 16, а также расположенных внутри деталей — гру-

Рис. V.3. Испытатель пластов ИПГ-95-У:

/ — верхний переводник; 2 — грузовой шток; 3 — шпонка; 4 — втулка ограничительная; 5 — шток гидравлического реле времени; 6—кожух; 7 — переводник; 8 — поршень разделительный; 9 — поршень реле времени; 10 — ограничитель; 11 — корпус тормозной камеры; 12 — пробка; 13— штуцер; 14—головка клапана, 15 — гильза; 16 — нижний переводник

зового штока 2, штока гидравлического реле времени 5 и головки клапана 14, при перемещении которой в гильзе 15 открываются или закрываются приемные и уравнительные отверстия клапана.

Камерой гидравлического реле является полость между корпусом тормозной камеры И и штоком 5, которая заполняется маслом. В камере устанавливаются поршень реле времени 9 и разделительный поршень 8. Поршень реле времени состоит из корпуса и набора резьбовых обойм. Прямоугольная резьба на обоймах имеет меньшую, чем на корпусе, высоту профиля. При свертывании обойм с корпусом образуется винтовой прямоугольный канал. В зависимости от числа установленных обойм в поршне создается то или иное гидравлическое сопротивление перетоку жидкости, тем самым регулируется время задержки срабатывания клапанной системы.

Головка клапана, жестко соединенная со штоком реле времени и грузовым штоком, при перемещении в верхнее положение обеспечивает через отверстия в нижнем переводнике 16 и гильзе 15 сообщение затрубного и подпакерного пространств, а при перемещении вниз перекрывает отверстия в гильзе, изолируя затрубное пространство от подпакерного, и через вновь открывшиеся отверстия, связанные с внутренней полостью бурильных труб, обеспечивает приток жидкости из подпакерной зоны в бурильные трубы.

Между штоком гидравлического реле 5 и головкой клапана 14 устанавливается штуцер 13.

Техническая характеристика испытателя пластов ИПГ-95-У приведена ниже.

95190017507006, 8, 10150250753-7695190017507006, 8, 10150250753-76Шифр испытателя пластов . Наружный диаметр, мм . . Длина, мм:

95

1900

1750

700

6, 8, 10

150

250

753-76

95

1900

1750

700

6, 8, 10

150

250

753-76

в растянутом положении в сжатом положении Объем масляной камеры, см3 Диаметр сменных штуцеров, мм Допустимая нагрузка, кН: сжимающая растягивающая ....

Масса, кг Размер концевых резьб .

Испытатель пластов ИПМ2 (рис. V.4) состоит из корпусных деталей — камеры 8, переводника 10, трубы 12 и нижнего переводника 17 и расположенных внутри деталей — штока 4, жестко соединенного сверху с верхним переводником 1, а снизу с клапаном 15. На шток навинчивается штуцер 2 с фильтром 3, а в нижней части устанавливается подвижная гильза 13 с резиновой втулкой 14. На клапане 15 также находится резиновая втулка 16.

Тормозная камера испытателя расположена между корпусными деталями — камерой 8 и переводником 10 — и штоком 4. В верхней части камеры установлен разделительный поршень 6, благодаря которому внутри камеры поддерживается давление, равное давлению столба промывочной жидкости в затрубном пространстве, и на корпусные детали не действуют сминающие давления в течение всего процесса проведения операции. Внутри камеры установлен тормозной поршень 9. В стенках поршня просверлены сквозные каналы, в которые вставлены металлические стержни. Посредством пазов на торцах корпуса поршня металлические стержни последовательно соединяются друг с другом, образуя лабиринтовый канал гидравлического сопротивления. Разобщение каналов и пазов на торцах корпуса достигается установкой металлических шайб, удерживаемых гайками.

При передаче сжимающей нагрузки на испытатель пластов жидкость из-под поршня перетекает в верхнюю часть камеры по лабиринтовому кольцевому зазору между стенками каналов и стержней. При этом уплотнительная фаска штока прижимается к конусной поверхности поршня, что препятствует притоку жидкости по кольцевому зазору между штоком и поршнем. Поршень 9 вместе со штоком 4 и клапаном 15 медленно перемещается вниз.

При скольжении поршня 9 по внутренней поверхности камеры 8 герметизирующие кольца поршня достигают отверстий в нижней части камеры 8, и как только они окажутся ниже этих отверстий, гидравлическое сопротивление перетоку жидкости резко снижается и шток испытателя мгновенно перемещается в крайнее нижнее положение, что соответствует открытию приемного клапана, фиксируе-

мого на поверхности по индикатору веса. При ходе штока вверх открывается канал для перетока жидкости между штоком и поршнем, и закрытие клапана происходит без задержки.

При посадке пакера и разгрузке инструмента клапан 15 вместе с прижатой к нему гильзой 13 перемещается вниз. Гильза входит в седло, находящееся в нижнем переводнике 17, и после упора в выступ в нижней части седла останавливается. При этом перекрывается доступ жидкости через отверстия в трубе 12 в подпакерную зону, тем самым закрывается уравнительный клапан испытателя. По мере дальнейшего движения штока 4 вниз втулка 16 выходит из гильзы 13 уравнительного клапана и открывает доступ жидкости через каналы клапана 15 из под-

Рис. V.4. Испытатель плаЪтов ИПМ2:

1— верхний переводник; 2 — штуцер; 3 — фильтр; 4 — шток; 5 —кожух; 6 — поршень; 7, И — пробки; 8 — камера; 9 — тормозной поршень; 10 — переводник, 12 — труба; 13 — гильза; 14, 16 — втулки; 15 — клапан; 17 — нижний переводник

пакерной зоны во внутреннюю полость бурильных труб. Так как давление столба жидкости в трубах меньше давления в подпакерной зоне и пласте, жидкость из пласта начинает поступать в трубы. Таким образом протекает процесс притока.

Втулка 16 в конечном положении находится в осевом канале нижнего переводника, предохраняясь от разрушения потоком жидкости. Жидкость же из подпакерной зоны в трубы поступает через дополнительные каналы в нижнем переводнике. '

При завершении периода притока бурильную колонну медленно приподнимают до полного устранения сжимающей механической нагрузки на испытатель пластов, что контролируют на устье по показаниям индикатора веса. Втулка клапана испытателя заходит внутрь гильзы, и растягивающие усилия через гильзу и корпус испытателя пластов передаются устройству для раздельного вращения труб. При этом усилие прижатия гильзы к нижнему проводнику должно быть больше усилия, требуемого для растяжения раздвижного механизма. В таком положении уравнительный и приемный клапаны испытателя закрыты и глубинные манометры, находящиеся под испытателем пластов, фиксируют кривые восстановления давления.

Для проведения второго открытого периода снова создается сжимающая нагрузка на испытатель пластов, и втулка 16, перемещаясь, открывает доступ жидкости в бурильные трубы.

Можно осуществить многократное повторение закрытия и открытия приемного клапана испытателя вертикальным перемещением колонны бурильных труб, выполняя многоцикловое испытание пласта.

При завершении испытания колонну бурильных труб приподнимают вверх, и после полной вытяжки инструмента на величину хода раздвижного механизма дополнительным усилием срывается гильза уравнительного клапана, и через отверстие в трубе 12 внутренняя полость оборудования под испытателем сообщается с затрубным пространством. В результате снимается гидравлическая нагрузка на пакер и облегчаются условия для его снятия и подъема на поверхность.

Конструктивные отличия испытателей пластов ИПМ2-127 и ИПМ2-146 заключаются в том, что сочленение внутреннего подвижного узла с корпусом в первом выполнено через шток шестигранной формы, а во втором — через кожух, жестко соединенный с верхним переводником, который имеет шлицевое соединение с камерой корпуса испытателя пластов. Основные узлы этих испытателей пластов — тормозная и клапанная системы — выполнены аналогично.

Техническая характеристика испытателя пластов ИПМ2 приведена ниже.

Шифр испытателя пластов

Наружный диаметр, мм

Длина, мм

. ИПМ2-127

127

2065

ИПМ2-146

146

1660

Длина рабочего хода, мм

200

200

Рабочий объем камеры, см3

Длина щели гидравлического сопротивления-

700

300

минимальная

100

100

максимальная

..700

700

Диаметр сменных штуцеров, мм

..6, 8, 10

6, 8, 10

Усилие (на 10 МПа перепада давления), необходимое

49

для открытия уравнительного клапана, кН . Допустимая нагрузка, кН:

сжимающая

..2120

2060

растягивающая (при Др=0-^45 МПа) .

..2120

2060

1780

1000

Допустимый крутящий момент, кН-м

..60

37

Масса, кг

..150

150

Размер концевых резьб

..3-101

3-121

Испытатель пластов ИПМД-80 (рис. V.5) имеет незначительные конструктивные отличия от ранее рассмотренных испытателей ИПМ2-127 и ИПМ2-146 Основные узлы испытателя — тормозная и клапанная системы — выполнены таким же образом.

Он состоит из четырех подвижных элементов: верхнего переводника 1 с кожухом 4 и грузовым штоком 3, в верхнюю часть которого ввинчен штуцер 2, а в нижнюю — клапан 11; штока 5, переводников 6 и 8, камеры 10, трубы 12 и переводника 16, в нижнюю часть которого ввинчен шток раздвижного механизма 17; гильзы 14 со втулкой 13, надетых на клапан 11; нижнего переводника раздвижного механизма 21, соединенного с кожухом 18 и штоком 19.

Для передачи крутящего момента через испытатель пластов верхний подвижной узел и корпус испытателя пластов соединены шестигранным зацеплением, с помощью которого крутящий момент может передаваться также через шестигранный шток раздвижного механизма нижерасположенным узлам сборки.

Для того, чтобы корпусные детали камеры испытателя не несли дополнительных сминающих нагрузок, давление внутри камеры в процессе всего цикла испытания поддерживается равным гидростатическому давлению с помощью разделительного поршня, установленного между переводником 6 и штоком 3. Тормозная камера заполняется маслом через отверстия в переводнике 8 и камере 10, которые впоследствии закрываются герметизирующими пробками.

Принцип действия тормозного устройства и клапанной системы у всех трех рассмотренных испытателей пластов аналогичен.

Рис. V.5. Испытатель пластов в ИПМ1-80:

/ — верхний переводник; 2 — штуцер, 3 — грузовой шток; 4, 18 — кожухи; 5, 19 — штоки; 6» 8, 16 — переводники, 7 — разделительный поршень; 9 — поршень; 10 — камера; 11 — клапан; 12— труба; 13, /5 — втулки; 14 — гильза, 17— шток раздвижного механизма, 20 — гайка; 21 — нижний переводник

Техническая характеристика испытателя пластов приведена ниже.

Шифр испытателя пластовИПМ1-80

Наружный диаметр, мм 80

Длина, мм 3470

Длина рабочего хода, мм ....150

Рабочий ход раздвижного механизма, мм400

Объем тормозной камеры, см3 ....500

Диаметр сменных штуцеров, мм,,.6, 8,10

Допустимая нагрузка, кН- сжимающая 60

растягивающая(приДр=0ч-45МПа)200

Масса, кг 92

Размер присоединительныхрезьб...3-62

Испытатель пластов многрциклового действия ИПЦ-95 (рис. V.6), разработанный во ВНИИНПГ, имеет ряд существенных конструктивных отличий по сравнению с испытателями пластов типа МИГ.

Он состоит из корпусных деталей: трубы 3, переводника 6, цилиндров 7 и 10 и нижнего переводника 16, а также узла, включающего штангу 2, соединенную с верхним переводником /, шток 5, головку клапана 12 и поршень 13. На шток надета гильза 11. Полость между цилиндром 7 и штоком 5 образует тормозную камеру, внутри которой расположены разделительный поршень 8 и реле 9. Поршень реле выполнен в виде кольцевых пластин, имеющих соосные отверстия, которые, чередуясь, образуют ряд параллельных дросселирующих каналов, соединенных через торцовые пазы. Таким образом создается ломаный канал гидравлического сопротивления. Преимущество данного реле времени состоит в том, что время задержки срабатывания клапана не зависит от температуры и вязкости тормозной жидкости.

В поршень 13 устанавливается штуцер 14, удерживаемый втулкой 15 с щелями, играющую роль фильтра.

Штанга 2 имеет шпоночное 4 соединение с трубой 3, что обеспечивает возможность передачи крутящего момента через испытатель нижерасположенным узлам оборудования.

При спуске через отверстие Е в корпусе испытателя затрубное пространство сообщается с подпакерной зоной, в результате чего снижается сопротивление перетоку жидкости из подпакерной зоны в надпакерную.

При сжатии испытателя во время пакеровки шток испытателя перемещается вниз вместе с гильзой 11, гидравлически прижатой к торцу головки клапана 12. Поршень 13, перемещаясь вниз, входит в расточку нижнего переводника и перекрывает сообщение через отверстие Е затрубного и подпакерного пространств, происходит закрытие уравнительного клапана испытателя. При дальнейшем перемещении штока гильза 11 упирается в уступ цилиндру 10 и затем удерживается в таком положении перепадом давления, действующим на нее.

Рис. V.6. Испытатель пластов ИПЦ-95

Головка 12, перемещаясь по внутренней поверхности гильзы 11, проходит отверстие В в нижней ее части, в результате чего открывается доступ жидкости через отверстия Б в головке, В — гильзе, Г — поршне и А — штуцере, Д — во втулке из подпакерной зоны в трубное пространство; происходит открытие приемного клапана испытателя

Задержка времени срабатывания клапанного узла испытателя осуществляется за счет медленного перетока тормозной жидкости через дроссельный канал поршня. При сжатии испытателя поршень реле 9 верхним торцом упирается в буртик штока, и масло может перетекать из подпоршневого в надпоршневое пространство только через канал высокого сопротивления поршня, а при растяжении испытателя пластов он отходит от буртика и открывает свободный проход для перетока масла из надпоршневого пространства в подпоршневое. Таким образом приемный клапан закрывается без задержки

Разделительный поршень 8 служит для выравнивания давлений жидкости в затрубном пространстве и в тормозной камере, облегчая условия работы корпусных деталей камеры.

При закрытии скважины для записи кривой восстановления давления натяжкой инструмента уменьшается нагрузка, действующая на клапаны испытательного оборудования; шток с головкой и поршнем перемещаются вверх до упора в гильзу 11, перекрывая отверстия Б и закрывая доступ жидкости из подпакерной зоны в трубы. При дальнейшем перемещении штока вверх гильза вместе с корпусом испытателя пластов и верхним переводником нижерасположенного компенсатора перемещается вверх, не допуская преждевременного открытия уравнительного клапана, что произойдет только после полного растяжения компенсатора. Для проведения второго открытого периода клапан вновь открывается разгрузкой труб. Техническая характеристика испытателя пластов ИПЦ-95 приведена ниже.

Шифр испытателя пластовИПЦ-95

Наружный диаметр, мм 95

Рабочий ход, мм 150

Объем масляной камеры, см3 ... .700

Диаметр сменных штуцеров, мм.. .6,8

Допустимая нагрузка, кН:

при сжатии 1030

при растяжении (при Ар=0-4-45 МПа) 900

Допустимый крутящий момент, кН-м22

Масса, кг 2075

Размер присоединительных резьб ...3-76

Устройство для вращения колонны бурильных труб (рис. V.7), применяемое только в комплекте с многоцикловым испытателем пластов, приводимым в действие вертикальным перемещением колонны, предназначено для вращения колонны бурильных труб над пакером с целью предотвращения прилипания бурильного инструмента, а также служит для предотвращения преждевременного открытия уравнительного клапана в момент вытяжки инструмента при закрытии скважины для записи кривой восстановления давления.

^Устройство для вращения колонны бурильных труб состоит из корпусных деталей: в верхней части — корпуса 4 и переводника бив нижней части — корпуса 9 и нижнего переводника 13. Внутри устройства расположены шток 2, жестко связанный с верхним переводником, который может перемещаться относительно корпуса 4; трубка 5 и штоки 7 и 11, жестко связанные с корпусным переводником 6

Рис. V.7. Устройство для вращения колонны труб УРВ-

1 — верхний переводник; 2, 7, 11 — штоки; 3 — стопор; 4, 9 — корпусы; 5 — трубка, 6 — переводник; 8—стопорная гайка; /0 — подшипник; 12 — втулка; /3 —нижний переводник

и перемещающиеся относительно корпуса 9 и нижнего переводника 13. Таким образом, устройство для вращения колонны труб имеет три подвижных узла. Шток 2 шестигранной формы находится в постоянном зацеплении с корпусом. Между штоками 7 и 11 установлен упорный подшипник 10, верхняя опорная поверхность которого выполнена полусферической. В нижней части штока 11 установлена резиновая втулка 12.

Устройство для раздельного вращения труб, устанавливаемое под испытателем пластов, в процессе спуска находится в растянутом положении. При передаче сжимающих усилий его шток 2 перемещается вниз. Штоки 7 и 11 также перемещаются вниз до упора нижней опоры подшипника 10 в верхний торец нижнего» переводника 13. При этом шток 7 выходит из зацепления с корпусом 9.

После создания депресбци на пласт во внутренней полости устройства для раздельного вращения устанавливается давление меньше гидростатического. При этом подвижный узел устройства, состоящий из корпуса 4, переводника 6 и штоков 7 и 11, прижимается к нижерасположенному подвижному узлу вследствие гидравлической неуравновешенности. Поэтому даже при вытяжке инструмента для закрытия скважины этот узел будет оставаться в нижнем положении, а верхний подвижный узел — шток 2 и верхний переводник 1 могут перемещаться и пределах свободного хода. Таким образом, шток 7 не связан механически с корпусом 9 как в процессе испытания на приток, так и во время периода восстановления давления, поэтому колонна бурильных труб может свободно проворачиваться в случае необходимости в любой момент испытания скважины без опасения нарушения герметичности пакеровки.

Верхний подвижный узел устройства для раздельного вращения труб, жестко связанный в компоновке с корпусными деталями испытателя пластов, находится в сжатом (нижнем) положении до тех пор, пока не производится снижение нагрузки на оборудование.

После вытяжки оборудования и перекрытия отверстий клапана испытателя гильзой уравнительного клапана в дальнейшем система узлов, — шток, гильза я корпусные детали испытателя, а также верхние переводник и шток устройства для раздельного вращения труб, как отдельный подвижный узел, перемещаются вверх. Они могут перемещаться в пределах хода раздвижного механизма.

Перемещение штока 7 вверх и шлицевое зацепление его с корпусом 9 произойдут только после вытяжки инструмента на ббльшую величину, чем ход раздвижного механизма.

Техническая характеристика устройства приведена ниже.

Шифр устройства для враще-\

кия колонны труб .... УРВ2-146УРВ2-127УРВ-80 УРВ-65

Наружный диаметр, мм ..1461278067

Длина, мм•.2920289019002165

Длина рабочего хода, мм .890890500870

Минимальный диаметр проход

ного канала, мм ....20202015

Допустимая нагрузка, кН:

сжимающая ....2700190012080

растягивающая (при

ДР=0-М5 МПа) ... 2700-22501900—1600600—400400—349

Допустимый крутящий момент,

кН • м 36,531,04,63,3

Масса, кг 2351635545

Размерприсоединительных

резьб 3-1213-1013-623-50

В комплектах многоциклового испытательного оборудования МИГ-146,

МИГ-127 и МИГ-80 применяются устройства для раздельного вращения колонны труб, имеющие одинаковую конструкцию.

Рис. V.8. Компенсатор К-95

В комплекте многоциклового испытателя пластов МИК-95 вместо одного узла, выполняющего роль элемента для раздельного вращения колонны бурильных труб и раздвижного механизма, используются два отдельных узла: компенсатор К-95 я муфта подшипниковая МП-95.

Компенсатор К-95 (рис. V.8) служит для обеспечения надежности управления клапанами испытателя пластов при вертикальном перемещении колонны бурильных труб, предупреждения преждевременного открытия уравнительного клапана. Он применяется в сборке с испытателем пластов ИПЦ-95.

Компенсатор устанавливается непосредственно под испытателем пластов или пробоотборником, если последний включается в сборку.

Компенсатор состоит из двух подвижных узлов: верхнего переводника /, жестко соединенного с корпусом 2 и штоком 3, и нижнего переводника 5, соединенного со штоком 4. Верхний переводник 1 с корпусом 2 имеет шлицевое соединение со штоком 4 и нижним переводником 5, что позволяет через компенсатор передавать крутящий момент нижернеположенным узлам комплекта.

Компенсатор включается в работу при закрытии приемного клапана для записи кривой восстановления давления.

Техническая характеристика компенсатора К-95 приведена ниже.

Шифр компенсатора К-95

Диаметр, мм '95

Рабочий ход, мм 1000

Допустимая нагрузка, кН: при сжатии 1275

при растяжении(при Др=0ч-45 МПа)1020

Допустимый крутящиймомент,кН-м..40,8

Длина, мм 2600

Масса, кг 76,8

Размеры присоединительныхрезьб...3-76J

Муфта подшипниковая ПМ-95 (рис. V.9) предназначена для вращения колонны бурильных труб во время притока, чтобы устранить возможность ее прилипания к стенке скважины при неподвижном состоянии.

Муфта может быть установлена в любом месте колонны выше пакера. В случае установки в сборке аварийного замка муфту необходимо расположить выше испытателя пластов.

Муфта подшипниковая состоит из корпусных деталей — корпуса 3, переводников 5, 6 и нижнего переводника 7. Верхний переводник 1 соединен со штоком 2,

Рис. V.9. Муфта подшипниковая ПМ-95Рис. V.9. Муфта подшипниковая ПМ-95

Рис. V.9. Муфта подшипниковая ПМ-95

Рис. V.9. Муфта подшипниковая ПМ-95

в который ввинчена головка 4. На торце переводника 5 устанавливается подшипник. Муфта имеет гидравлически неуравновешенную поверхность, равную 12 см2. Во время работы в скважине на шток и верхний переводник действует выталкивающая сила, равная 12 кН на каждые 10 МПа перепада давления между затрубным пространством и внутренней ее полостью.

В растянутом положении шток связан с корпусом шлицевым соединением, в сжатом положении шток выходит из зацепления с корпусом, обеспечивая возможность вращения колонны труб и инструмента выше подшипниковой муфты.

Техническая характеристика муфты подшипниковой приведена ниже.

Шифр муфты . ПМ-95

Диаметр, мм ....95

Рабочий ход, мм 90

Допустимая нагрузка, кН: при сжатии ,,850

при растяжении (при Др=0-т-45 МПа).850

Допустимый крутящий момент, кН-м ..16

Длина, мм .,,920

Масса, кг ,,46

Размер присоединительных резьб....3-76

ЗАПОРНЫЙ ПОВОРОТНЫЙ КЛАПАН

Запорный поворотный (запорно-поворотный) клапан предназначен для закрытия скважины после проведения периода притока для записи кривой восстановления давления.

Существуют запорные поворотные клапаны одинарного и двойного закрытия: клапаны одинарного закрытия позволяют производить испытание в один цикл (один открытый и один закрытый периоды испытания); клапаны двойного закрытия — в два цикла (два открытых и два закрытых периода).

Управление запорным клапаном осуществляется вращением колонны бурильных труб вправо на определенное число оборотов.

Запорно-поворотные клапаны включают следующие узлы.

Клапанный узел, с помощью которого управляют режимами исследования после посадки пакера и пуска скважины в работу (закрытие скважины для записи начальной КВД, открытие скважины и проведение второго периода притока и закрытие скважины для записи конечной КВД). Исполняется клапанный узел в двух вариантах: 1) в виде пробки, перекрывающей отверстие гильзы при перемещении ее вверх и изолирующей внутреннюю полость бурильных труб от подпакерного пространства (в клапайах одинарного закрытия); 2) в виде двух телескопически связанных втулок, при вертикальном смещении которых друг относительно

Рис. V.10. Блок-схема приводов запорных клапанов:

/ — бурильные трубы, 2 — шток; 3— винт; 4— гайка; 5 — гильза; 6—пробка; 7— корпусу /, II, III — типы приводов. Способы взаимодействия подвижных узлов: ш — шпоночное; пш— подшипниковое, в — винтовое; К — корпусу Ш — шток; В — винт, Г — гайка, Кл — клапан;

С — седло

друга сообщаются или разобщаются полости бурильных труб и подпакерной зоны (в клапанах двойного закрытия).

Пробка — в первом варианте и внутренняя втулка — во втором играют роль клапанов.

Привод клапана. Клапан (пробка, втулка) приводится в действие — вертикально перемещается при неподвижном положении корпуса запорно-поворотного клапана— вращением колонны бурильных труб. Это достигается с помощью гайки и винта, связанных с корпусными неподвижными деталями устройства и подвижным грузовым штоком (жестко соединенным с колонной бурильных труб) шпоночным или подшипникового типа соединением.

При шпоночном соединении детали перемещаются только в вертикальном направлении и не могут вращаться относительно друг друга; при соединении подшипникового типа детали свободно вращаются относительно друг друга и не могут вертикально смещаться. В зависимости от характера взаимодействия гайки и винта с корпусными деталями и грузовым штоком достигается тот или другой способ управления клапаном. Именно тип привода клапана и составляет основное отличие всех существующих запорно-поворотных клапанов друг от друга.

На рис. V.10 приведены три блок-схемы привода клапана, иллюстрирующие характер управления в различных клапанных системах.

В I типе привода клапана верхний подвижный узел — грузовой шток Ш, жестко соединенный с винтом В и втулкой (седлом клапана С), связан с корпусом таким образом, что имеет две степени свободы перемещения: вертикальное и вращение вокруг оси клапана. Такое взаимодействие узлов на схеме условно обозначено как пш. Верхний подвижный узел связан со вторым подвижным узлом через жестко соединенную с клапаном Кл гайку Г. Второй узел связан с корпусом К шпоночным соединением. Данный способ управления реализован в клапане ЗП-146. Здесь все элементы привода, грузовой шток, винт, седло клапана, гайка и сам клапан перемещаются во время перемещения колонны.

Во II типе привода клапана грузовой шток, представляющий собой первый лодвижный узел, также взаимодействует с корпусом, имея две степени свободы, ■седло клапана жестко соединено с корпусом, а винт и гайка с клапаном выполнены в виде двух нежесткосвязанных подвижных элементов. Таким образом, в дан- лом приводе имеются три подвижных элемента.

Винт ■— второй подвижный узел, связанный с корпусом соединением подшипникового типа, со штоком — шпоночным соединением, а с нижним, третьим подвижным узлом — гайкой с клапаном — винтовым соединением.

Нижний подвижный узел выполняет только вертикальные перемещения благодаря шпоночному соединению с корпусом. Данный способ управления клапаном реализован в ЗП-95. Аналогично управление клапаном в ЗПК-2-65, где гайка является вторым подвижным звеном, а винт с клапаном — третьим. В данном типе привода клапана при вращении колонны перемещаются четыре элемента: грузовой шток, винт, гайка и клапан.

В III типе привода клапана с корпусом жестко связаны седло клапана и гайка. Грузовой шток, как и в предыдущем случае, представляет собой отдельный подвижный узел, имеющий две степени свободы. Вторым подвижным узлом является винт, жестко соединенный с клапаном. Второй узел связан с грузовым штоком шпоночным соединением, а с корпусом — винтовым. Это наиболее удачная конструкция привода! клапана, так как здесь минимальное число элементов перемещается во время вращения колонны бурильных труб и выполнено наименьшее число связей между подвижными узлами. Данный способ управления реализован в клапанах ЗПК-2-146, ЗПК-2-95, ЗПК-2-65М, КЗ-2-146, КЗ-З-127.

Кроме указанных основных узлов все клапаны включают узлы, представляющие собой шлицевые соединения, предназначенные для жесткого соединения грузового штока с корпусом запорно-поворотного клапана при спуско-подъемных операциях инструмента, когда требуется передача вращения через колонну бурильных труб нижерасположенным узлам комплекта. Грузовой шток выходит из шлицевого зацепления только после упора хвостовика о забой скважины или якоря на стенки скважины и разгрузки инструмента.

Далее, в запорно-поворотные клапаны включены подшипниковые узлы, облегчающие вращение грузового штока после частичной разгрузки бурильных труб, необходимой для установки пакера, которая передается на все узлы испытательного оборудования.

Кроме того, в клапаны новых конструкций: ЗП-2-146, ЗП2-95, ЗП2-65М, а также во все клапаны типа КЗ входят перепускные клапаны, установленные в нижнем переводнике. Эти клапаны предназначены для выравнивания давлений в полости между ИП и ЗПК и затрубным пространством при подъеме оборудования на поверхность.

Помимо этого, все запорно-поворотные клапаны имеют гидравлическую неуравновешенность в верхней части корпуса, в результате чего возникают гидравлические усилия, удерживающие грузовой штокв шлицевом соединении во время спуско-подъемных операций. Те же усилия создают дополнительную нагрузку на корпус запорного клапана, передающуюся через нижерасположенные узлы на пакер во время проведения испытания. Величины этих нагрузок в зависимости от перепада давления приведены в табл. V.2.

Запорный поворотный клапан ЗП-146. Общий вид клапана приведен на рис. V.H,a. Клапан состоит из верхнего переводника 1, в который ввинчен ^грузовой шток 2, и корпуса, в который входит кожух 3, переводник 5 и нижний переводник 10. Во внутренней полости клапана находятся подшипник 4, установлен-

Таблица V.2

Величина нагрузок в зависимости от периода давления

Шифр клапана

Нагрузка, удерживающая корпус в нижнем положении, в кН, при перепаде давления, МПа

5

10

15

20

25

30

35

40

ЗП-146

13,5

27,0

40,5

54,0

67,5

81,0

94,5

108,0

ЗП-95

12,5

25,0

37,5

50,0

62,5

75,0

87,5

100,0

ЗП2-146

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

10,0

ЗП2-95

2,5

5,0

7,5

10,0

12,5

15,0

17,5

20,0

ЗП2-65

0,1

—0,2

—0,3

—0,4

—0,5

—0,6

—0,7

—0,8

ЗП2-65М

0,5

1,0

1,5

2,1

2,6

3,1

3,6

4,0

КЗ-З-146

4,3

8,6

12,9

17,2

21,5

25,8

30,1

34,4

КЗ-2-127

—0,01

—0,02

—0,03

—0,04

—0,05

—0,06

—0,07

—0,0

КЗ-2-95

0,4

0,8

1,2

1,6

2,0

2,4

2,8

3,2

ЗП2-80

0,6

1,3

1,9

2,6

3,3

-3,9

4,6

5,2

ЗП2М-65

0

0

0

0

0

0

0

0

ный на торце переводника 5, и винт 6, жестко соединенный с грузовым штоком^ В нижней части винта расположено седло клапана 7. На винт 6 навинчена гайка» жестко соединенная с втулкой 8 и пробкой 9. Втулка 8 находится в шпоночном- зацеплении с корпусом.

По мере вращения грузового штока втулка с пробкой поднимается вверх ж входит в седло клапана, разобщая полость бурильных труб с подпакерной зоной. Для закрытия клапана необходимо сделать 15 оборотов инструмента. При дальнейшем вращении колонны втулка выходит из шпоночного зацепления с корпусом запорно-поворотного клапана и в дальнейшем вместе со штоком свободно вращается вокруг оси клапана.

После окончания исследования вытяжкой инструмента приподнимают грузовой шток, который входит в шлицевое соединение с корпусом, в результате чего становится возможным передавать вращение колонной бурильных'труб расположенным ниже узлам оборудования.

В запорно-поворотном клапане отсутствует перепускной клапан, поэтому после- подъема инструмента в замкнутой полости между ним и испытателем пластов может находиться жидкость под высоким давлением. В связи с этим при разъединении этих клапанов на поверхности необходимо' принять меры предосторожности.

Техническая характеристика запорно поворотного клапана ЗП-146 приведена.

ниже.

Шифр запорно-поворотного клапана ... ЗП-146

Наружный диаметр, мм146

Длина, мм1240

Число оборотов, необходимое для закрытия скважины15

Допустимая растягивающая нагрузка, кН .600

Масса, кг135

Размер концевых резьб3-121

Запорно-поворотные клапаны ЗП-95 и ЗП2-65 (рис. V.11,6) по принципу действия не отличаются друг от друга. Но поскольку седло клапана ЗП2-65 имеет дополнительные перепускные отверстия в верхней части, то этим клапаном можно проводить испытание в два цикла.

Каждый клапан состоит из верхнего переводника 1 с грузовым штоком 2 и корпуса, куда входят грундбукса 3, кожух 4, переводники 7, 8 и нижний переводник 11.

Во внутренней полости клапана ЗП-95 расположены: подшипник 5; винт 6V фиксируемый между переводниками 7 и 8 и находящийся в шпоночном соединении с грузовым штоком 2; клапан 9, выполненный в виде пробки и соединенный с винтом через жестко связанную с ним гайку, а с корпусом через шпонку и ограничитель 10.

6

Клапан ЗП-95 закрывается вращением инструмента на 15 оборотов; смена позиций в клапане ЗП2-65 производится при вращении инструмента на 8 оборотов, а всего совершаются 24 оборота для проведения двух циклов испытания. При дальнейшем вращении грузового штока клапан выходит из шпоночного зацепления с корпусом и в дальнейшем вместе со штоком может вращаться неограниченно долго.

Конструктивное отличие клапанов ЗП2-65 состоит в том, что между переводниками 7 и S фиксируется не винт, а гайка, которая входит в шлицевое зацепление с грузовым штоком. Винт же, наоборот, жестко связан с клапаном.

Техническая характеристика запорно-поворотных клапанов ЗП-95 и ЗП2-65 приведена ниже.

Шифр запорно-поворотных клапанов

ЗП-95

ЗП2-65

Наружный диаметр, мм

95

67

Длина, мм

1618

2160

Рабочий ход, мм ... . Число оборотов, необходимое для обеспечения:

100

первого закрытия .

15

8

второго открытия .

—•

16

второго закрытия .

Допустимаярастягивающая

——

24

нагрузка, кН

250

—

Масса, кг

74

40

Размер концевых резьб

3-76

3-50

Запорный поворотный клапан КЗ. Общий вид запорно-поворотного клапана показан на рис. V.ll.e. Корпус клапана включает переводники 4, 16 и кожух 9. Внутри корпуса расположен грузовой шток 2, который во время спуска и подъема оборудования находится с помощью храповика 5 и пружины 6 в зацеплении с корпусным переводником.

Грузовой шток 2 соединен с гильзой 3, находящейся в постоянном шлицевом зацеплении с винтом 7. Внутри кожуха 9 расположен узел упорного подшипника, состоящий из нижней опоры, роликов, верхней и промежуточной сферических опор. Ниже подшипника установлена гайка 10, удерживаемая от проворота штифтом 11. Ниже гайки расположена гильза 13, соединенная с гильзой 15. В нижней ■части гильзы 15 установлена заглушка 17. Винт 7 жестко соединен со штоком запорного клапана, который телескопически связан с гильзой 15. В нижнем переводнике 19 находится перепускной клапан 18, состоящий из винта, штока и пружины.

При пуске скважины в работу после посадки пакера и открытия впускного клапана испытателя жидкость через осевой канал в нижнем переводнике запорноповоротного клапана поступает в кольцевое пространство переводника 16 и затем через радиальные отверстия гильзы 15 и штока запорного клапана, совмещенные в исходном положении, поступает во внутреннюю часть бурильных труб.

После окончания первого открытого периода скважину закрывают для записи КВД вращением бурильной колонны на 10 оборотов. Грузовой шток под воздействием сжимающей нагрузки находится в нижнем положении и не связан с корпусом клапана. Вращение труб через гильзу 3 передается винту 7, который, перемещаясь вверх, увлекает за собой шток запорного клапана 14, перекрывая доступ жидкости через отверстия гильзы 15 во внутреннюю полость бурильных труб.

Рис. V.11. Запорно-поворотный клапан:

а — ЗП-146; б — ЗП-95 и ЗП2 65; в — КЗ: / — верхний переводник; 2 — грузовой шток; 3, 13, 15 — гильзы; 4, 16 — переводники; 5 — храповик; 6 — пружина; 7 — винт; 8 — подшипник; 9 — кожух; 10— гайка; 11— штифт; 12—пробка; 14—шток запорного клапана, 17— заглушка; 18 — перепускной клапан; 19 — нижний переводник; г — ЗП2 / — верхний переводник; 2 — грузовой шток; 3 — монтажный винт; 4, 13 — переводник; 5 — кожух; 6 — стопор, 7 — подшипник; 8 — шток; 9 — опорный переводник; 10 — винт; 11 — гайка; 12 — верхняя гильза; И — шток запорного клапана; 15 — нижняя гильза; 16 — заглушка; 17 — перепускной клапан; 18 — нижний переводник

После окончания записи начальной КЕД вновь вращением бурильных труб на 10 оборотов вращают винт 7 и перемещают шток запорного клапана еще выше вверх. При этом нижние отверстия штока клапана 14 совмещаются с отверстиями гильзы 15, тем самым подпакерная область пласта снова сообщается с трубным пространством — осуществляется второй период притока. После завершения второго открытого периода снова вращением колонны на 10 оборотов перемещают шток запорного клапана и перекрывают отверстия гильзы 15, закрывая скважину для записи конечной кривой восстановления давления.

По истечении времени второго закрытого периода при дальнейшем вращении колонны бурильных труб шток запорного клапана перемещается до предела вверх; винт 7 выходит из резьбового соединения с гайкой, и затем его перемещение вверх прекращается. После этого можно свободно вращать колонну бурильных труб без каких-либо изменений позиций запорно-поворотного клапана.

В конечном, верхнем положении штока запорной гильзы его верхние отверстия совмещаются с нижними радиальными отверстиями в кожухе 9. Если пробка 12 не ввинчена в кожух, то по истечении исследования пласта затрубное пространство через эти каналы сообщается с внутренней полостью бурильных труб. При этом возможна обратная циркуляция — замещение поступившего флюида промывочной жидкостью.

После завершения испытания растягивающим усилием через колонну бурильных труб грузовой шток запорно-поворотного клапана перемещают вверх, который вновь входит в зацепление с корпусным переводником 4. По мере подъема инструмента и уменьшения давления в затрубном пространстве повышенное давление в межклапанной зоне открывает перепускной клапан 18, в связи с этим давление в межклапанной зоне становится равным затрубному давлению. Техническая характеристика запорно-поворотного клапана КЗ приведена ниже.

Шифр запорно-поворотного клапана

К32-146

КЗЗ-127

Наружный диаметр, мм

146

127

Длина, мм

1517

1510

Рабочий ход, мм

20

20

Число оборотов, необходимое для обеспечения периодов:

10

первого закрытого ..,

10

второго открытого

20

20

второго закрытого .. '

30

30

Направление вращения

Правое

Минимальный диаметр проходного канала, мм Допустимая нагрузка, кН:

20

20

сжимающая

2700

1800

растягивающая (при Ар=0-^45 МПА) ... .

2700

1800

1150

790

Допустимый крутящий момент, кН-м

29,0

23,3

Масса, кг

167

135

Размер присоединительных резьб

3-121

3-101

Запорный поворотный клапан ЗП2. Общий вид запорно-поворотного клапана показан на рис. У.11,г. Клапан включает следующие элементы: грузовой шток 2, жестко соединенный с верхним переводником 1, и корпус, состоящий из переводников 4, 13, 18 и кожуха 5. Внутри клапана расположен шток 8 с подшипником 7, который находится в шпоночном .зацеплении с винтом 10. Винт 10 жестко соединен со штоком запорного клапана 14, перемещающегося в нижней гильзе 15. На винт 10 навинчена гайка 11, закрепленная в корпусе клапана. Ниже гайки расположена верхняя гильза 12. В нижнем переводнике 18 установлен перепускной клапан 17.

Конструкция клапана незначительно отличается от ранее рассмотренного клапана КЗ. В отличие от КЗ, где установлена пружина, удерживающая шток клапана в шлицевом зацеплении для предотвращения произвольного сжатия и вращения внутренних деталей клапана на поверхности при перевозке и работе с ним, в переводник 4 ввинчен монтажный винт 3. Перед спуском в скважину после до- крепления замковых резьб винт должен быть вывинчен.

В клапане отсутствуют перепускные каналы на случай использования клапана в качестве циркуляционного, как это сделано в клапане КЗ. Смена позиций клапана осуществляется вращением инструмента на 10 оборотов.

По приведенной схеме выполнены клапаны ЗП2-146, ЗП2-95, ЗП2-65М, техническая характеристика которых приведена ниже.

Шифрзапорно-поворотного

клапанаЗП2-146ЗП2-95

Наружный диаметр,мм..14695

Длина, мм1885-2097

Рабочий ход, мм.10090

Число оборотов,необходимее

ЗП2-80ЗП2-65 ЗП2-65М

806767

215С121601830

9010070

для обеспечения:

первогозакрытия...1010

второгооткрытия...2020

второгозакрытия...3030

Масса, кг194119

Размер концевых резьб..3-1213-76

10810

201620

302430

604038

3-623-503-56

Отличие указанных клапанов состоит в том, что зиций производится при вращении инструмента на

в клапане ЗП2-65М смена по- 8 оборотов, а не на 10.

Дополнительные приспособления, служащие для расширениявозможностей испытательного оборудования

Во ВНИИНПГ разработаны дополнительные узлы: запорно-поворотный клапан многоциклового действия и многоцикловая приставка, предназначенные для использования в компоновке с серийными испытательными комплектами КИИ-2М-146 и КИИ-2-146. Они обеспечивают возможность проведения испытания не в два, а в несколько циклов, если это необходимо в конкретных геологотехнологических ситуациях исследования объектов.

Рис. V.12. Многоцикловая приставка МП-146:

/ — верхний переводник; 2 — палец; 3 — вкладыш; 4, 5 — шток; 6 — клапан; 7 — пружина; 8 —втулка; 9 — пробка с пружиной и шариком; 10—нижний переводник

Многоцикловая приставка МП-146 (рис. V.12) применяется вместо ЗП-146 и ЗП2-146 в компоновке оборудования КИИ-146 и КИИ-2М-146, где управление режимами испытания производится не вращением инструмента, как при работе с ЗП, а вертикальным перемещением колонны бурильных труб.

Многоцикловая приставка состоит из двух подвижных узлов: верхнего переводника 1, жестко соединенного с корпусом и с внутренними деталями: вкладышем 3, штоком 5 и клапаном 6, и нижнего переводника 10 со штоком 4. Втулка 8, уплотненная резиновыми кольцами, скользит по внешней поверхности клапана и удерживается в нижнем положении пружиной 7.

Корпус находится в шлицевом зацеплении со штоком 4, поэтому через многоцикловую приставку крутящий момент может передаваться нижерасположенным узлам комплекта. Шток 5 связан с верхним переводником через палец 2 и вкладыш 3, который удерживается между верхним переводником и корпусом.

Клапан 6 имеет в нижней части каналы, которые при перемещении клапана вверх перекрываются втулкой 8, прекращая доступ жидкости из подпакерной зоны в трубы, тем самым закрывая скважину для записи кривой восстановления давления.

Таким образом, в нижнем положении клапана 6, когда каналы открыты, проходит период притока, в верхнем положении — период воссгановления давления. Многократная вытяжка и разгрузка инструмента позволяют провести испытание в несколько циклов.

Многоцикловая приставка рекомендуется для применения в сильно искривленных или наклонно-направленных скважинах, где затруднено вращение колонны бурильных труб. Однако в таких скважинах необходимо проводить специальные исследования по влиянию сил трения при перемещении колонны, так как для закрытия клапана многоцикловой приставки возникают затруднения по определению величины нагрузки на крюке при вытяжке оборудования, соответствующей ненагруженному состоянию забойных механизмов.

Техническая характеристика многоцикловой приставки приведена ниже

Шифр многоцикловой приставки .. .. МП-146

Наружный диаметр, мм146

Длина, мм:

в сжатом положении1450

в растянутом положении 2450

Рабочий ход штока, мм1000

Диаметр канала штока, мм22

Масса, кг100

Размер присоединительных резьб .... 3-121

Запорно-поворотный клапан многоцикловый ЗПКМ2-146 (рис. V.13), выполняющий те же функции, что и многоцикловая приставка, позволяет производить многократное переключение режимов испытания, осуществляя процессы притока в

Рис. V.13. Запорно-поворотный клапан многоцикловый ЗПКМ2-146:

1— шток с верхним переводником; 2 — шлиц; 3 — подшипник; 4 — направляющие штифты; 5— скоба; 6—палец; 7 — труба; 8 — корпус с нижним переводником; А — шлицевой паз;

Б, Г — приемные отверстия; В — щелевые каналы; Д — уравнительные отверстия

восстановления давления. Однако переключение режимов производится вращением инструмента, так же как и у серийных запорно-поворотных клапанов. ЗПКМ2-146 состоит из корпуса с нижним переводником 8 и штока со верхним переводником 1. Основная деталь клапана — труба 7, имеющая фигурную бесконечную винтовую канавку, образованную правой и левой трапецеидальной резьбами, сопряженными между собой, по которой при вращении штока относительно корпуса скользит скоба 5, жестко закрепленная со штоком. Труба 7 имеет шпоночное (шлицевое) зацепление с корпусом клапана и относительно корпуса может перемещаться только в вертикальном направлении.

В транспортном положении шток с верхним переводником находится в шлицевом зацеплении с корпусом. После разгрузки инструмента шток выходит из шлицевого зацепления и упирается через подшипник 3 в уступ корпуса, после чего колонна бурильных труб может свободно вращаться при неподвижном положении пакера.

При вращении инструмента скоба 5 скользит по винтовой канавке и перемещает трубу вверх или вниз в зависимости от того, по левой или правой резьбе скользит скоба. После достижения скобой верха или низа винтовой линии она переходит на противоположную винтовую канавку и при дальнейшем вращении колонны труба изменяет направление движения.

В верхнем положении трубы ее отверстия В совпадают с отверстиями Б штока 1, и жидкость через эти совмещенные отверстия и отверстие Г в нижней части штока может перетекать из подпакерной зоны в трубы. В нижнем положении трубы отверстия Б перекрываются трубой, доступ жидкости в трубы прекращается — проводится закрытый период испытания.

Запорно-поворотный клапан многоциклового действия кроме функций запорного клапана выполняет еще и функции самого испытателя пластов. Труба 7 в исходном положении перекрывает отверстия Б в штоке, не допуская доступ жидкости из подпакерной зоны в трубы. Поскольку при спуске оборудования шток 1 находится в верхнем положении, то,отверстия Д в нижнем переводнике открыты, поэтому внутренняя полость труб под ЗПКМ. и затрубное пространство сообщаются между собой. При разгрузке инструмента отверстия Д перекрываются нижним уплотнением штока, изолируя сообщение трубного и затрубного пространств. При работе с оборудованием с опорой на стенки скважины ЗПКМ помимо функций запорно-поворотного клапана и испытателя пластов может еще выполнять функции циркуляционного клапана и заливочного устройства. Его техническая характеристика приведена ниже.

Шифр запорно-поворотноггг многоциклового клапанаЗПКМ2-146

Наружный диаметр, мм 146

Длина, мм: в сжатом положении1900

в растянутом положении ....2000

Рабочий ход, мм 100

Число оборотов, необходимое для смены позиции клапана 10

Наибольший диаметр проходного канала, мм . 25

Масса, кг 175

Размер концевых резьб3-121

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЯССЫ

Гидравлические яссы устанавливаются в комплектах испытательного оборудования для облегчения снятия пакера или освобождения хвостовика, если по окончании испытания обнаруживаются затяжки инструмента.

В практике испытания используют яссы открытого и закрытого типов. В яссах •открытого типа рабочей жидкостью является скважинный буровой раствор, который через отверстия в корпусе попадает в рабочую камеру ясса, в яссах закрытого типа — масло, которое заранее заливается в изолированную от трубного и затрубного пространства камеру. Основное преимущество яссов закрытого типа заключается в том, что в них усилие срабатывания ясса не зависит от глубины его установки, т. е. от гидростатического давления в затрубном пространстве, что характерно для яссов открытого типа.

Принцип действия ясса заключается в следующем. Корпус ясса, жестко связанный с прихваченным инструментом, находится в неподвижном положении. Подвижный шток ясса через верхний переводник соединен с вышерасположенными узлами комплекта и бурильными трубами. Перемещению штока вверх препятствует уплотнительная манжета, которая может скользить по внутренней поверхности корпуса ясса, но удерживается в нижнем положении гидростатическим давлением столба промывочной жидкости в яссах открытого типа. Толькб после преодоления усилия, действующего на неуравновешенную площадь (манжету), шток медленно перемещается вверх до тех пор, пока манжета не пройдет через отверстия в корпусе, после чего гидростатическое давление передается в полость под манжетой. Растянутая колонна бурильных труб над яссом мгновенно освобождается от за-

тяжки и упругим запасом энергии колонны шток верхним буртом бьет по корпусу. В яссах закрытого типа перемещению вверх штока препятствует гидравлическое сопротивление в поршне, действующее до тех пор, пока втулка поршня не входит в расширенную часть камеры, после чего шток резко перемещается вверх, производя удар по корпусу.

Яссы типа ЯГ (рис. V.14, а), применяют в комплектах КИИ-146, КИИ-95, КИИ-65 и КИИ-2М-146, КИИ-2М-95, КИИМ-65, а также МИК-95 и МИГ-80. Яссы этого типа состоят из следующих основных элементов: корпуса 3, жестко соединенного с нижним переводником 9; подвижного узла, включающего верхний

Рис. V.14, Гидравлический ясс:

а — ЯГ: / — верхний переводник, 2— грузовой шток, 3 — корпус, 4 — уплотнительная манжета, 5— седло манжеты, 6— шток, 7— грундбукса, 8 — манжета, 9 — нижний переводник; б — ЯГЗ 1 — верхний переводник, 2 — рабочая трубка, 3 — грундбукса, 4 — шестигранный шток, 5, 8 — герметизирующая втулка, 6 — поршень, 7 — стержень, 9 — разделительный поршень, 10 — гайка, 11 — полый шток, 12 — кожух, 13 — нижний переводник

переводник /, грузовой шток 2 и шток 6; манжеты 8, удерживаемой с помощью пружины 7; уплотнительнбй манжеты 4.

Грузовой шток 2 имеет шлицевое зацепление с корпусом 3, поэтому при вращении колонны бурильных труб крутящий момент через ясс передается расположенным ниже узлам комплекта испытательного оборудования.

При ходе вниз уплотнительная манжета отходит от поверхности корпуса, и шток ясса свободно перемещается вниз, так как жидкость без сопротивления перетекает из нижней части камеры в верхнюю. Во время испытания ясс находится в сжатом положении. Его перемещению вверх относительно корпуса препятствует сила от гидростатического давления, действующая по неуравновешенной площади поршня.

Испытатель пластов КИИ-2М-146 поставляется с двумя яссами, отличающимися силой удара за счет различных гидравлически неуравновешенных площадей.

Техническая характеристика яссов рассмотренного типа приведена ниже.

Шифр ясса ......

ЯГ-146

ЯП-146

ЯП-95 ЯГ-95

ЯГ-80

ЯГ-65

Наружный диаметр, мм

146

146

95

80

67

Длина в растянутом положении, мм

1608

1210

1270

1185

ИЗО

Величина свободного хода, мм

320

220

(1262)

330

220

250

Величина гидравлически неуравновешенной площади, см2

96

58

(200)

38

18

15

Масса, кг

.156

104,3

63,3

40

21

Размер концевых резьб

3-121

3-121

(51) 3-76

3-72

3-50

Сила срабатывания яссов ЯГ-146, ЯГ1-146, ЯГ-95, ЯП-95,

ЯГ-80 и

ЯГ-65 со-

ответственно составляет 960, 580, 380, 380, 180 и 150 кН на каждые 10 МПа гидростатического давления.

В соответствии с указанными значениями нагрузок для срабатывания яссов проверяется возможность их применения в зависимости от конкретных глубины установки и плотности промывочной жидкости в скважине, где определяется нагрузка на колонну, исходя из условий ее прочности на растяжение.

Все эти^яссы конструктивно практически не отличаются друг от друга. Их принцип действия одинаков. Некоторое отличие состоит в наличии дополнительных отверстий в корпусе либо в установке различных уплотнительных элементов манжеты, втулки, или в способе фиксации уплотнительного элемента с помощью грундбуксы ограничительной шайбы.

Яссы типа ЯГЗ (рис. V.14, б) разработаны и применяются в комплексе с оборудованием МИГ-127 и МИГ-146. Ясс этого типа устроен следующим образом. Верхний подвижный узел, включающий верхний переводник 7 и шестигранный шток 4 с грундбуксой 3, имеет телескопическое соединение с нижним подвижным узлом, включающим нижний переводник 13 с навинченными на него по внешней резьбе кожухом 12 и по внутренней резьбе — полым штоком 11 с поршнем 6 и рабочей трубкой 2.

На концах шестигранного штока установлены сверху грундбукса, а снизу — разделительный поршень 9, между которыми образована замкнутая полость, являющаяся рабочей камерой ясса. Рабочая камера заполняется маслом. Подвижный разделительный поршень 6 обеспечивает поддержание в рабочей камере давления, равного давлению глинистого раствора в затрубном пространстве.

При спуске и подъеме ясс находится в растянутом положении. Шестигранное зацепление штока 4 с кожухом 12 обеспечивает передачу крутящего момента ни- жерасположенным узлам комплекта.

При сжатии ясса в результате разгрузки инструмента после упора хвостовика в забой скважины полый шток 11 смещается в нижнее положение. Переток жидкости из надпоршневого в подпоршневое пространство осуществляется сначала через широкий зазор между втулкой поршня и внутренней поверхностью шестигранного штока, а затем, после того как поршень входит в расточку штока, через обратный клапан, находящийся в поршне.

При передаче растягивающих усилий при ликвидации прихвата жидкость медленно перетекает из-под поршня в надпоршневое пространство по лабиринтовой кольцевой щели в поршне, образованной между стенками каналов и стержней. Колонна растягивается до максимально допустимых нагрузок на растяжение в наиболее опасном ее сечении. По мере перемещения шестигранного штока вверх наступает момент, когда поршень попадает в расширенную полость шестигранного штока. Сопротивление перетоку тормозной жидкости мгновенно исчезает, и переводник 1 вместе со штоком резко перемещаются вверх. Шток своим наружным уступом ударяет по внутреннему уступу кожуха 12, передавая ударную выталкивающую нагрузку нижерасположенной прихваченной части инструмента.

Гидравлическое сопротивление щели поршня зависит от длины щели, которая может изменяться от 100 до 700 мм. Рекомендуется устанавливать максимальную длину щели при работе в высокотемпературных скважинах (более 100 °C) и минимальную— при работе в низкотемпературных скважинах (3° — 80°C). Требуемая длина щели выполняется путем использования различного числа стержней (1—7). Усилие срабатывания ясса не зависит от гидростатического давления и определяется только величиной сопротивления канала щели. Техническая характеристика ясса приведена ниже.

Шифр гидравлического ясса

ЯГ32Д27

ЯГЗЗ-146

Наружный диаметр, мм .

127

146

Длина, мм

1840

1800

Рабочий ход, мм.

Вместимость тормозной ка-

220

220

меры, см3 .

Время торможения при нагрузке 100 кН (18—20°C),

1100

1080

мин

35

35

Допустимая нагрузка, кН:

сжимающая. . ..,24502700

z22002500

растягивающая (при

дРг=454-100МПа).20002250

Допустимый крутящий момент, кН-м 11,830,0

Масса, кг 145168

Размер присоединительных резьб 3-1013-121

БЕЗОПАСНЫЙ ЗАМОК

Безопасный замок (рис. V.15) включается в компоновку испытательного оборудования в тех случаях, когда есть опасение, что освободить оборудование при прихвате не удастся; в то же время необходимо проводить испытание при тех режимах, при которых не исключен прихват хвостовика. Безопасный замок устанавливается непосредственно над пакером.

' Рис. V.15. Безопасный замок ЗБ:

/ — верхний переводник; 2 — шток; 3 — гайка с левой резьбой; 4 — корпус; 5 — втулка; 6 — винт; 7 — нижний переводник

Безопасный замок состоит из двух подвижных относительно друг друга телескопически связанных узлов: верхнего переводника 1 с грузовым штоком 2 и корпуса 4 с нижним переводником 7. - "

В верхней части корпуса навинчена гайка с левой резьбой <3, находящаяся в постоянном зацеплении с грузовым штоком.

На внутренней поверхности корпуса имеются шесть шлицевых выступов, а на утолщенной части штока — три шлицевых выступа, с помощью которых он соединен с корпусом. В нижней части штока расположена резиновая втулка 5, которая предназначена для перекрытия сообщения затрубного пространства с внутренней полостью замка при разгрузке инструмента. При этом втулка входит в расточку нижнего переводника. В исходном транспортном положении безопасный замок служит дополнением уравнительному клапану испытателя, с помощью которого снижается сопротивление перетоку жидкости из подпакерной зоны в надпакерную при спуске оборудования в скважину.

При прихвате инструмента, если его не удается отсоединить с помощью ясса, то все испытательное оборудование над пакером извлекается из скважины отвинчиванием в безопасном замке. Через колонну бурильных труб передается усилие на шток. Затем инструмент разгружают, шток перемещается вниз и в крайнем нижнем положении перемещается вправо вместе с гайкой на 120°. После этого инструмент приподнимают, шток перемещается в верхнее положение, где проворачивается вправо еще на 120°. Таким образом, производят возвратно-поступательные вертикальные перемещения колонны с одновременным приложением к ней крутящего момента, а гайку отсоединяют от корпуса. Для отсоединения гайки требуется 16 оборотов для ЗБ2-127, 13 оборотов для ЗБ2-146 и 12 — для ПЗ-80.

После отвинчивания от корпуса гайка вместе со штоком и вышерасположенными узлами испытательного оборудования извлекается из скважины. Корпус безопасного замка, пакер и хвостовик остаются в скважине.

- Техническая характеристика безопасного з^мка приведена ниже.

Шифр безопасного замка

ЗБ2-127

ЗБ2-146"

ПЗ-80

ЗБ-65-

Наружный диаметр, мм

127

146

80

О 67

Длина, мм

Минимальный диаметр

1037

1025

1015

1110

канала d, мм . . . .

25

25

15

15

Размер левой резьбы . Допустимая нагрузка, кН:

110X5

120X5

60X4

58x3

сжимающая . . . растягивающая (при

1650

2350

200

150

Др=0-?45 МПа) . Допустимый крутящий

1650—1320

2350—1960

200—180

150—130»

момент, кН-м . . . .

Число оборотов для

5,0

6,8

3,8

2,9

разъединения Число циклов возвратно- поступательного движе

16

13

12

12

ния для разъединения .

48

39

36

36

Масса, кг

Размер присоединитель

74,3

90,5

30

36

ных резьб

3-101

3-121

3-62

3-50

Замок, аварийный ЗА-95 (рис. V.16), применяемый в сборке испытательных инструментов КИИ-95 и МИК-95, отличается конструктивно от ранее рассмотренных.

Замок устанавливается в сборке испытательного оборудования непосредственно над пакером. Он состоит из штока 2 с верхним переводником 1, подвижных относительно жестко соединенных между собой корпуса 3, переводника 4 и нижнего переводника 5.

Шток 2 связан с переводником 4 двумя шпоночными соединениями. Корпус 3’ связан шпоночным соединением со штоком 2 в верхней части. Шпонки штока, входящие в зацепление с переводником, выполнены в виде двух рядов шпонок, смещенных друг относительно друга на 30°. Переводник 4 имеет левую резьбу.

При аварийном отсоединении хвостовика с пакером производят возвратно- поступательные перемещения колонны с одновременным приложением к ней крутящего момента. При этом корпус 3 отвинчивается от переводника 4. Для полного отвинчивания корпуса 3 требуется совершить 40 возвратно-поступательных' ходов штока аварийного замка.

Техническая характеристика аварийного замка приведена ниже.

Шифр аварийного замкаЗА-95

Диаметр, мм 95

Рабочий ход, мм 100

Допустимая нагрузка, кН: при сжатии1275

при растяжении (при Др=04-45МПа).1020

Допустимый крутящий момент,кН-м..4,08

Длина, мм810

Масса, кг 42

Размер присоединительных резьб ...3-76

ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ КЛАПАН

Циркуляционные клапаны предназначены для осуществления прямой или обратной циркуляции сообщением внутренней полости бурильных труб с затрубным пространством.

Замещение поступившей в трубы жидкости перед подъемом инструмента необходимо для исключения разлива нефти из труб над ротором, а также выхода газа с раствором непосредственно у устья скважины, что небезопасно для рабочего персонала. Поэтому при подъеме инструмента, когда на устье скважины появляется уровень залитой жидкости, к верхней трубе колонны подсоединяют сбросовую линию, открывают циркуляционный клапан и обратной промывкой вытесняют залитый и поступивший флюид из труб и сбрасывают в амбар за пределы «буровой установки.

Рис. V.17. Клапан циркуляционный:Рис. V.17. Клапан циркуляционный:а — КЦ 1 — верхний переводник; 2 — упорная шайба; 3 — калиброванная срезная шпилька; 4 — запорная гильза, 5—пружина; 6 — поджимная гайка; 7 — корпус; 8 — нижний переводник; А — циркуляционные отверстия, б — КМЦ / — верхний переводник; 2 — дифференциальная гильза; 8 — уплотняющая втулка; 4 — полый поршень; 5—переводник; 6 — трубка; 7, 12 — пробка; 8 — разделительный поршень; 9 — упорная шайба; /0 — поршень; // — уплотняющее кольцо, 13 — нижний переводника — КЦ 1 — верхний переводник; 2 — упорная шайба; 3 — калиброванная срезная шпилька; 4 — запорная гильза, 5—пружина; 6 — поджимная гайка; 7 — корпус; 8 — нижний переводник; А — циркуляционные отверстия, б — КМЦ / — верхний переводник; 2 — дифференциальная гильза; 8 — уплотняющая втулка; 4 — полый поршень; 5—переводник; 6 — трубка; 7, 12 — пробка; 8 — разделительный поршень; 9 — упорная шайба; /0 — поршень; // — уплотняющее кольцо, 13 — нижний переводникtt

Рис. V.17. Клапан циркуляционный:

Рис. V.17. Клапан циркуляционный:

а — КЦ 1 — верхний переводник; 2 — упорная шайба; 3 — калиброванная срезная шпилька; 4 — запорная гильза, 5—пружина; 6 — поджимная гайка; 7 — корпус; 8 — нижний переводник; А — циркуляционные отверстия, б — КМЦ / — верхний переводник; 2 — дифференциальная гильза; 8 — уплотняющая втулка; 4 — полый поршень; 5—переводник; 6 — трубка; 7, 12 — пробка; 8 — разделительный поршень; 9 — упорная шайба; /0 — поршень; // — уплотняющее кольцо, 13 — нижний переводник

а — КЦ 1 — верхний переводник; 2 — упорная шайба; 3 — калиброванная срезная шпилька; 4 — запорная гильза, 5—пружина; 6 — поджимная гайка; 7 — корпус; 8 — нижний переводник; А — циркуляционные отверстия, б — КМЦ / — верхний переводник; 2 — дифференциальная гильза; 8 — уплотняющая втулка; 4 — полый поршень; 5—переводник; 6 — трубка; 7, 12 — пробка; 8 — разделительный поршень; 9 — упорная шайба; /0 — поршень; // — уплотняющее кольцо, 13 — нижний переводник

t

t

Восстановление циркуляции производят также при аварийном проявлении скважины в затрубном пространстве или при необходимости произвести промывку скважины, установку кислотной ванны при прихвате и т. д.

В практике испытания применяют циркуляционные клапаны гидравлического и механического типа.

Циркуляционный клапан КЦ (рис. V.17, а). Конструкция и принцип действия циркуляционных клапанов, используемых в комплектах КИИ, одинаковы. Циркуляционный клапан состоит из корпусных деталей — верхнего и нижего переводников 1, 8, корпуса 7 и запорной гильзы, удерживаемой в исходном положении срез- 94

ной шпилькой 3. В верхнем переводнике имеются циркуляционные отверстия, перекрытые запорной гильзой. Запорная гильза подпружинена пружиной 5, сжатой между гайкой 6 и нижним торцом верхнего переводника. Сечение гильзы по верхнему уплотнению больше, чем по нижнему. Поэтому при создании в трубах давления большего, чем в затрубном пространстве, на гильзу действует сила по неуравновешенной площади, которая стремится переместить ее вниз. Усилие «срезки» шпильки зависит от ее сечения. Поэтому подбором шпилек того или другого диаметра можно добиться требуемого усилия срабатывания клапана.

Пружина удерживает поршень в нижнем положении и предотвращает самопроизвольное закрытие клапана при обратной циркуляции. Обычно давление срабатывания клапана колеблется в пределах 6—12 МПа.

Следует иметь в виду, что указанный перепад давления должен быть обеспечен на глубине установки циркуляционного клапана. На устье при этом давление- срабатывания иногда может достигать 30—50 МПа. Оно зависит от соотношения удельных весов жидкостей в трубном и затрубном пространствах. Это давление может превышать допустимое давление для малопрочных бурильных труб. В подобных случаях необходимо предусмотреть установку циркуляционных клапанов, срабатываемых механически. Техническая характеристика циркуляционного клапана КЦ приведена ниже.

Шифр циркуляцион-

ного клапана . . .

КЦ-146

КЦ-95

КЦ-65

Длина, мм . . . .

649

780

700

Наружный диаметр,

мм

146

95

67

Масса, кг . . . .

58

40

31

Размерконцевых

резьб

3-121

3-76

3-50

Циркуляционный клапан КЦМ (рис. V.17, б) отличается от КЦ тем, что в нем предусмотрено гидравлическое тормозное устройство, благодаря которому исключается преждевременное открытие клапана под воздействием гидродинамических давлений жидкости, возникающих при резких остановках и страгивании инструмента В этих клапанах предусмотрен также гидравлический затвор, предотвращающий самопроизвольное его закрытие.

Циркуляционный клапан состоит из верхнего и нижнего переводников I и 13, между которыми находится корпусной переводник 5.

В верхнем переводнике 1 помещена дифференциальная гильза 2, которая может перемещаться в пределах между упорами в верхнем переводнике и корпусном переводнике 5

Внутри дифференциальной гильзы помещен полый поршень 4 с уплотняющей втулкой 3, которая жестко связана с трубкой 6. В средней части трубки установлен поршень 10, создающий гидравлическое сопротивление при перетоке жидкости из нижней части камеры в верхнюю. Между корпусным переводником и трубкой находится разделительный поршень 8, благодаря которому жидкость в камере- находится все время под тем же давлением, что и в затрубном пространстве.

При спуске в скважину циркуляционный клапан закрыт, так как резиновая втулка герметично разобщает трубное пространство с затрубным. Дифференциальная гильза удерживается в верхнем положении гидростатическим давлением, превышающим трубное в процессе всего процесса испытания. При появлении кратковременных ударных нагрузок трубка с поршнем стремится переместиться вниз, однако резкому перемещению трубки вниз препятствуют высокие сопротивления перетоку жидкости из подпоршневого пространства в надпоршневое: кольцо It перемещается в верхнюю часть паза и перекрывает зазор между поршнем и внутренней поверхностью нижнего переводника; жидкость перетекает по кольцевой щели, образованной между стенками поршня и трубки. Таким образом, при кратковременном действии повышенных давлений во внутренней части бурильных труб исключена возможность открытия циркуляционного клапана.

После окончания испытания и подъема инструмента, когда жидкость появляется на устье, подсоединяют к верхней трубе бурильной колонны агрегат и создают давление в трубах, на 3—5 МПа превышающее гидростатическое. Под действием

этого давления дифференциальная гильза 2 перемещается вниз и упирается в выступ переводника 5. При этом трубка 6 с поршннем 10 перемещаются вниз. Через 20—60 с втулка 3 выходит из гильзы. При этом гильза возвращается в верхнее положение под давлением, действующим по ее неуравновешенной поверхнести, тем самым сообщая затрубное и трубное пространство через отверстия в переводнике 5. В нижнем положении трубки герметизирующие кольца поршня находятся в расточке нижнего переводника. Между этими кольцами и герметизирующими кольцами нижнего переводника образуется замкнутая область, выполняющая роль гидравлического затвора, предотвращающего самопроизвольное закрытие клапана.

Ниже приведена техническая характеристика циркуляционных клапанов, используемых в компоновке с испытателями пластов МИГ. Эти клапаны могут быть использованы и в компоновках с другими комплектами испытательного оборудования.

Шифр циркуляционного клапана

КЦМ2-146

178

КЦМ2-127

146

КЦМ-80

80

Максимальный наружный диаметр,

мм

Длина, мм

Диаметр проточки под элеватором,

800

800

945

мм•.

141

127

Объем тормозной камеры, см3

800

800

400

Допустимая нагрузка, кН:

сжимающая

1650

1800

200

растягивающая (при

Лр=04-100 МПа)

*1650—1320

1800—1410

200—180

Допустимый крутящий момент, кН-м

56,5

55,6

9,2

Масса, кг

145

90

31

Размер присоединительных резьб

3-147

3-121

3-62

Циркуляционные клапаны механического действия используются, как указывалось выше, в тех случаях, когда по техническим причинам невозможно создать высокое давление на устье для передачи требуемого перепада давления на глубину установки циркуляционного клапана из-за прочностных ограничений труб бурильной колонны. В этих случаях в компоновку испытательного оборудования включают циркуляционные клапаны механического типа. На рис. V.18 приведена схема одного из таких клапанов.

Рис. V.18. Клапан механического действия:

'1 — верхний переводник; 2 — пробковый палец; 3 — шток; 4 — верхний переводник ЗПК; 5 —« шток ЗПК

Клапан состоит из корпусного переводника 1 и пробкового пальца 2, ввинченного в отверстие корпуса. Палец имеет надрез по периметру. При'ударе по пальцу тяжелым предметом он легко переламывается в ослабленном сечении, открывая доступ жидкости из затрубного пространства в трубное.

Для открытия такого клапана внутрь бурильных труб сбрасывается тяжелая штанга (шток) массой 6—10 кг, что достаточно в большинстве случаев для сра- ■батывания клапана.

Для более надежного срабатывания клапана в Севкавнипинефти предложен способ «срезки» пальца циркуляционного клапана путем -вращения колонны бурильных труб (см. рис. V.18). Это достигается следующим образом. Циркуляционный клапан устанавливается непосредственно над запорно-поворотным клапаном. К внутреннему штоку запорно-поворотного клапана 5 подсоединяется шток 3, который при вращении ЗПК перемещается вверх. Длина штока 3 подбирается таким образом, чтобы при перемещении вверх он уперся в палец циркуляционного клапана после осуществления всех режимов испытания, т. е. после проведения второго закрытого периода. В штоке 3 просверливаются отверстия для пропуска жидкости в трубы.

После упора штока 3 палец циркуляционного клапана ломается и открывает отверстия в корпусе клапана, сообщая внутреннюю полость бурильных труб и затрубное пространство.

Описанные способы обеспечения циркуляции после завершения испытания. можно применять одновременно с установкой гидравлических и механических кла- цанов. При этом надежность срабатывания клапанов существенно повышается, что становится весьма важным при испытании объектов в сложных геологических условиях глубоких скважин, где возможны отборы больших объемов газонефтяных смесей в трубы. В этих случаях замещение поступивших флюидов в трубах обязательно.

КЛАПАН ЗАЛИВОЧНО-ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ

Кроме рассмотренных клапанов, имеющих прямое назначение — осуществление прямой или обратной промывки скважины после окончания испытания, в некоторых комплектах испытательного оборудования применяют клапаны, которые выполняют функции не только циркуляционных клапанов, но и заливочных устройств.

В комплект многоциклового оборудования МИК-95 включен клапан универсальный КУ-95, а в оборудовании МИГ-80, кроме обычного циркуляционного кла-

Рис. V.19. Клапан универсальный КУ-95

пана КЦМ-80, включается еще дополнительный заливочно-циркуляционный клапан КЗЦ-80.

Клапан универсальный КУ-95 (рис. V.19). Корпус клапана включает верхний переводник 1, переводники 2, 13, корпус 7 и нижний переводник 14. Внутри клапана имеется масляная камера 10, в нижней части которой расположен разделительный поршень 11, выравнивающий давление внутри камеры по отношению к наружному. В верхней части камера перекрыта от доступа посторонней жидкости штоком 5, который удерживается в исходном состоянии в верхнем положении, прижимаясь к внутреннему торцу переводника 2 с помощью пружицы 9. Опора пружины 8 выполнена в виде клапана, создающего гидравлическое сопротивление перемещению штока при движении вниз, за счет чего жидкость может перетекать в этом случае только через одно отверстие опоры. При ходе вверх уплотнительное кольцо опоры смещается вниз, позволяя жидкости поступать в нижнюю часть камеры через четыре отверстия в опоре, тем самым снижая гидравлическое сопротивление.

Сквозные продольные каналы в переводниках 2 и 13 дают возможность жидкости свободно перетекать в расположенные выше бурильные трубы. Боковые отверстия А и Б сообщают затрубное пространство с центральным продольным каналом клапана. В отверстие А вставляется штуцер 4 со сменной шайбой 3 для создания перепада давления при закачке жидкости в трубы, что необходимо для сжатия пружины.

После спуска 5—10 свечей труб для их заполнения к верхней трубе подсоединяют агрегат или буровой насос и закачивают в трубы жидкость. Шток 5 под действием давления перемещается вниз до упора в цилиндр 12 и от возникающего перепада давления на штуцере удерживается в таком положении во время заливки труб. После прекращения закачки шток возвращается в исходное положение, перекрывая сообщение затрубного и трубного пространств.

Для повторного открытия клапана требуется большее давление. Шток вновь перемещается вниз до упора в цилиндр 12. При снятии давления шток, перемещаясь вверх, фиксируется в промежуточном положении кольцом 6, скользящим по фигурным пазам штока. Через открывшиеся боковые отверстия затрубное пространство вновь сообщается с трубным.

Техническая характеристика клапана приведена ниже.

Шифр универсального клапана....КУ-95

Наружный диаметр, мм 95

Длина, мм1100

Объем масляной камеры, см3....600

Допустимая нагрузка, кН:

при сжатии1275

при растяжении370

Масса, кг ,50

Размер присоединительных резьб ....3-76

Клапан заливочно-циркуляционный КЗЦ-80 (риа. V.20) состоит из четырех свинченных переводников — верхнего 1, нижнего 19 и корпусных 2 и 15. Внутри клапана находится подвижный щток 6, в верхнюю часть которого ввинчен винт 4,

Рис. V.20. Клапан заливочно-циркуляционный КЗЦ-80

удерживающий втулку 5. Полость между штоком и корпусными переводниками образует тормозную камеру, изолированную сверху от внешней среды уплотнительной поверхностью штока в его расширенной части, а снизу—плавающим поршнем 16. Внутри масляной камеры расположены: поршень 13, служащий для создания сопротивления перетоку жидкости из нижней части камеры в верхнюю при ходе штока вниз; полукольца //, препятствующие в исходном положении перемещению штока 6 вверх, в которые упирается буртик штока, находящийся в средней части.

Полукольца 11, опирающиеся на опорные шайбы 10 и 12, сжимаются пружиной 2. В верхней части штока имеются полукольца 7, удерживаемые в верхнем положении пружиной 8, упирающейся в опорную шайбу 10.

В нижней части клапана расположена дифференциальная гильза 17, имеющая неуравновешенную площадь, по которой действует гидростатическое давление, создающее выталкивающее усилие на гильзу и шток. Трубка 18 жестко соединена с нижним переводником 19 с помощью гаек 20. В отверстие переводника 2 ввинчены штуцер 3 и пробка 9, а переводника 16— пробка 15. Пробки 9, 14 служат для заполнения и освобождения камеры от масла. Штуцер- 3 устанавливается

для создания перепада давления на шток при закачке жидкости в трубы; штуцер также исключает размыв циркуляционного канала при перетоке жидкости между затрубным и трубным пространствами.

В данном устройстве исключено преждевременное срабатывание клапана при действии мгновенных гидравлических нагрузок на шток, так как последний перемещается вниз с торможением за счет сопротивления перетоку масла из верхней полости камеры в нижнюю через поршень 13.

Для закрытия клапана при спуске в трубы закачивается жидкость. За счет перепада давления на штуцере шток клапана перемещается вниз. Когда при перемещении штока полукольца 7 войдут в полукольца 11, последние раздвинутся и освободят буртик штока. После остановки закачки жидкости в трубы шток клапана переместится вверх под влиянием выталкивающей нагрузки, действующей на дифференциальную гильзу 17. В результате втулка 5 войдет в расточку верхнего переводника и перекроет сообщение трубного и затрубного пространств.

Для осуществления циркуляции в конце испытания клапан открывается созданием давления в трубах. Шток клапана перемещается вниз, причем при выходе втулки из расточки в верхнем переводнике 1 проскакивает шток вниз, а выступ штока проходит сквозь полукольца 11, которые под действием пружины перемещаются в исходное положение и в дальнейшем удерживают шток в нижнем положении. Резкое падение давления в трубах — сигнал открытия клапана.

Техническая характеристика клапана заливочно-циркуляционного приведена ниже.

Шифр заливочно-циркуляционного клапана . КЗЦ-80

Наружный диаметр, мм .......80

Длина, мм ..950

Рабочий ход, ммПО

Объем тормозной камеры, см31200

Допустимая нагрузка кН: сжимающая 60

растягивающая200

Размер присоединительныхрезьб ....3-62

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ШТУЦЕР

Штуцера в испытательном оборудовании устанавливаются с целью снижения передаваемой мгновенной депрессии на пласт при открытии выпускного клапана испытателя пластов. Обычно штуцера располагают непосредственно в испытателе пластов, в верхнем его переводнике. Однако при установке штуцера заранее затруднительно предугадать, какой диаметр будет оптимальным при работе в скважине. При интенсивном притоке и высоком расходе жидкости через штуцер перепад давления на него будет очень высоким и требуемой депрессии на пласт создать не удается. .

Поэтому с целью регулирования расхода и перепада давления в комплектах испытательного инструмента иногда монтируют специально штуцерные узлы, представляющие отдельные элементы сборки. В качестве такого узла применяют гидравлический штуцер конструкции Севкавнипинефти.

Гидравлический штуцер типа Ш2 (рис. V.21) состоит из корпусных переводников: верхнего и нижнего переводников 1 и 13, переводника 7 и переводника тормозной камеры 9. Внутри корпуса расположены жестко соединенные штоки 8 и 11. Верхний шток имеет три штуцерные насадки, в нем же находится дисковый клапан 3 с пружиной, опирающейся на седло-гайку 2. В верхней части нижнего штока расположена обойма 10 с герметизирующим кольцом, а в нижней — гильза 12.

Благодаря гидравлической неуравновешенности штоки находятся в'нижнем положении при спуско-подъемных операциях.

В верхнем переводнике 1 устанавливается трубка 4 с втулкой 6, которая в исходном положении перекрывает две нижние штуцерные насадки, и жидкость может поступать в трубы только через верхнюю насадку 5.

После пуска скважины в работу при интенсивном притоке создается перепад давления на верхней штуцерной насадке. Этот перепад давления, действующий

на штоки, и перемещает их вверх. При этом кольцо герметично перекрывает зазор между обоймой и внутренней поверхностью переводника 9, и тормозная жидкость начинает перетекать через зазор с высоким гидравлическим сопротивлением между обоймой 10 и штоком 11. Таким образом исключается ударная нагрузка на оборудование в момент открытия впускного клапана испытателя пластов.

По мере перемещения штока 8 вверх вторая штуцерная насадка выходит из- под втулки 6 и подключается в работу. В результате снижается сопротивление потоку жидкости и уменьшается перепад давления на штуцерные насадки и на штоки гидравлического штуцера. При небольшом перепаде давления штоки остановятся, и режим притока через штуцерные насадки будет установившимся. Если же напор жидкости будет оставаться высоким, то штоки будут продолжать пере-

Рис. V.21. Гидравлический штуцер:Рис. V.21. Гидравлический штуцер:а — Ш2; б — Ш-80, / —верхний переводник: 2, /2—кольцо; 3 —гильза; 4 — клапан; 5 14 — кожух; 6, /3 — тарельчатая пружина; 7 — упор; 8, /5 — гайка; 9 — наружный насадок; 10 — внутренний насадок; 11 — корпусной переводник; 16 — нижний переводника — Ш2; б — Ш-80, / —верхний переводник: 2, /2—кольцо; 3 —гильза; 4 — клапан; 5 14 — кожух; 6, /3 — тарельчатая пружина; 7 — упор; 8, /5 — гайка; 9 — наружный насадок; 10 — внутренний насадок; 11 — корпусной переводник; 16 — нижний переводник

Рис. V.21. Гидравлический штуцер:

Рис. V.21. Гидравлический штуцер:

а — Ш2; б — Ш-80, / —верхний переводник: 2, /2—кольцо; 3 —гильза; 4 — клапан; 5 14 — кожух; 6, /3 — тарельчатая пружина; 7 — упор; 8, /5 — гайка; 9 — наружный насадок; 10 — внутренний насадок; 11 — корпусной переводник; 16 — нижний переводник

а — Ш2; б — Ш-80, / —верхний переводник: 2, /2—кольцо; 3 —гильза; 4 — клапан; 5 14 — кожух; 6, /3 — тарельчатая пружина; 7 — упор; 8, /5 — гайка; 9 — наружный насадок; 10 — внутренний насадок; 11 — корпусной переводник; 16 — нижний переводник

Ш2-127127128036103018001800—115055,65,11143-101Ш2-127127128036103018001800—115055,65,11143-101

Ш2-1271271280361030

18001800—115055,6

5,11143-101

Ш2-1271271280361030

18001800—115055,6

5,11143-101

мещаться вверх до тех пор, пока не подключится в работу третья штуцерная насадка, после чего поток жидкости будет направляться по трем каналам.

После закрытия скважины для записи кривой восстановления давления перепад давления на штоки исчезает, и последние возвращаются в исходное положение — штуцер автоматически перезаряжается. Штуцер позволяет плавно изменять депрессию на пласт, исключая гидравлические удары.

Техническая характеристика гидравлического штуцера приведена ниже.

Шифр гидравлического штуцера ......Ш2-146

Наружный диаметр, мм 146

Длина, мм 1240

Число штуцерных насадок 3

Диаметр штуцерных насадок, мм 6

Объем тормозной камеры, см3 1440

Допустимая нагрузка, кН: сжимающая 2700

растягивающая (при Др=0-т-45 МПа) . .. 2700—1150

Допустимый крутящий момент, кН-м . ...92,0

Усилие, удерживающее шток в нижнем положении, кН на 10 МПа перепада давления 5,5

Масса, кг 116

Размер присоединительных резьб 3-121

Гидравлический штуцер Ш-80 (рис. V.21,6), разработанный для использования в комплекте испытательного оборудования МИГ-80, существенно отличается

от штуцеров Ш2-127 и Ш2-146 как по конструкции, так и по принципу действия.

Штуцер состоит из корпусных деталей: верхнего, корпусного и нижнего переводников 1, 11, 16. Внутри корпуса штуцера расположен клапан 4 с твердосплавными насадками 9 и 10, который удерживается в нижнем положении под действием тарельчатых пружин 6, упираясь своей утолщенной частью в кольцо 12. Внутренний насадок 10 удерживается на клапане 4 с помощью упора 7, наружный, насадок 9 — гайкой 8, пружины 6 и 13 — кожухами 5 и 14.

Кольца 2 и 12, на которых удерживается подвижная часть клапана, фиксируются на корпусе с помощью гильзы 3 и переводников И к 16. Гильза 3, кроме- того, служит для предотвращения размыва корпуса. В исходном положении штуцерные насадки образуют максимальный проходной канал между своими конусными поверхностями.

Во время открытия приемного клапана испытателя в подпакерной зоне создается высокое давление, превышающее гидростатическое давление столба глинистого раствора за счет передачи механической нагрузки на пакер. В результате в начальный момент клапан, сжимая пружины, перемещается вверх, уменьшая зазор- между конусными поверхностями насадок. Тем самым в начальный момент исключается передача резкой депрессии на пласт и устраняются ударные нагрузки" на хвостовик и пакер. При интенсивном притоке под действием противоположно направленных сил (силы, выталкивающей клапан от перепада давления на штуцер и стремящиеся вернуть клапан в исходное нижнее положение, и силы упругости тарельчатых пружин) устанавливается такой зазор между конусными насадками, при котором действующие силы уравновешиваются. При притоке слабой интенсивности под действием пружин клапан находится в нижнем положении, создавая максимальный проходной канал для жидкости. Техническая характеристика штуцера приведена ниже.

Шифр гидравлического штуцера....Ш-80

Наружный диаметр, мм 80

Длина, мм700

Рабочий ход, мм 30

Допустимая нагрузка, кН: при сжатии 60

при растяжении200

Максимальный перепад давления,МПа..45

Максимальная температура,еС....200

Масса, кг 28

Размер концевых резьб3-62

ПРОБООТБОРНИКИ ДЛЯ ОТБОРА ПРОБ

Пробоотборники устанавливают в комплектах испытательного оборудования с целью отбора проб пластового флюида при забойных условиях: забойных температуре, давлении и газонасыщенности. Это позволяет более надежно и качественно определить истинную нефтегазоводонасыщенность пласта и изучить полнее и подробнее свойства пластовой жидкости, так как при любых других способах отбора жидкости на поверхности ее состав значительно видоизменяется, жидкость дегазируется, смешивается с ранее залитой жидкостью в трубы и приходится восстанавливать и оценивать все параметры флюида для забойных условий по косвенным показателям.

Существуют следующие способы отбора проб на забое скважины: способы с применением специальных пробоотборников в виде отдельных узлов сборки; способы с использованием стандартных пробоотборников, применяемых в нефтедобыче, которые устанавливаются в специальных переводниках и приводятся в действие каким-либо из клапанов испытательного оборудования, где исполнительный элемент (шток) подсоединяется к подвижному узлу — обычно запорно-поворотному клапану или испытателю пластов; способы, связанные с отбором проб в замкнутую емкость, находящуюся между запорно-поворотным клапаном и испытателем пластов.

Пробоотборник ПИГ2 (рис. V.22, а) выполнен в виде отдельного узла сборки, в него входят корпусные детали: верхний и нижний переводники 1 и 12 и корпусные переводники 7 и 9.

Внутри верхнего переводника 1 находится гидравлический переключатель 5, в нем расположен подвижный запорный шток 4, уплотненный по внутренней поверхности герметизирующими кольцами. Запорный шток удерживается в крайнем верхнем положении с помощью пружины 8, которая препятствует перемещению штока вниз при различных инерционных ударах при спуске оборудования в скважину.

Проточная пробоотборная камера представляет собой полость между запорным штоком 4 и корпусными переводниками. В корпусе пробоотборника имеются клапаны для отбора проб: к нижнему клапану 10 подсоединяется при отборе пробы на поверхности насос, а с помощью верхних клапанов 6 пробы отбираются в

Рис. V.22. Пробоотборник: а — ПИГ2, б — ПО-95

специальные контейнеры и сосуды Устанавливается пробоотборник ниже испытателя пластов.

Во время притока жидкость из подпакерной зоны через внутренние каналы оборудования поступает в пробоотборник, где проходит через каналы Д в штоке, внутреннюю проточную камеру пробоотборника и каналы Е в корпусе гидравлического переключателя, затем в расположенные выше узлы комплекта и, наконец, в бурильные трубы.

После окончания испытания при снятии пакера закрывается приемный клапан испытателя и открывается уравнительный клапан. Поскольку в полости оборудования над пробоотборником давление повышается, то шаровой обратный клапан 2, находящийся в канале гидравлического переключателя, перекрывает последний, и под действием гидростатического давления шток перемещается вниз до тех пор, пока отверстия А в штоке и В и Б в гидравлическом переключателе не совпадут, после чего давление над и под пробоотборником выравнивается и через канаЛ Г жидкость начинает поступать из подпакерного пространства в надпакерное.

В нижнем положении штока приемные отверстия камеры пробоотборника смещены и перекрыты уплотнительными кольцами втулки 11 переводника 12. В верхней части камера перекрывается уплотнительными кольцами штока по" внутренней поверхности втулки 5. В результате жидкость, оказавшаяся в камере, отсекается и поднимается на поверхность. Шток 4 удерживается в нижнем положении стопором, который попадает в цилиндрическую проточку Ж в поршне и фиксируется в ней.

Только после вытеснения жидкости из пробоотборника на поверхности стопор извлекается, и шток возвращается в исходное положение для использования в последующих работах.

Техническая характеристика пробоотборников приведена ниже.

Тип пробоотборника

ПИГ2-146

ПИГ2-127

ПИПЗ-80

Наружный диаметр, мм ....

146

127

80

Длина, мм

1715

1620

1735

Полезная вместимость, см3 ...

4800

2500

800

Минимальный диаметр канала, мм

15

14

14

Длина рабочего хода, мм ...

215

150

170

Допустимая нагрузка, кН:

сжимающая

2700

1800

630

растягивающая (при

Др=0-т-45 МПа)

2700—1150

1800—790

630

Допустимый крутящий момент, кН-м

92,0

55,6

16,8

Масса, кг

170

150

50,5

Размер концевых резьб ....

3-121

3-101

3-62

Пробоотборник ПО-95 (рис. V.22, б), предназначенный для отбора, транспортировки и хранения герметизированных проб, отобранных на забое скважины во время испытания, устанавливается в сборке непосредственно под испытателем пластов ИПЦ-95 и приводится в действие- подвижным механизмом — штоком испытателя пластов.

Пробоотборник состоит из корпуса 7, жестко связанного с верхним 2 и нижним 9 переводниками, внутрь которого вставляется гильза 6 с клапанными узлами, являющаяся камерой для отбора пробы.

Каждый клапанный узел включает седло 5, жестко соединенное с гильзой 6, корпусный клапан 4 и иглу с пробкой 3, служащую для перевода пробы в контейнеры. Клапаны в исходном положении герметично перекрывают внутреннюю полость камеры с помощью пружин. К верхнему клапану присоединяется шток 1, который приводится в действие нажатием штока испытателя пластов. Между седлом 5 и гильзой вставляются диафрагмы 8, создающие гидравлическое сопротивление перетоку жидкости по кольцевому зазору между корпусом пробоотборника и гильзой.

При разгрузке инструмента в начале испытания и сжатии испытателя пластов шток 1, воздействуя на клапан 4, перемещает его вниз, открывая доступ жидкости в камеру пробоотборника. Одновременно открывается и нижний клапан пробоотборника. Во время притока жидкость, встречая сопротивление диафрагм, направляется через камеру к расположенным выше узлам оборудования в трубы.

Пробоотборник закрывается после снятия осевого усилия со штока / при вытяжке инструмента вверх и закрытии приемного клапана испытателя.

После подъема испытательного оборудования на поверхность гильза с пробой извлекается из пробоотборника и транспортируется в физико-химическую лабораторию.

Техническая характеристика пробоотборника приведена ниже.

Тип пробоотборника ПО-95

Диаметр, мм 95

Вместимость пробоотборной камеры, см3 .1500'

Рабочее давление, МПа 45

Максимальный ход штока, мм ....60

Усилие открытия пробоотборника, кН . 0,35—1,00 Допустимая нагрузка, кН: при сжатии ...- 1275

при растяжении 370

Длина, мм 1420

Масса, кг 60

Размер присоединительных резьб ...3-76

Пробоотборник СМП-500 выполнен на базе пробоотборника ГПС-58. В компоновку испытательного оборудования может быть включена связка из двух пробоотборников СМП-500. Такая связка подвешивается в замке переводника 2 (рис. V.23). Устанавливаются эти пробоотборники в переводнике, расположен-

ном ниже испытателя пластов. Клапаны пробоотборников открываются синхронно с открытием клапана испытателя пластов.

Для этого шток 1 соединяется с подвижным штоком испытателя пластов, который при ходе вниз открывает клапаны пробоотборников. Во время притока через них проходит жидкость, поступающая в трубы. После окончания испытания и вытяжки оборудования шток испытателя пластов перемещается вверх, увлекая за собой шток 1 пробоотборника. Клапаны пробоотборника под действием пружин закрываются, и отобранные пробы герметично перекрываются в камерах пробоотборников и вместе с испытательным оборудованием извлекаются на поверхность. На поверхности пробоотборники извлекаются из переводника 2 и транспортиру-

Рис. V.23. Принципиальная схема установки пробоотборника СМП-500:

/ — шток верхнего клапана; 2 — корпус; 3 — верхний упорный фланец; 4 — штанга подвески; 5 — пробоотборник СМП-500; 6 — клапан; 7 — гнездо клапана; 8 — упор нижнего фланца;

10 — упорный фланец

ются в физико-химическую лабораторию, где из них берется проба для анализа. Техническая характеристика пробоотборника СМП-500 приведена ниже.

Тип пробоотборника СМП-500

Диаметр, мм 38

Длина, мм 900

Объем камерыпробоотборника,см3..500

Максимальноерабочее давление,МПа.30

Рабочая температура, °C 160

Масса, кг 5

Пробоотборник ПТИ-1 (см. рис. V.22, б) по конструкции не отличается от пробоотборника ПО-95 и представляет собой камеру с верхним и нижним'переводниками, в которые встроены клапаны, находящиеся в закрытом положении под действием пружин. Такой пробоотборник вставляется в корпусный переводник, имеющий верхний подвижный узел: шток и переводник. Клапаны этого пробоотборника в отличие от рассмотренного выше способа открываются не штоком испытателя пластов, а верхним подвижным узлом переводника, в котором он устанавливается.

Основное преимущество применения такого способа отбора проб состоит в том, что данный пробоотборник можно располагать в любом месте компоновки испытательного оборудования. Его лучше всего устанавливать над фильтром в хвостовике. При этом создаются все условия для отбора непосредственно из пласта «чистой» пробы.

С помощью этого пробоотборника можно отбирать пробу пластового флюида даже в случае весьма низкой интенсивности притока, когда за время испытания пластовая жидкость не успевает поступить в трубы (в надпакерную зону), а по результатам испытания невозможно определить или оценить характер насыщения пласта.

ПРОБООТБОРНИКИ-НАКОПИТЕЛИ

Пробоотборники-накопители устанавливаются в комплектах испытательного оборудования типа КИИ между запорно-поворотным клапаном и испытателем пластов.

Существуют пробоотборники-накопители, которые отсекают жидкость, находящуюся между клапанами, например пробоотборник, разработанный во ВНИИНПГ, и пробоотборник, с помощью которого отбирается жидкость в межклапанном пространстве, не изолированная от остальной жидкости в этой области, конструкции Волгограднипинефти.

С помощью пробоотборника ВНИИНПГ жидкость доставляют на поверхность в том виде, в каком она была отобрана на забое скважины. Та же жидкость, ко-

Рис. V.24. Пробоотборник-накопитель: а — ВНИИНПГ; б — Волгограднипинефти ПН-1

торая находится между клапанами, в меньшей степени характеризует пластовый ''флюид, так как при подъеме инструмента часть жидкости через редукционный клапан запорно-поворотного клапана уходит в затрубное пространство. С этой жидкостью в кольцевое пространство возможен переток легких фракций газа, который выделяется из нефти раньше, поэтому истинный состав газа, отобранного на поверхности, может отличаться от того, который поступил в скважину на забое.

Пробоотборник-накопитель ВНИИНПГ изготовляется из толстостенного патрубка. Силовой привод этого пробоотборника — шток запорно-поворотного клапана. Однако в работе можно использовать ЗПК только старых конструкций, в которых отсутствует редукционный клапан, устанавливаемый в нижнем переводнике. В этом случае к подвижному штоку клапана ЗПК можно подсоединить дополнительный шток для управления пробоотборником.

Пробоотборник состоит из корпусного переводника 5 и штока 1, имеющего в своих расширенных местах уплотнения 2 для перекрытия камеры в верхней и нижней частях. В корпусе пробоотборника просверлены отверстия, в которые, вставлены клапаны 4 для отбора проб (рис. V.24, а).

Пробы из полости пробоотборника 3 отбираются непосредственно после поднятия запорно-поворотного клапана и пробоотборника над столом ротора и подсоединения к клапанам пробоотборника сосуда для отбора проб и поджимного устройства.

Пробоотборник-накопитель Волгограднипинефти ПН-1 (рис. V.24, б), устанавливаемый также между ЗПК и испытателем пластов, применяется с испытателями пластов КИИ-146 и КИИ-95.

Пробоотборник-накопитель состоит из двух переводников — верхнего 1 и нижнего 7, в которых установлены клапаны для отбора проб, и патрубка 4 для уста-

новки манометра. Клапаны включают запорные пробки 2, 5 и втулки 3, 6. После подъема пробоотборника на поверхность проба из него переводится в контейнеры, которые подсоединяются к его клапанам.

Техническая характеристика пробоотборника-накопителя ПН-1 приведена ниже.

Тип пробоотборника-накопителя

ПН-1-146

ПН-1-95

Допустимый перепад давле

30

70

ния на пробоотборник, МПа Вместимость пробоотборни

ка, м3

0,023

0,011

Наружный диаметр, мм

146

95

Длина, мм

2600

2800

Масса, кг

Присоединительные конце

100

60

вые резьбы

3-121

3-76

ПАКЕР

Пакер — один из главных узлов комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола скважины. От

Рис. V.25. Пакеры:Рис. V.25. Пакеры:а — с металлической опорой; б — с раздвижной резиновой Опорой; в — секционный универсальный ПСУ; з — резино-металлического перекрытия ПРМП-1а — с металлической опорой; б — с раздвижной резиновой Опорой; в — секционный универсальный ПСУ; з — резино-металлического перекрытия ПРМП-1

Рис. V.25. Пакеры:

Рис. V.25. Пакеры:

а — с металлической опорой; б — с раздвижной резиновой Опорой; в — секционный универсальный ПСУ; з — резино-металлического перекрытия ПРМП-1

а — с металлической опорой; б — с раздвижной резиновой Опорой; в — секционный универсальный ПСУ; з — резино-металлического перекрытия ПРМП-1

надежности пакеровки зависит успех операции в целом. Основная доля неудачных испытаний с применением испытателей пластов связана с негерметичностью пакеровки.

Основной конструктивный элемент пакера — резиновый цилиндрический уплотнитель, который после сжатия в вертикальном направлении изменяется по высоте и в то же время расширяется в диаметре настолько, что перекрывает все кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенками скважины или обсадной коленны, если пакер устанавливается в колонне. Применяемые при испытании пакеры отличаются друг от друга способом крепления и сжатия пакерующего элемента.

Пакер с металлической опорой состоит из верхнего переводника 1, соединенного с корпусом 3, к которому присоединен пакерующий элемент с помощью жестко связанной с ним головки 4, и нижнего переводника 6 со штоком 2 (рис. V.25, о).

Верхний переводник с корпусом может перемещаться относительно шюка на величину свободного хода головки штока между выступами переводника 1 и корпуса 3. Под действием осевой нагрузки переводник с корпусом перемещаются вниз, в результате чего резиновый элемент, опираясь об опору 5, увеличивается в диаметре и перекрывает ^твол скважины.

Корпус 3 и шток 2 находятся в шлицевом зацеплении, что обеспечивает передачу крутящего момента через пакер расположенным ниже узлам компоновки для испытания скважины.

ПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65 Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.Тип пакера ПЦ-446ПЦ-95ПЦ-65Наружный диаметр остова, мм ....1469565Диаметр сменного резинового элемента, мм22014592195135871801157817010967Диаметр обслуживаемых скважин, мм190—243118—16176—102Нагрузка при пакеровке, кН100-15060—8010—50Максимальный перепад давления, МПа3535з5Диаметр штока, мм734034Допустимая растягивающая нагрузка, кН■ 600250150Максимальная температура, °C ....170170170Длина остова, мм230015251410Средняя масса, кг .. ,1806535Размер концевых резьб3-1213-763-50При работе в скважине резиновый элементможет частично илиполностьюПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65 Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.Тип пакера ПЦ-446ПЦ-95ПЦ-65Наружный диаметр остова, мм ....1469565Диаметр сменного резинового элемента, мм22014592195135871801157817010967Диаметр обслуживаемых скважин, мм190—243118—16176—102Нагрузка при пакеровке, кН100-15060—8010—50Максимальный перепад давления, МПа3535з5Диаметр штока, мм734034Допустимая растягивающая нагрузка, кН■ 600250150Максимальная температура, °C ....170170170Длина остова, мм230015251410Средняя масса, кг .. ,1806535Размер концевых резьб3-1213-763-50При работе в скважине резиновый элементможет частично илиполностьюПакер имеет сменные резиновые элементы и опоры разного диаметра Пакеры С металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифрПакер имеет сменные резиновые элементы и опоры разного диаметра Пакеры С металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифрразрушиться. Это в основном происходит из-за перегрузки пакера — передачи на него большей сжимающей нагрузки, чем допустимая. На разрушение резинового уплотнителя также влияют забойная температура и природный газ, вступающий во взаимодействие с резиной пакера.

ПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65 Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера

ПЦ-446

ПЦ-95

ПЦ-65

Наружный диаметр остова, мм ....

146

95

65

Диаметр сменного резинового элемента, мм

220

145

92

195

135

87

180

115

78

170

109

67

Диаметр обслуживаемых скважин, мм

190—243

118—161

76—102

Нагрузка при пакеровке, кН

100-150

60—80

10—50

Максимальный перепад давления, МПа

35

35

з5

Диаметр штока, мм

73

40

34

Допустимая растягивающая нагрузка, кН

■ 600

250

150

Максимальная температура, °C ....

170

170

170

Длина остова, мм

2300

1525

1410

Средняя масса, кг .. ,

180

65

35

Размер концевых резьб

3-121

3-76

3-50

При работе в скважине резиновый элемент

может частично или

полностью

ПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65 Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера

ПЦ-446

ПЦ-95

ПЦ-65

Наружный диаметр остова, мм ....

146

95

65

Диаметр сменного резинового элемента, мм

220

145

92

195

135

87

180

115

78

170

109

67

Диаметр обслуживаемых скважин, мм

190—243

118—161

76—102

Нагрузка при пакеровке, кН

100-150

60—80

10—50

Максимальный перепад давления, МПа

35

35

з5

Диаметр штока, мм

73

40

34

Допустимая растягивающая нагрузка, кН

■ 600

250

150

Максимальная температура, °C ....

170

170

170

Длина остова, мм

2300

1525

1410

Средняя масса, кг .. ,

180

65

35

Размер концевых резьб

3-121

3-76

3-50

При работе в скважине резиновый элемент

может частично или

полностью

Пакер имеет сменные резиновые элементы и опоры разного диаметра Пакеры С металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифр

Пакер имеет сменные резиновые элементы и опоры разного диаметра Пакеры С металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифр

Пакер с раздвижной резиновой опорой. Нижняя часть пакерующего элемента находится в наиболее тяжелых условиях при пакеровке. На пакер помимо механической нагрузки, передаваемой для его сжатия и пакеровки, действует еще гидравлическая, возникающая в результате снижения давления под пакером, иногда намного превышающая механическую. Эта нагрузка достигает 1000 кН и более и зависит от перепада давления на пакер, достигающего 35—40 МПа.

Под воздействием этого перепада резина затекает в зазор между металлической опорой и стенками скважины. В результате в этой части резинового элемента возникают высокие концентрации напряжения, вызывающие разрыв резины и выход пакера из строя. После подъема таких пакеров на поверхность у них должны быть заменены уплотнительные элементы.

Сокращение зазора между опорой пакера и стенкой скважины достигается с помощью раздвижных резиновых опор, устанавливаемых в пакерах типа ПЦР

(пакер с раздвижной резиновой опорой) (рис. V.25, б). Диаметр резиновой опоры в транспортном положении не превышает диаметра основного элемента пакера, а при создании сжимающих нагрузок резиновая опора расширяется в диаметре, значительно уменьшая зазор между* стенкой скважины и опорой для уплотнительного элемента, тем самым облегчая работу последнего.

Пакер ПЦР состоит из верхнего переводника 1, на который навинчивается резиновый уплотнитель 3 с головкой. Ниже уплотнительного элемента устанавливается свободно перемещающаяся промежуточная металлическая опора 4, которая опирается на резиновую опору 5. Нижняя опора 6 жестко связана с нижним переводником 7 и штоком 2. Конструктивно пакер ПЦР отличается дополнительно установленными металлической промежуточной и резиновыми опорами.

Свободный ход металлической опоры пакера выбирается таким образом, чтобы резиновая опора при сжатии не касалась стенок скважины при полном сжатии резинового элемента и перекрытии скважины

Для передачи крутящего момента расположенным ниже пакера узлам испытательной компоновки переводник 1 и шток 2 соединяются шлицевым зацеплением.

Пакеры типа ПЦР выпускаются с наружными диаметрами их остова (корпуса) 178, 146, 95, 80 и 67 мм ib имеют шифр ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-127, ПЦР-95, ПЦ-80 и ПЦР-67. Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера . . . .

ПЦР-178 ПЦР-146 ПЦР-127 ПЦР-95

ПЦ-80 ПЦР-67

Наружный диаметр

178

146

127

95

80

остова, мм . . . .

Диаметр сменного ре-

67

зинового элемента, мм

245

220

145

145

87

92

Диаметр сменной ре-

270

195

180

170

135

135

115

108

92

98

87

78

67

зиновой опоры, мм

Максимальная продольная деформация резинового элемента,

245

220

109

87

92

98

92

мм

Диаметр обслужив ае-

350

350

330

240

мых скважин, мм

Нагрузка при паке-

269-295

190—243

151—161

118—161

97—

112

76-102

ровкё, кН . . . . Максимальный пере-

150—200

120—180

50—70

50—70

—

15—40

пад давления, МПа Допустимая растяги-

45

45

45

45

45

45

вающая нагрузка, кН

1300

1300

790

700

200

200

Диаметр штока, мм

90

73

52

52

40

34

Средняя масса, кг

200

150

1420

66

41

31

Длина остова, мм

Размерконцевых

2373

1625

1525

1425

резьб

3-121

3-121

3-76

3-62

3-50

Пакер секционный универсальный ПСУ, разработанный в Волгограднипинефти [14], отличается тем, что его резиновый уплотнительный элемент имеет меньший размер, чем в пакерах ПЦ и ПЦР. Существенное отличие его состоит в том, что пакерующий элемент выпускается без головки. Это упрощает изготовление элемента. Пакер включает три однотипные секции и применяется в зависимости от условий испытания в оДйо-, двух- и трехсекционной сборке. Каждая секция состоит из верхнего переводника 1, связанного со штоком 2, имеющего в нижней части шлицевую головку; резинового элемента 4, подсоединяемого к верхнему переводнику с -помощью верхней металлической опоры 3; Средней 5 и нижней 7 металли-

ческих опор, между которыми помещается резиновая опора 6. Нижняя металличе- ская опора 7 жестко связана с промежуточным 8 и нижним 10 переводниками (рис. V.25, в).

В нижней части штока имеется предохранительное устройство 9 (пружинный замок), которое предотвращает деформацию уплотнительного элемента при посадках или при работе с якорем, когда осевые нагрузки на пакер не превышают 5—8 кН.

В нормальных условиях испытания применяют пакер из одной или двух секций; в сложных геолого-технических условиях — при высокой кавернозности пород, высоких забойных температурах и больших перепадах'давления — необходимо устанавливать пакер из двух и трех секций.

Техническая характеристика пакера ПСУ приведена ниже.

Тип пакера Диаметр скважины, мм ....Длина секции, ммНаружный диаметр остова, мм .Наружный диаметр уплотняющего элемента и расширяющейся опоры, ммТип пакера Диаметр скважины, мм ....Длина секции, ммНаружный диаметр остова, мм .Наружный диаметр уплотняющего элемента и расширяющейся опоры, ммДлина, мм: уплотняющего элемента . расширяющейся опорыНагрузка пакеровки, кН ...,Диаметр проходного канала штока пакера, мм Допустимый перепад давления на пакере при 90 °C, МПа ....Допустимая нагрузка, кН:при сжатиипри растяженииДопустимый крутящий момент, кН-мДлина, мм: уплотняющего элемента . расширяющейся опорыНагрузка пакеровки, кН ...,Диаметр проходного канала штока пакера, мм Допустимый перепад давления на пакере при 90 °C, МПа ....Допустимая нагрузка, кН:при сжатиипри растяженииДопустимый крутящий момент, кН-мПСУ-146 190—250 1250 146ПСУ-109 115—152 1150 109ПСУ-82 87—105 1100 82175; 185;195; 205;220109; 115;120; 130;13582; 90320250250ПО808060—8030—6020—25322014606060600400200400280150974ПСУ-146 190—250 1250 146ПСУ-109 115—152 1150 109ПСУ-82 87—105 1100 82175; 185;195; 205;220109; 115;120; 130;13582; 90320250250ПО808060—8030—6020—25322014606060600400200400280150974

Тип пакера

Диаметр скважины, мм ....

Длина секции, мм

Наружный диаметр остова, мм .

Наружный диаметр уплотняющего элемента и расширяющейся опоры, мм

Тип пакера

Диаметр скважины, мм ....

Длина секции, мм

Наружный диаметр остова, мм .

Наружный диаметр уплотняющего элемента и расширяющейся опоры, мм

Длина, мм: уплотняющего элемента . расширяющейся опоры

Нагрузка пакеровки, кН ...,

Диаметр проходного канала штока пакера, мм Допустимый перепад давления на пакере при 90 °C, МПа ....

Допустимая нагрузка, кН:

при сжатии

при растяжении

Допустимый крутящий момент, кН-м

Длина, мм: уплотняющего элемента . расширяющейся опоры

Нагрузка пакеровки, кН ...,

Диаметр проходного канала штока пакера, мм Допустимый перепад давления на пакере при 90 °C, МПа ....

Допустимая нагрузка, кН:

при сжатии

при растяжении

Допустимый крутящий момент, кН-м

ПСУ-146 190—250 1250 146

ПСУ-109 115—152 1150 109

ПСУ-82 87—105 1100 82

175; 185;

195; 205;

220

109; 115;

120; 130;

135

82; 90

320

250

250

ПО

80

80

60—80

30—60

20—25

32

20

14

60

60

60

600

400

200

400

280

150

9

7

4

ПСУ-146 190—250 1250 146

ПСУ-109 115—152 1150 109

ПСУ-82 87—105 1100 82

175; 185;

195; 205;

220

109; 115;

120; 130;

135

82; 90

320

250

250

ПО

80

80

60—80

30—60

20—25

32

20

14

60

60

60

600

400

200

400

280

150

9

7

4

Пакер резино-металлического перекрытия помимо резинового уплотнительного элемента включает еще узлы металлического перекрытия скважины. На рис. V.25, г приведена схема пакера резино-металлического перекрытия (ПРМП-1). Пакер состоит из верхнего переводника 1, который через патрубок 2 и средний переводник 3 соединен с центратором 4. Внутри центратора установлена силовая пружина 5.

Средний переводник 3 соединен со штоком 8, на который надеты верхняя 6 и нижняя 11 обоймы узлов металлического перекрытия, а между ними помещается резиновый уплотнительный элемент 9. В обоймах 6 и И вставлены плашки 7 и 10. Плашки в обоймах закреплены винтами. Нижняя обойма 11 соединена с нижним переводником 13 через патрубок 12.

После упора хвостовика в забой, скважины или посадки якорного устройства на стенки скважины на пакер передается сжимающая нагрузка, в результате чего шток 8, двигаясь вниз, выдвигает плашки 7 и 10 из обойм, между которыми сжимается резиновый уплотнитель. Плашки создают дополнительное перекрытие кольцевого пространства, предотвращая затекание деформирующегося уплотнителя в зазор.

При натяжении инструмента шток движется вверх, в результате чего узел металлического перекрытия под действием пружины 5 перемещается вверх и кольцевые пружины возвращают плашки в исходное положение, сдвигая их'внутрь эбоймы.

Крутящий момент передается через пакер расположенным ниже узлам оборудования с помощью шлицевого соединения, штока 8 и патрубка 12.

Пакеры ПРМП-1-170/190 и ПРМП-1-190/214 выпускаются диаметрами 170 и 190 мм и служат для перекрытия скважин диаметрами 190 и 214 мм.

Техническая характеристика пакера приведена ниже.

Тип пакера Диаметр обслуживаемых скважин, мм Длина, ммНаружный диаметр, мм ....Диаметр плашек металлического перекрытия в рабочем положении, мм Внутренний диаметр штока, мм .Осевая нагрузка, кН....Перепад давления, МПа....Масса, кг....Размер концевых резьб....Тип пакера Диаметр обслуживаемых скважин, мм Длина, ммНаружный диаметр, мм ....Диаметр плашек металлического перекрытия в рабочем положении, мм Внутренний диаметр штока, мм .Осевая нагрузка, кН....Перепад давления, МПа....Масса, кг....Размер концевых резьб....ПРМП-1-190/214ПРМП-'ЬПО^ЭО2141902360233019017021^±1186±1705580—12080—12025251501303-1333-133ПРМП-1-190/214ПРМП-'ЬПО^ЭО2141902360233019017021^±1186±1705580—12080—12025251501303-1333-133

Тип пакера

Диаметр обслуживаемых скважин, мм Длина, мм

Наружный диаметр, мм ....

Диаметр плашек металлического перекрытия в рабочем положении, мм Внутренний диаметр штока, мм .

Осевая нагрузка, кН....

Перепад давления, МПа....

Масса, кг....

Размер концевых резьб....

Тип пакера

Диаметр обслуживаемых скважин, мм Длина, мм

Наружный диаметр, мм ....

Диаметр плашек металлического перекрытия в рабочем положении, мм Внутренний диаметр штока, мм .

Осевая нагрузка, кН....

Перепад давления, МПа....

Масса, кг....

Размер концевых резьб....

ПРМП-1-190/214

ПРМП-'ЬПО^ЭО

214

190

2360

2330

190

170

21^±1

186±1

70

55

80—120

80—120

25

25

150

130

3-133

3-133

ПРМП-1-190/214

ПРМП-'ЬПО^ЭО

214

190

2360

2330

190

170

21^±1

186±1

70

55

80—120

80—120

25

25

150

130

3-133

3-133

ЯКОРНЫЕ УСТРОЙСТВА

Якорные устройства (якоря) механического действия устанавливаются под пакером и служат для опоры хвостовика с фильтром на стенки скважины или на стенки обсадной колонны, спущенной до кровли продуктивного пласта.

Основное достоинство проведения испытаний с якорными устройствами — возможность установки пакерного элемента не в строго определенном месте ствола скважины, как при испытании с опорой на забой, а в зависимости от состояния скважины в различных местах ее ствола. Не менее важным преимуществом испы-

Рис. V.26. Якорное устройство ЯУРис. V.26. Якорное устройство ЯУ

Рис. V.26. Якорное устройство ЯУ

Рис. V.26. Якорное устройство ЯУ

таний с якорными устройствами является и то, что создаются все условия для проведения селективных испытаний на большом расстоянии от забоя скважины, не опасаясь за прихват хвостовика, что может произойти при работе с опорой на забой.

При испытании скважин применяют якорные устройства типа ЯУ-170/190, ЯУ-190/214, предназначенные для работы в открытом стволе диаметром 190 и 214 мм i[14], и ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114, предназначенные для установки на стенки обсадных колонн диаметрами 168, 140 и 114 мм.

Якорные устройства ЯУ (рис. V.26) состоят из: верхнего переводника /, соединенного со штоком конусом 2, являющимся направлением для перемещения плашек 3; центратора с подпружиненными планками 6, над которым расположен толкатель 5; штока 8 с нижним переводником 10.

Упорные плашки, находящиеся в зацеплении с фиксатором 4, в исходном положении расположены в нижней части конуса и не мешают свободному перемещению якоря в скважине. При спуске центратор подпружиненными планками скользит по стенкам скважины вниз, упирается об Опору 7 и втулку 9 и удерживается от перемещения вверх по штоку 8 винтом, расположенным во втулке 9.

Толкатель плашек жестко соединен с центратором.

Для установки якоря в скважине необходимо после спуска его на заданную глубину приподнять колонну бурильных труб на 1—2 м и провернуть на 1,5— 2 оборота для вывода винта из зацепления с фасонным пазом втулки, затем плавно разгрузить инструмент на 200—250 кН. При разгрузке инструмента шток перемещается вниз, а центратор за счет контакта планок со стенками скважины остается на месте, тем самым перемещая толкателем плашки по направляющим пазам

конуса. Упорные плашки после соприкосновения со стенкой скважины и упора в нее воспринимают на себя передаваемую нагрузку на пакер.

После окончания испытания натяжением колонны снимают нагрузку с пакера и плашек якоря. При этом шток якоря перемещается вверх относительно центратора, увлекая за собой винт, который входит в фигурный паз втулки и фиксирует центратор в исходном положении. Упорные плашки опускаются по направляющим конуса и входят в зацепление с фиксатором.

Якорные устройства ЯУ-170/190 и ЯУ-190/214 могут быть использованы в компоновках испытательного оборудования КИИ-146, КИИ-2-146, МИГ-146, МИГ-127. Их техническая характеристика приведена ниже.

Тип якорного устройства

ЯУ-190/214

ЯУ-170/190

Длина, мм ....

2100

2000

Диаметр в транспортном

положении, мм ..190

в рабочем положении,

236

170

Диаметр упорных плашек мм

210

Внутренний диаметр штока, мм 70

60

Осевая нагрузка, кН

200±20

250±20

Масса, кг ....

100

120

Размер концевых резьб: муфты ....

3-133

3-133

ниппеля

ПоГОСТ 5286—75

Механический якорь ЯМ (рис. V.27) предназначен для испытания пластов с опорой о стенки обсадной колонны. Якорь состоит из корпуса 1, по направляющим которого скользят плашки 2, пружинного фонаря 8 и корпусного патрубка 7, жестко соединенного с нижним переводником 9.

Плашки через тяги 3 соединены с разъемным хомутом 4 и пружинным фонарем. В исходном транспортном положении плашки расположены внизу конуса и

Рис. V.27. Механический якорь ЯМ

не препятствуют свободному продвижению оборудования в обсадной колонне. Они удерживаются в нижнем положении благодаря байонетному замку, состоящему из втулки 6 с фасонным пазом, по которому скользит штифт 5.

Для установки якоря в заданном интервале скважины инструмент приподнимают и затем проворачивают вправо с одновременным перемещением вниз. В результате штифт освобождает подвижные элементы якоря: фонарь, тяги и опорные плашки. При дальнейшем перемещении патрубка 7 вниз фонарь силами трения о стенки обсадной колонны удерживается в неподвижном положении. Плашки скользят вверх по направляющим конуса, входя в зацепление с обсадной колонной. При дальнейшей разгрузке инструмента для установки пакера в скважине плашки воспринимают всю передаваемую нагрузку. Снятие якоря производится после окончания испытания натяжением инструмента. Конус перемещается вверх, и плашки свободно скользят по его направляющим вниз.

Якорные устройства ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114 используются с испытательным оборудованием КИИ-95 и КИИ-65. Они могут применяться с многоцикловым испытательным оборудованием МИК-95 и МИГ-80.

Техническая характеристика якорных устройств механического действия приведена ниже.

Тип механического якоря . ...Диаметр обсадной колонны, мм Допустимый перепад давления на пакере, МПа Диаметр, мм Длина, ммТип механического якоря . ...Диаметр обсадной колонны, мм Допустимый перепад давления на пакере, МПа Диаметр, мм Длина, ммЯМ-95/168168ЯМ-95/168168ЯМ-95/140140; 146ЯМ-95/140140; 146ЯМ-65/114101, 114ЯМ-65/114101, 11430301321091600150030301321091600150030841500 “30841500 “

Тип механического якоря . ...

Диаметр обсадной колонны, мм Допустимый перепад давления на пакере, МПа Диаметр, мм Длина, мм

Тип механического якоря . ...

Диаметр обсадной колонны, мм Допустимый перепад давления на пакере, МПа Диаметр, мм Длина, мм

ЯМ-95/168

168

ЯМ-95/168

168

ЯМ-95/140

140; 146

ЯМ-95/140

140; 146

ЯМ-65/114

101, 114

ЯМ-65/114

101, 114

3030

132109

16001500

3030

132109

16001500

30

84

1500 “

30

84

1500 “

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬ ДАВЛЕНИЯ

Распределители давления устанавливаются в сборке испытательного оборудования в случае использования двух пакеров для повышения герметичности пакеровки. Распределитель давления служит для равномерного распределения всего перепада давления между двумя пакерами, равного разности между гидростатическим давлением и трубным.

Испытание с двумя пакерами проводят в тех случаях, когда перепад давления на пакер превышает 30—35 МПа или когда коэффициент пакеровки древышает

Рис. V.28. Распределитель давления: а — Севкавнипинефти; б — ВолгограднипинефтиРис. V.28. Распределитель давления: а — Севкавнипинефти; б — Волгограднипинефти

Рис. V.28. Распределитель давления: а — Севкавнипинефти; б — Волгограднипинефти

Рис. V.28. Распределитель давления: а — Севкавнипинефти; б — Волгограднипинефти

Принцип действия распределителей давления основан на использовании гидравлически неуравновешенного подвижного элемента, устанавливаемого в переводнике, находящегося между двумя пакерами. Указанный подвижный элемент располагается во время пакеровки таким образом, что давление в межпакерной зоне оказывается меньше давления в надпакерной и больше давления в подпакерной зонах.

Распределитель давления РУ-2 (рис. V.28, а), разработанный в Севкавнипинефти, состоит из верхнего 1, нижнего 7 и корпусного 3 переводников. В верхнем переводнике встроен перепускной клапан 2 с пружиной. В этом же переводнике имеется канал для пропуска жидкости в трубы.

В нижней части распределительного устройства помещен подвижный дифференциальный поршень, состоящий из гильзы 5 и втулки 4. В нижний переводник ввинчена трубка 6.

В процессе спуска в скважину поршень находится в нижнем положении, так как гидростатическое давление, действуя на неуравновешенную его площадь, прижимает его к торцу нижнего переводника.

При пакеровке, закрытии уравнительного клапана испытателя и открытии приемного клапана давление во внутренней части распределительного устройства снижается до трубного давления. В результате выталкивающая сила, действующая на поршень, связанная с гидростатическим давлением хотя и по меньшей площади

поршня, перемещает поршень вверх. Если верхний пакер герметично перекрыл ствол скважины, то в результате изменения объема межпакерного пространства за счет перемещения штока давление в этой зоне уменьшается. По мере снижения давления в межпакерной зоне наступает равновесие сил, действующих по внутренней площади поршня от давления во внутренней части распределителя давления и сил, действующих по наружной площади от давления жидкости в межпакерной зоне. Таким образом, общий перепад давления распределяется между верхним и нижним пакерами. Если же верхний пакер негерметичен, то шток перемещается в верхнее положение. При этом весь перепад давления будет приходиться на нижний пакер.

После окончания испытания и открытия уравнительного клапана испытателя, пластов давление во внутренней части распределителя давления станет равным гидростатическому. В результате шток перемещается в крайнее нижнее положение. Пакеры легко освобождаются, так как давления в подпакерной, межпакерной и надпакерной-зонах выравниваются.

Распределительные устройства данной конструкции используются в комплектах испытательных инструментов МИГ-146, МИГ-127, МИК-95, МИГ-80.

Техническая характеристика распределителя давления приведена ниже.

Тип распределителя давления Наружный диаметр, мм

РУ2-146

146

РУ2-127

127

РУ-95

95

РУ-80

80

РУ-65

65

Длина, мм . . . . Рабочий ход поршня,

873

865

840

960

870

мм

Возможное давление

190

190

190

180

180

между пакерами . . Внутренний диаметр

(1,25-1,38)

(1,32—

1,48) ртр

(1,2

51,3) ртр

(1,2—

1>3) Ртр

(1,2

1,3) рТ[>

канала, мм . . . . Допустимая нагрузка, кН:

15

10

20

16

15

сжимающая . .

растягивающая

(приАр=454-

3300

2450

800

600

400

4-80 МПа) . .

1750

1300

250

200

150

Масса, кг . . . .

Размерконцевых

85

73

41

25

22

резьб

3-121

3-101

3-76

3-62

3-56

Распределитель давления Волгограднипинефти (рис. V.28, б) состоит из двух переводников / и 7, внутри которых расположены гайка 2 с упирающейся в нее пружиной 3, кольцевой поршень 4, запорная втулка 5 и пружина 6.

Распределитель давления спускается в закрытом состоянии. После установки пакеров и открытия приемного клапана испытателя пластов внутри распределителя давление снижается до трубного, и усилием гидравлической неуравновешенности запорная втулка 5 начинает перемещаться вверх. Величина перемещения втулки определяется силой действия пружины, которая регулируется гайкой 2.

При повышенном давлении между пакерами, близком к гидростатическому,, втулка перемещается вверх и открываются нижние отверстия в нижнем переводнике, в результате чего давление в межпакерной зоне снижается и втулка возвращается в исходное положение. Если верхний пакер герметично перекрыл ствол скважины, то втулка останется в дальнейшем в нижнем положении и каждый из пакеров будет воспринимать часть общего перепада давления на пакерную систему. Если же верхний пакер перекроет негерметично ствол скважины, то давление в межпакерной зоне будет все время равным гидростатическому, а втулка будет находиться в верхнем положении; в й*гоге через отверстия в нижнем переводнике жидкость из затрубного пространства будет перетекать в трубы, т. е. в этом случае система будет негерметична в целом.

Это основной недостаток рассмотренного распределителя.

ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ УСТАНОВКИ ПРИБОРОВ

Переводники предназначены для установки в них манометров или термометров. Сами переводники могут быть смонтированы в различных частях сборки оборудования: над ЗПК, между ЗПК и испытателем пластов, под испытателем пластов, ниже пакера, а при селективном испытании — в межпакерной зоне. В некоторых компоновках переводники для установки приборов служат также для подвески узлов испытательного оборудования на элеваторе при сборке оборудования.

На рис. V.29 приведены схемы конструкций переводников для установки приборов, разработанных для оборудования КИИ и МИГ.

Рис. V.29. Переводники для установки приборов ПП:

<а, б, в — типы ПП; / — верхний переводник, 2 — подвеска; 3 — корпус; 4 — нижний переводник; 5 — прибор; 6 — кожух, 7 — заглушка, 8 — центратор

Переводник для установки приборов ПП-146, применяемый с комплектом КИИ-146, состоит из верхнего переводника 1, корпуса 3 и нижнего переводника 4 (рис. V.29, а). В верхнем переводнике расположена подвеска 2 для установки на ней манометра или термометра. Другой тип переводника показан на рис. V.29, б. Он состоит из верхнего / и нижнего 4 переводников, между которыми расположен корпус 3. К верхнему переводнику крепится подвеска 2, с которой соединена труба 6 для установки манометра 5. Манометр, установленный в трубе, подпружинен сверху пружиной, а снизу амортизирующим кольцом и удерживается в трубе заглушкой 7. Такие переводники применяют в комплектах КИИ-95, ПП-95, МИГ-146 и МИГ-127, ПП-146. Отличие переводников ПП2-146 состоит в том, что в их корпусном переводнике сделана проточка под элеватор. Кроме того, в верхнем переводнике иногда просверливаются отверстия для сообщения внутренней и наружной его частей. Тогда переводник может быть установлен только под пакером в хвостовике или же при селективном испытании в межпакерной зоне.

Переводник, показанный на рис. V.29, в, состоит из верхнего 1, корпусного 3 и нижнего 4 переводников. К верхнему переводнику крепится подвеска 2. При установке прибора в переводнике последний ввинчивается в подвеску. Такие переводники применяются в комплектах КИИ-65 и МИГ-80.

Техническая характеристика переводников для установки приборов приведена ниже.

Тип переводника для установки при

боров .

ПП2-146

ПП-95

ПП-80

ПП-6‘5

Тип комплекта

МИГ-146

КИИ-95

МИГ-80

КИИ-65

МИГ-127

МИК-95

МИГ-65

Наружный диаметр, мм ....

146

95

80

67

Длина, мм

2950

2500

2740

2575

Допустимая нагрузка, кН:

при сжатии

2500

1300

100

150

при растяжений

Масса, кг

Размер присоединительных резьб

2500— -

910

200

250

1600

196

88

72

36

3-121

3-76

3-62

3-56

ФИЛЬТР

Фильтры служат для очистки жидкости, поступающей в трубы из подпакерной зоны и пласта, от крупных частиц породы, не допуская забивки каналов в узлах испытательного оборудования. Фильтры используют также для установки глубинных измерительных приборов.

Фильтры собираются из патрубков 2 с продольными щелями и замковых переводников 1 и 3 Один из вариантов фильтров приведен на рис. V 30

Рис. ¥.30. ФильтрРис. ¥.30. Фильтр

Рис. ¥.30. Фильтр

Рис. ¥.30. Фильтр

Фильтры отличаются от переводников для установки приборов только тем, что их корпус имеет щели. Конструкция верхнего переводника предусматривает возможность крепления в нем подвески для установки глубинных приборов и выполняется аналогично верхним переводникам переводников для установки приборов.

Техническая характеристика фильтров приведена ниже.

Тип комплекта . . . .

КИИ2-146

КИИ-95

МИК-95

КИИ 65

МИГ-65

Тип фильтра . . . .

Ф-146

Ф-114

Ф-95

Ф-65

Наружный диаметр, мм

146

114

95

65

Длина секций, мм

I

1980

1980

2480

2650

II

III

Толщина стенки, мм . .

20

16

12

9,5

Размеры щели, мм: ширина

3

3

3

3

длина

100

100

100

100

Масса, кг

60

40

30

15

Число щелей . . . .

44

44

60

12

Размер присоединительных резьб

Тип комплекта .

3-121

МИГ-146

3-763-50

Продолжение

МИГ-127МИГ-80

Тип фильтра

Ф2-146

Ф2-127Ф-80

Наружный диаметр, мм Длина секций, мм

I

II

III

Толщина стенки, мм Размеры щели, мм:

146

750 1000 1500

20

12780

1404

5120

1612,5

ширина ....

длина..

3

100

3

48

3

100

Масса, кг ..

130

78

122

Число щелей..

32

16

36

Размер присоединительных резьб ....

3-121

3-101

3-62

ЛЕВЫЕ ПЕРЕВОДНИКИ

Левые переводники предназначены для аварийного отсоединения колонны бурильных труб в случае прихвата хвостовика. Обычно левый переводник устанавливают ниже фильтра в верхней части хвостовика. При испытании с установкой двух пакеров дополнительный левый переводник монтируют в межпакерной зоне над распределителем давления, а при селективном испытании — в межпакерной зоне над фильтром.

Левый переводник представляет собой сборку из двух переводников, соединенных между собой левой резьбой.

Техническая характеристика левых переводников, применяемых в комплектах с МИГ-146 и МИГ-127, приведена ниже.

Шифр левого переводника

ПЛ-146

ПЛ-127

Наружный диаметр, мм .

Минимальный внутренний

146

127

диаметр, мм ....

70

60

Длина, мм

690

685

Масса, кг

51,6

42,8

Размер левой резьбы ..

Размер присоединительных

3-121

3-101 ,

резьб

3-121

3-101

Глава VIГЛУБИННЫЕ МАНОМЕТРЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕПРИ ИСПЫТАНИИ СКВАЖИН

Манометры, устанавливаемые в комплектах испытательного инструмента, предназначены для непрерывной регистрации изменения давления в затрубном пространстве и во внутренней полости бурильных труб в процессе спуска, испытания и подъема испытательного оборудования на поверхность.

Манометры состоят из исполнительного узла, реагирующего на изменение давления в скважине, часового механизма и регистрирующего звена, содержащего диаграммный бланк, на котором фиксируется изменение давления во времени. В верхней части некоторых манометров имеется полость для установки максимального термометра.

По принципу действия исполнительного узла, реагирующего на изменение давления в скважине, манометры подразделяются на поршневые (МГП) и геликсные (МГИ).

Поршневые манометры

В поршневых манометрах измеряемое давление воздействует на неуравновешенный поршень, жестко скрепленный с пружиной, который в зависимости от давления растягивает пружину. Перемещение поршня, пропорциональное давлению в скважине, регистрируется иглой на диаграммном бланке.

Время

*-Рис. VI.1. Манометр поршневого типа:

а — схема манометра* 1 — полость для установки максимального термометра, 2 — часовой привод, 3—барабан каретки, 4 — диаграммный бланк, 5 — перо, 6 — пружина; б — диаграмма давления ab, b'c, c'd — спуск оборудования, dA — открытие приемного клапана испытателя, АВ, В'С — приток; CD, р'Е — восстановление давления, Е1 — закрытие приемного, открытие уравнительного клапанов испытателя; И, fq, gh — подъем оборудования

Барабан каретки, приводимым в действие часовым приводом, с закрепленным на нем диаграммным бланком равномерно вращается в течение всего процесса проведения операции. Поскольку диаграммный барабан совершает за время работы несколько оборотов, то на диаграммном бланке фиксируется несколько пересекающихся кривых (рис. VI. 1).

Таким образом, в поршневых манометрах барабан каретки совершает вращательное движение, а регистрирующая игла — поступательное движение: в вертикальном направлении бланка регистрируется давление, а в горизонтальном направлении — время.

Геликсные манометры

В геликсных манометрах измеряемое давление через сильфонный разделитель действует на трубчатую пружину, которая разворачивается на угол пропорционально давлению, и величина оборота фиксируется пером на диаграммном бланке, укрепленном на барабане каретки Барабан каретки поступательно перемеща-

Рис. VI.2. Манометр геликсного типа:Рис. VI.2. Манометр геликсного типа:а — схема манометра / — часовой привод, 2 — винт, 3 — барабан каретки, 4 — перо, 5 — Диаграммный бланк, 6—теликсная пружина, 7 — сильфонный разделитель, б — диаграмма давления- db— спуск оборудования, cd — подъем оборудования, ДВ — приток, ВС — КВДа — схема манометра / — часовой привод, 2 — винт, 3 — барабан каретки, 4 — перо, 5 — Диаграммный бланк, 6—теликсная пружина, 7 — сильфонный разделитель, б — диаграмма давления- db— спуск оборудования, cd — подъем оборудования, ДВ — приток, ВС — КВД

Рис. VI.2. Манометр геликсного типа:

Рис. VI.2. Манометр геликсного типа:

а — схема манометра / — часовой привод, 2 — винт, 3 — барабан каретки, 4 — перо, 5 — Диаграммный бланк, 6—теликсная пружина, 7 — сильфонный разделитель, б — диаграмма давления- db— спуск оборудования, cd — подъем оборудования, ДВ — приток, ВС — КВД

а — схема манометра / — часовой привод, 2 — винт, 3 — барабан каретки, 4 — перо, 5 — Диаграммный бланк, 6—теликсная пружина, 7 — сильфонный разделитель, б — диаграмма давления- db— спуск оборудования, cd — подъем оборудования, ДВ — приток, ВС — КВД

ется с помощью ходового винта, приводимого в действие от часового привода. Максимальный разворот барабана каретки не превышает одного оборота. На рис. VI.2 показаны схема геликсного манометра и вид диаграммной записи.

Таким образом, в геликсных манометрах барабан каретки совершает поступательное движение, а регистрирующая игла — вращательное.

Манометр МГП-ЗМ. На рис. VI.3 приведена принципиальная схема манометра Верхний переводник / манометра снабжен захватом для проволоки и зубчатым ниппелем под ловильный инструмент. Ниже, в камере, заполненной маслом, устанавливается максимальный ртутный термометр. Еще ниже расположена камера с фильтром 4, которая сообщается с внешним пространством через отверстие 3.

Давление жидкости через фильтр передается во внутреннюю полость камеры 6. заполненной маслом, и воздействует на полированный шток 8. Так как нижний конец штока находится в камере с атмосферным давлением, то суммарное усилие, выталкивающее полированный шток, равно произведению перепада давления (или внешнего давления) на площадь его сечения. Шток перемещается вниз, преодолевая сопротивление пружины.

Поршневые манометры просты" в изготовлении, имеют большой масштаб записи кривых давления по времени— 1 ч соответствует 15 и 60 мм бланка. Однако

Рис. VI.3. Поршневой манометр МГП-ЗМ:/ — верхний переводник; 2 — ртутный максимальный термометр; 3 — отверстие для приема давления окружающей среды; 4 — фильтр; 5 — регулирующая гайка; 6 — камера с маслом; 7 — манометрическая пружина; 8 — полированный шток; 9 — переводник с сальниковым уплотнением; /0 — пружинное перо; // — каретка для диаграммы; /2 — часовой механизм, 13— пружинный упорРис. VI.3. Поршневой манометр МГП-ЗМ:/ — верхний переводник; 2 — ртутный максимальный термометр; 3 — отверстие для приема давления окружающей среды; 4 — фильтр; 5 — регулирующая гайка; 6 — камера с маслом; 7 — манометрическая пружина; 8 — полированный шток; 9 — переводник с сальниковым уплотнением; /0 — пружинное перо; // — каретка для диаграммы; /2 — часовой механизм, 13— пружинный упор

Рис. VI.3. Поршневой манометр МГП-ЗМ:

/ — верхний переводник; 2 — ртутный максимальный термометр; 3 — отверстие для приема давления окружающей среды; 4 — фильтр; 5 — регулирующая гайка; 6 — камера с маслом; 7 — манометрическая пружина; 8 — полированный шток; 9 — переводник с сальниковым уплотнением; /0 — пружинное перо; // — каретка для диаграммы; /2 — часовой механизм, 13— пружинный упор

Рис. VI.3. Поршневой манометр МГП-ЗМ:

/ — верхний переводник; 2 — ртутный максимальный термометр; 3 — отверстие для приема давления окружающей среды; 4 — фильтр; 5 — регулирующая гайка; 6 — камера с маслом; 7 — манометрическая пружина; 8 — полированный шток; 9 — переводник с сальниковым уплотнением; /0 — пружинное перо; // — каретка для диаграммы; /2 — часовой механизм, 13— пружинный упор

сравнительно большая погрешность записи давления (до 2,5%) ограничивает область их применения.

Техническая характеристика манометров МГП-ЗМ приведена ниже.

Тип поршневого манометра....МГП-ЗМ

Предел измерения, МПа....16; 25; 40

Класс точности ±1,5

Порог чувствительности, %..0,5

Предварительный натяг пружиныот

предела измерения, % до 10

Рабочее перемещение пера, мм...95—110

Диаметр, мм 33

Длина, мм 1658

Температура окружающей среды, °C . до 130 Продолжительность хода часового механизма, ч14; 24; 72

Масса, кг 7

Геликсный манометр МГИ-1 (рис. VI.4) имеет сильфон 1 и гелике 2, через которые давление передается пружинному перу 3, поворачивая его на угол, пропорциональный величине давления. С помощью резьбового штока 5 часовой привод б

Рис. VI.4. Геликсный манометр МГИ-1Рис. VI.4. Геликсный манометр МГИ-1

Рис. VI.4. Геликсный манометр МГИ-1

Рис. VI.4. Геликсный манометр МГИ-1

перемещает каретку диаграммы давления 4, что позволяет регистрировать изменение давления во времени.

Геликсные манометры имеют высокую точность записи давления — погрешность не превышает 0,2%. Они просты по конструкции и надежны в эксплуатации.

Более мелкий масштаб записи у геликсных манометров по сравнению с поршневыми требует использования при расшифровке диаграмм давления компараторов и микроскопов с большим масштабом увеличения.

Техническая характеристика манометров МГИ-1 приведена ниже.

Тип геликсного манометра

МГИ-1 - -100

МГИ-1 - -160

МГИ-1-

-250

МГИ-1 -

-400

МГИ-1 - -600

Пределизмерения

давления, МПа . .

0—10

0—16

0—25

0—40

0—60

Максимальная рабочая температура, °C

100

100

100

100

100

Приведенная погрешность измерения, % Длина записи параметра, мм

Длина записи во времени, мм Масштаб записи во времени, мин/мм . . Время перемещения барабана записи, ч . Времязадержки

включения привода записи, ч . . . . Цена деления лимба для установки времени задержки включения записи, мм . . Габариты, мм:

диаметр . . . длина . . . .

1950

1930

±1,0

50±5

192

2,5

8

<15

15

36

2024

2105

2135

Масса, кг . . . .

8—10

Геликсные манометры типа МГИ-3 не имеют существенных отличий от манометров МГИ-1. Их техническая характеристика приведена ниже.

Шифр геликсного манометра

МГИ-3-100

МГИ-3-160

МГИ-3-250

МГИ-3-40О

Пределы измерения давления, МПа

0—10

0—16

0—25

0-40

Максимальная рабочая температура, °C . . .

100

100

100

100

Чувствительность, мм на

1 МПа

7,0

4,4

2,8

1,8

Приведенная погрешность измерения, % . . Длина записи во времени при полном ходе барабана, мм Габариты, мм:

диаметр длина

1916

1902

0,20—0,25

190±5

36(55) 1972

2190

Масса, кг

15,1

15,0

15,4

16,5

Шифр геликсного манометра

МГИ-3-600

МГИ-3-800

МГИ-3-JOOO

Продолжение

МГИ-2-100О

Пределы измерения давления, МПа Максимальная рабочая температура, °C . . .

0—60

0—80

о—юо

0—100

160

160

250

220—250

Чувствительность, мм на

1 МПа

1,1

0,9

0,7

2,5

Приведеннаяпогреш-

ность измерения, % • •

0,20—0,25

± 1

Длина записи во време-

ни при полном ходе ба-

рабана, мм . . . .

190±5

192

Габариты, мм:

диаметр

36(55)

36

длина

2190

2240

2240

335а

Масса, кг

16,5

16,8

16,8

12

"Глава VII

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ИСПЫТАНИЯ

КОМПОНОВКИ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Тип узлов испытательного оборудования и последовательность их спуска в скважину определяются прежде всего видом выбранного комплекта, сложностью объекта, подлежащего испытанию, и выбранной технологией в соответствии с режимами испытания. Иногда, например, при проведении испытания в колонне, часть узлов может быть вообще исключена из компоновки, такие как ясс, безопасный замок, левый переводник, так как маловероятно возникновение прихвата инструмента. Не всегда следует устанавливать специальный штуцерный узел, а достаточно ввинтить штуцерную насадку в испытатель пластов, когда заранее известно, что испытываемый объект не обладает высокими продуктивными характеристиками. В других случаях, наоборот, потребуется установка дополнительных узлов, например многоцикловой приставки, если необходимо испытать объект в несколько циклов, а нефтеразведочное предприятие располагает только оборудованием КИИ. Конкретные геолого-технические условия каждый раз требуют индивидуального подхода при выборе той или иной технологии проведения работ и соответственно той или другой компоновки узлов испытательного оборудования.

Ниже приводятся типовые схемы компоновок, которые могут служить отправными при планировании конкретных операций.

В компоновках испытательного оборудования (рис. VII. 1) можно выделить следующие основные звенья:

I — звено опоры испытательного оборудования может быть выполнено в виде хвостовика с фильтром / и без фильтра 3, упирающегося в забой скважины, либо в виде якорного устройства с фильтром 2 и без фильтра 4 для опоры на стенки скважины или колонны;

II — звено изоляции пласта от воздействия гидростатического давления промывочной жидкости в скважине: а—отдельно устанавливаемый пакер, изолирующий пласт от скважинной промывочной жидкости только сверху; б — система двух пакеров с распределителем давления, также предназначенная для изоляции пласта сверху; применяется в случае, если планируемый перепад давления на пакер оказывается выше допустимого; в — система двух пакеров, между которыми устанавливается фильтр, предназначенная для селективного испытания объекта; г — то же, что и «в», но с уравнительным устройством;

III — звено основных узлов испытательного оборудования, служащее для регулирования процессом исследования: установка пакера, пуск скважины в работу, переключение режимов испытания, включение циркуляции промывочной жидкости, отбор и герметизация забойных проб, освобождение прихваченного инструмента, а также в случае необходимости разъединение прихваченной части оборудования от основных узлов для извлечения последних из скважины; компоновка этого звена зависит от выбранной технологии испытания и наличия того или другого оборудования на базе.

На рис. VII. 1 показаны типовые схемы компоновок, которые могут быть получены при различных сочетаниях звеньев /, II и III.

В типовых компоновках приведено максимальное число узлов, которое может быть включено в сборку в соответствии с комплектностью изготовления оборудования. При облегченных условиях испытания часть узлов может быть исключена из компоновки.

В звено основных узлов испытательного оборудования входят:

КЦ — циркуляционный клапан, который во всех без исключения компоновках устанавливается сверху;

БТ — бурильные трубы (одна или две свечи), устанавливаются между циркуляционным клапаном и расположенными ниже соединенными между собой узлами комплекта, за исключением случая, когда необходимо открыть КЦ механи-

Ш Звено основ-ных узлов

Манометр Штуцер

Запорный клапан ПМ

бурильные трубы [#7^ же @

кц

Бурильные трубы БТ

м

зп

ЗПКА

зп

м

м

м

ПН

МИГ-146. МИГ-127. МИГ-80, МИГ-65

КИИ2М-М6, КИИ2М-95, КИИМ-65, КИИ-146, КИИ-95, КИИ-65

ш

КЗ

МИК-95

ВТ

м

Б

КУ

км

м

КЗ

Манометр

Муфта подшипниковая L

м

м

ИПГ

ипг

нам

ИПМ

Устройство вляраз- оёлбнрео вмщытя трио манометр, компенсатор Пробоотборник

Ясс

Безопасный замок !

яг

яг

яг

яг

УРВм

ПИТ ягз

J

м

"лиг

ЯПЗБ

МПИПЦ"пок

м"ян

ИПЦ "по к —

ЯПЗА

Д Звено изоляции пласта

Уравнительное устройство, пакер, левый пе-

L J

ПЦ ПЦ

8

I. Звено опоры

распределительное устройство, фильтр, манометр

L_

3

пл

пл

ФМ

ф

УУ

пц

ПЦ

УУ

ПЛ РУ

Фильтр, манометр, якорь, перевод- . ник левый, хвостовик

Я ~Ф "м

ФМмИл

м

я

пл

м

X

3

4

2

Рис. VII.1. Типовые схемы компоновок испытательного оборудования

ческим путем — вращением ЗПК, снабженного выдвигаемым штоком, тогда циркуляционный клапан соединяется непосредственно с ЗПК;

М — переводник для установки прибора (манометра), располагается над системой клапанов, переключающих режимы испытания, выше штуцера (если последний включен в компоновку); он служит для регистрации давления в бурильных трубах в течение всего процесса испытания, по данным которого затем легко восстановить объем поступившего флюида и возможные пропуски жидкости в бурильных трубах при спуско-подъемных операциях и во время испытания;

Ш — штуцерный узел, входит в компоновки оборудования МИГ-146, МИГ-127 и МИГ-80; он может быть включен также в КИИ2М-146;

ЗК — запорно-поворотный клапан, ишЮльзуется во всех компоновках КИИ, а в компоновках оборудования МИГ и МИК — в тех случаях, когда в них не включаются устройства для раздельного вращения труб и раздвижные механизмы. В компоновке с оборудованием КИИ-2М-146 вместо запорно-поворотного клапана ЗП2-146 могут применяться запорно-поворотный клапан многоциклового действия ЗПКМ2-146 или многоцикловая приставка МП-146 для осуществления операции в несколько циклов;

М — второй переводник для установки приборов (манометра) располагают между запорным клапаном и испытателем пластов для фиксирования трубного давления при спуске испытательного оборудования в скважину, притока и восстановления давления во время испытания и межклапанного давления во время подъема оборудования на поверхность;

ПМ — муфта подшипниковая, устанавливается над испытателем пластов в оборудовании МИК-95; она служит для раздельного вращения бурильных труб;

ИП — испытатель пластов, входит во все компоновки испытательного оборудования;

УРВ — устройство для раздельного вращения бурильных труб, располагается непосредственно под многоцикловыми испытателями пластов диаметрами 146, 127 и 80 мм; они выполняют функции как узла, обеспечивающего возможность вращения колонны труб во время проведения исследования, так и узла, обеспечивающего свободный ход испытателя пластов при движении инструмента вверх для закрытия скважины и записи кривой восстановления давления; в компоновку МИК-95 вместо УРВ включается компенсатор, служащий только для обеспечения свободного хода испытателя пластов;

ПР — пробоотборник, устанавливается ниже УРВ в многоцикловом испытательном оборудовании диаметрами 146, 127 и 80 мм; при работе без УРВ пробоотборник располагается в самом низу сборки под безопасным замком (МИГ-146, МИГ-127); в многоцикловом оборудовании диаметром 95 мм пробоотборник устанавливают непосредственно под испытателем пластов выше компенсатора, так как он приводится в действие механическим путем при сжатии испытателя, подвижный шток которого открывает клапаны пробоотборной камеры;

М — третий переводник для установки приборов, располагается под испытателем выше ясса (или пробоотборника, если последний установлен в сборке); он служит для регистрации давления при спуско-подъемных операциях и во время испытания в полости под испытателем пластов, что дает информацию о работоспособности расположенных ниже узлов, их забивке; при дефиците манометров третий манометр обычно исключается из компоновки;

ЯГ — ясс гидравлический, используется во всех комплектах испытательного оборудования;

БЗ — безопасный замок, устанавливают в оборудовании МИГ; его спускают без ' устройства для раздельного вращения, так как при наличии УРВ невозможно отвинтить инструмент в безопасном замке; БЗ может быть использован во всех компоновках оборудования КИИ.

СПОСОБЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОБВЯЗКИ УСТЬЯ

ПРИ ИСПЫТАНИИ СКВАЖИН ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ

Устьевое оборудование должно обеспечить выполнение следующих основных операций испытания: контроль на устье за_интенсивностью проявления пласта и изменением уровня жидкости в затрубном пространстве, а также долив жидкости в кольцевое пространство; исследование скважины на различных режимах; вра-

щение колонны бурильных труб и ее осевое перемещение без разборки устьевого манифольда; отвод поступающего флюида через выкидные линии на безопасное расстояние от буровой установки; прямую и обратную промывки скважины через, циркуляционный клапан — возможность подключения к внутритрубному и затрубному пространствам цементировочного агрегата или бурового насоса.

Эти требования выполняются с помощью оборудования, включающего две основные части: устьевую головку и манифольд.

На практике используют специально разработанные для испытания скважин; устьевые головки: вертлюжную головку Севкавнипинефти [3]; трубную головку с противовыбросовым клапаном и упрощенную контрольную головку-вертлюг Волге граднипинефти [14].

В особых случаях в качестве устьевого оборудования, подсоединяемого к верхней трубе бурильных труб, используют непосредственно вертлюг, обычно применяемый при бурении скважины.

Часто при отсутствии специальных вертлюжных головок используют цементировочные головки, при этом для вращения бурильной колонны при смене режимов испытания приходится закрывать краны высокого давления на головке и отсоединять гибкий манифольд, что создает большие неудобства в работе.

Устьевые головки

Вертлюжная головка (рис. VII.2) состоит из корпуса 5, включающего пробковый кран 6 для сообщения или разобщения устьевого манифольда и трубного пространства, и металлический шар 7, удерживаемый в гнезде пробкой 8, который при необходимости срабатывается внутрь бурильных труб; ствола 2 с наде-

Рис. VI 1.2. Головка вертлюжная

той на него крестовиной 3 и упорного подшипника 4. Верхняя часть ствола герметизируется заглушкой 1, вместо которой при необходимости можно установить, манометр.

К крестовине при обвязке устья подсоединяется устьевой манифольд. Упорный подшипник позволяет вращать корпус со стволом при неподвижной крестовине с подсоединенным к ней манифольдом.

Бурильную колонну с вертлюжной головкой вращают с помощью клиньев: бурильную колонну приподнимаюу с частичным снятием нагрузки с забойных механизмов, вставляют в ротор клинья и полностью разгружают на них инструмент,, а затем его медленно проворачивают на необходимое число оборотов для закрытия или открытия запорно-поворотного клапана.

Вертлюжная головка рассчитана на работу с избыточным давлением 35 МПа- Техническая характеристика вертлюжной головки приведена ниже.

Наружный диаметр, мм 146

Допустимая растягивающаянагрузка,кН.1500

Диаметр проходного отверстия, мм...60

Максимальное давление, МПа ....35

Максимальная температура, °C ....150

Масса, кг 150

Размер присоединительнойрезьбы...3-121

Устьевая трубная головка с противовыбросовым клапаном ТПГ (рис. VI 1.3) «состоит из нижнего переводника /, корпуса 2, верхнего переводника 5, к которому присоединяется поворотное колено 8 с шарикоподшипниковым замком 6, имеющим уплотнение 7. Быстросъемное соединение 11 служит для подключения выкидной линии к ТПГ. В нижний переводник встроен поворотный механизм 10 для удержания и в случае необходимости сбрасывания штанги или шара в целях открытия циркуляционного клапана.

В корпусе ТПГ расположены противовыбросовый клапан 4 с зубчатой передачей 3 для перемещения его вручную. При перемещении клапана закрываются про-

Рис. VII.3. Устьевая трубная головка с проти- Рис. VII.4. Контрольная головка-вертлюг вовыбросовым клапаном ТПГ

мывочные окна А. Имеется также стопорное устройство 9 для фиксирования клапана в положении «открыто».

В процессе испытания ТПГ находится в положении «открыто». Во время прорыва в выкидной линии противовыбросовый клапан автоматически перекрывает проходной канал головки. При наличии давления в бурильных трубах ТПГ открывают давлением жидкости, которое создают с помощью цементировочных агрегатов, а при отсутствии давления — вручную вращением рукоятки зубчатой передачи.

ТПГ рассчитана на работу с избыточным давлением 50 МПа и может быть использована при испытании скважин с выпуском флюида через колонну бурильных труб на поверхность.

Техническая характеристика трубной головки приведена ниже.

Наружный диаметр головки, мм ....146

Высота, мм 500

Допустимая нагрузка на растяжение при коэффициенте запаса прочности 1,3, кН . ..1400

Внутреннее давление, МПа 50

Внутреннее проходное сечение, мм. ..30

Масса, кг 12

Контрольная головка-вертлюг (рис. VII.4) представляет собой переводник 1, соединенный с аварийным краном высокого давления 2, который закрывают только в аварийных случаях. Переводник 1 устанавливается на подвесной патрубок, изготовляемый из УБТ, который подсоединяется к верхней трубе колонны бурильных труб. Аварийный клапан через шарнирный угольник 4 с быстросъемными соединениями 3 на концах связан с патрубком 5. К патрубку 5 крепится замерная крестовина 6, имеющая два отвода с кранами высокого давления 7 для показывающего манометра 8 и отбора проб пластового флюида в процессе испытания. Ниже крестовины расположен аварийный кран высокого давления с соединительными переводниками 3.

Контрольную головку-вертлюг изготовляют на базе узлов гидравлической обвязки цементировочных агрегатов ЦА-500.

Головка-вертлюг обеспечивает контроль за интенсивностью притока, установку на устье скважины манометра, кранов для отбора проб, счетчиков дебитомеров, позволяет осуществлять проворот инструмента при закрытии запорно-поворотного клапана, проворот и расхаживание инструмента в аварийных ситуациях без отсоединения манифольда, подсоединение цементировочных агрегатов.

Варианты обвязки устья

Существуют два варианта обвязки устьевых головок при испытании: самостоятельная обвязка и обвязка через превенторные манифольды.

Самостоятельная обвязка используется при испытаниях в неглубоких скважинах с хорошо изученным разрезом, где не ожидаются интенсивное проявление и высокое давление на устье. Такие способы обвязки устьевой головки также применяют при планировании непродолжительных во времени испытаний разведочных скважин (в том числе и глубоких скважин), когда допускают поступление небольшого объема пластовой жидкости только в нижнюю часть бурильной колонны объемом не более 1—2 м3. При этом об интенсивности поступления пластовой жидкости на поверхности судят по характеру вытеснения через устьевую обвязку предварительно залитой в трубы жидкости.

В тех же случаях, когда планируется работа с выпуском пластовой жидкости через бурильные трубы на поверхность, обязательно необходимо производить обвязку устьевой головки с использованием превенторного манифольда. Особенно это касается операций, когда испытываются газовые или газоконденсатные пласты.

При самостоятельной обвязке устьевой головки 1 выходные каналы крестовины подсоединяются с помощью быстросъемных соединений, шарнирных колен и трубок высокого давления 6 к штуцерной батарее и цементировочному агрегату ЦА (рис. VII.5, а).

От штуцерной батареи прокладывается самостоятельная выкидная линия 12 длиной не менее 50 м в подветренную сторону от буровой. В конце линии необходимо предусмотреть установку замерных емкостей 13.

К одному из отводов тройника подсоединен манифольд, связанный с цементировочным агрегатом, к другому — секция пробоотборника 8 с показательным манометром и вентилем для взятия пробы жидкости или газа.

- Штуцерная батарея состоит из двух линий, которые могут поочередно включаться в работу по мере необходимости. В каждой линии устанавливается штуцерная камера, которая через краны высокого давления с помощью патрубков и накидных гаек подсоединяется к манифольду, идущему от устьевой головки, и к выкидной линии. В штуцерные камеры ввинчивают штуцера диаметром 6 и 8 мм.

Приведенная схема обвязки устьевой головки может применяться, если условия операции дают возможность проводить исследование продолжительностью не менее 1 ч. В тех же случаях, когда условия испытания не позволяют проводить длительное исследование или при целевом проведении работы, например, испытании цементных мостов и обсадных колонн на герметичность, можно ис- полнзовать упрощенную обвязку устьевой головки, состоящую из одной штуцерной линии (см. рис. VII.5, б).

Устьевая головка и гибкий металлический манифольд после сборки опрессовываются на полуторакратное давление по сравнению с ожидаемым давлением на устье. В процессе проведения испытания замеряют дебит при различных диаметрах штуцера и изменение давления на устье скважины, а через вентиль иробоотборной камеры периодически отбирают пробы жидкости и газа.

В рассмотренных схемах отвод поступающей жидкости при притоке и нагнетание жидкости цементировочным агрегатом для создания давления, необходимого для открытия циркуляционного клапана после завершения испытания, производятся через манифольд, не связанный с превенторной обвязкой. Обратная циркуляция после открытия отверстий циркуляционного клапана осуществляется заливкой в кольцевое пространство скважинной промывочной жидкости, кото-

Рис. VI 1.5. Схема самостоятельной обвязки устья при исследовании скважины продолжи-тельностью:

л — >60 мин; б — <60 мин. /—устьевая головка; 2— элеватор; 3 — контрольный отвод; 4 — стол ротора; 5 — превенторы; 6 — линия, составленная из быстросъемных соединений, шарнирных колен и трубок высокого давления; 7 — тройник; 8 — секция пробоотборника; 9 — краны высокого давления; 10 — штуцерная камера; И — цементировочный агрегат; 12 — выкидная линия; 13 — замерная емкость; 14 — амбар

рая за счет большой плотности замещает залитый и поступивший флюид в трубах до полного их вытеснения.

Обвязка устья через ведущую трубу. Если в процессе вскрытия испытываемого интервала не наблюдалось никаких нефтегазопроявлений и по аналогии с соседними скважинами их не ожидается при испытании, обвязку устья скважины можно производить посредством квадратной штанги (рис. VII.6).

При испытании через ведущую трубу весь глинистый раствор должен быть удален из шланга и стояка, и, кроме того, шланг должен быть продут сжатым воздухом для удаления глинистого раствора из соединительного колена стояка в верхней его части.

В этом случае перекрывается пусковая задвижка от манифольда к стояку, и стояк соединяется с выкидными линиями превенторов или обвязывается самостоятельным выкидом. На конце выкидной линии устанавливается замерное устройство.

Колонны для переключения позиций запорного клапана вращаются ротором, как и при бурении, с помощью квадратных клиньев.

Приведенная схема обвязки устья имеет следующие недостатки: не обеспечивает должного уровня противоаварийной безопасности при испытании пластов с давлением, превышающим допустимое для вертлюга и шланга, затрудняет контроль интенсивности притока жидкости, особенно при слабом притоке, 128

которая, прежде чем поступить к выкидной линии, должна пройти через разветвленную обвязку буровой установки, отсутствуют профилактические мероприятия по предупреждению гидратообразования в бурильных трубах в процессе испытания.

Обвязка устьевой головки через превенторный манифольд позволяет проводить продолжительные испытания с отработкой пластовым флюидом на устье. На рис. VII.7 приведена типовая схема обвязки устья скважины через линии древенторного манифольда. В ней гибкий трубопровод, состоящий из шарниров- угольников и труб высокого давления, соединяет устьевую головку с жестко закрепленными линиями превенторного манифольда. При этом гибкий трубопровод к одной из отводных линий превентора может быть подсоединен как

Рис. VI 1.6. Схема обвязки устья через ведущую трубу:

1 — вертлюг; 2 — ведущая труба; 3 — квадратные клинья; 4 — стол ротора; 5 — превенторы: 6 — стояк; 7 — краны высокого давления; 8 — тройник; 9 — цементировочный агрегат; 10, 11 — выкидные линии; 12 — амбар

непосредственно к свободной задвижке, связанной с крестовиной на отводной линии, так и с помощью дополнительного трубопровода, выведенного из-под буровой и заканчивающегося быстросъемным соединением, которое закрыто заглушкой в процессе бурения.

Пластовый флюид через гибкий трубопровод и вспомогательную линию отводится на безопасное расстояние от скважины, где через замерную емкость сбрасывается в амбар. Контроль за выходом воздуха, характеризующего интенсивность притока, при заполнении труб жидкостью не до устья можно производить с помощью контрольного отвода, подсоединенного через второй кран высокого давления непосредственно на устьевой головке. Можно также контролировать приток жидкости по выходу воздуха в конце выкидной линии, если по каким-либо причинам это трудно сделать с помощью контрольного отвода на устье (например, из-за затруднений при открытии и закрытии крана высокого давления, который может быть расположен очень высоко над устьем).

Цементировочный агрегат для выполнения операций открытия циркуляционного клапана и обратной промывки подключается через боковой отвод линии превентора.

Иногда при испытании по приведенной схеме не совсем удобно следить за интенсивностью вытеснения жидкости из бурильных труб по данным поступления ее в конце сбросовой линии с одновременным замером давления на устье скважины. В этих случаях используют схему обвязки с параллельным подключением гибкого трубопровода к жесткому превенторному манифольду и отдельно к близко р.асположенному к буровой цементировочному агрегату. Тогда можно одновременно регистрировать изменение устьевого давления и объемы по-

ступления жидкости во времени путем отбора вытесняемой жидкости в замерные емкости цементировочных агрегатов. При этом по мере заполнения емкости агрегата жидкость из' нее через специально проведенную сбросовую линию или через линии превенторного отвода сбрасывается в амбар.

По мере вытеснения залитого флюида и появления на поверхности признаков нефти или газа, если не предусмотрена отработка на устье пластовым флюидом, испытание прекращают, закрывают запорно-поворотный клапан для записи кривой восстановления давления и, если технически возможно, то в процессе закрытого периода испытания открывают циркуляционный клапан и заме-

Рис. VI 1.7. Схема обвязки устья через превенторный манифольд:

1 — быстросъемное соединение; 2— линия глушения; 3—быстросъемный штуцер; 4— манометр; 5 — превентор; 6 — стол ротора; 7 — элеватор; 8 — устьевая головка; 9 — линия быстросъемных соединений; 10 — тройник; 11 — амбар; 12 — краны высокого давления; 13 — крестовина; 14 — регулируемый штуцер; /5 — выкидная линия; 16 — сепаратор; /7— линия выхода газа на поверхность; 18 — замерная емкость; А — направление к отстойной камере и в желоба

щают залитую и поступившую в бурильные трубы жидкость скважинным глинистым раствором. Если же забойные клапаны не позволяют «срезать» шпильку циркуляционного клапана из-за нарушения процесса записи кривой восстановления давления (испытатель пластов типа МИГ не позволяет производить указанную операцию из-за возможного срыва гильзы уравнительного клапана и открытия уравнительного клапана испытателя при создании давления в трубах выше давления в подпакерной зоне и тем более — выше гидростатического), то обратную циркуляцию следует осуществлять после записи кривой восстановления давления. Однако последнее не всегда осуществимо, так как поступивший или выделившийся из нефти газ продолжает поступать на устье и «выбрасывать» раствор из труб, что затрудняет контроль за надежностью закрытия скважины. Кроме того, создается опасность значительного опорожнения бурильных труб и возможность смятия их, если перепад давления окажется выше допустимого.

Поэтому обычно при больших отборах пластовой жидкости сразу же после завершения второго периода испытания при работе с оборудованием МИГ приходится срывать пакер, открывать циркуляционный клапан и обратной циркуляцией сразу же замещать поступивший в трубы флюид.

При планировании испытаний с отработкой пластовым флюидом на устье необходимо предусмотреть монтаж на сбросовой линии трапной установки для выделения газа из поступающей смеси, отвод его на безопасное расстояние и сжигание.

Приведенная схема испытания с отработкой пластовым флюидом на поверхности по существу позволяет осваивать скважину в процессе ее бурения, т. е. производить временное заканчивание скважины. Поэтому и поверхностное оборудование может быть использовано то же, что и при освоении законченных бурением скважин.

Кроме рассмотренных применяется также схема жесткой обвязки устья с -использованием в качестве устьевой головки вертлюга ВШ-14-160 (рис. VII.8) [16]. й .

В данной схеме для перекрытия скважины на верхнюю трубу бурильной колонны устанавливают шаровой кран. Линия от вертлюга до отвода превептор-

Рис. VI1.8. Схема жесткой обвязки устья:

# —задвижка; 2— тройник, 3 —кованый угольник; 4— шарнирный элемент; 5 — вертлюг; 6 — шаровой кран; 7 — трубка высокого давления; 8 — превенторы, 9 — ротор; 10 — стояк

ной обвязки собирается из четырех шарнирных элементов и трех труб длиной 3—4 м, диаметром 73—89 мм и с толщиной стенки 7—9 мм. Шарнирные элементы и трубы манифольда соединяются между собой с помощью фланцев со стальными уплотнительными кольцами. Используемые шарнирные элементы берут из обвязки цементировочных агрегатов ЦА-320, Азинмаш-30 и т. д. Вместо быстросъемных соединений навинчивается фланец, для обеспечения герметичности которого на резьбу наносится смазка ЦС-1 или эпоксидная смола.

Вертлюг, шаровой кран и верхняя бурильная труба компонуются в виде отдельной сборки на мостках.

Жесткий манифольд собирается отдельно, после чего крепится к вертлюгу. Эта компоновка опрессовывается на полуторакратное ожидаемое давление на устье, поднимается на талевой системе и соединяется с колонной бурильных труб.

Данная схема обвязки устья рекомендуется для испытания газовых и газоконденсатных скважин с отработкой на устье. Для предупреждения возможного гидратообразования бурильные трубы заполняются буровым раствором хлористого кальция из расчета создаваемой депрессии на пласт.

Приведенные схемы компоновки устья скважины наземным оборудованием и обвязки устьевой головки трубопроводами наиболее часто применяются на практике.

При выборе тех или иных схем устьевого оборудования за исходные принимаются ожидаемые устьевые давления и величины планируемых отборов- жидкости.

Обычно сведения о давлении и интенсивности притока получают по результатам кратковременных (непродолжительных) предварительных исследований или по данным испытания соседних скважин, пробуренных на те же отложения.

Далее порядок оснастки устья зависит от выбранного способа проведения операции — с заливкой жидкости до устья или частичной; от выбранной компоновки и установленных узлов в сборке испытательного оборудования, где существенным является способ управления клапанами — вертикальным перемещением или вращением; от типа циркуляционного клапана, управляемого гидравлически или механически; от способа опоры хвостовика на забой или на стенки скважины. Варианты компоновки испытательного оборудования и способы управления ими определяют, насколько вероятно возникновение осложнений (например, прихват хвостовика), устанавливают характер манипуляций на поверхности устьевой головки (необходимость ее вращения, величина вытяжки инструмента и т. д.).

В ряде случаев определяющим при выборе устьевых обвязок является наземное расположение буровой, ее подсобных помещений, типы отводных линий превенторов, а также рельеф местности, окружающей скважину.

Приведенные варианты устьевой обвязки скважины рекомендуются в качестве исходных при планировании испытаний и могут изменяться в соответствии с учетом конкретных геолого-технических условий проводки скважины и наземного расположения оборудования.

СПОСОБЫ СОЗДАНИЯ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

Депрессия, создаваемая на пласт при испытании, является одним из главных технологических параметров процесса испытания, определяющих успешность операции.

Бурильные трубы заливаются частично или до устья облегченной жидкостью* (водой) либо частично заливаются скважинной жидкостью повышенной плот-

Рис. VII.9. Распределения давления рс (а) и напряжения смятия асм (б) по- глубине спуска колонны бурильных труб:

рг — гидростатическое давление; рт в, Рт гр — трубное давление при заливке соответственно водой и глинистым раствором; сГсм-вг^см гр ~ напряжения смятия при заливке труб соответственно' водой и глинистым раствором, Н3 в, #а гр — глубина заливки труб соответственно водой и глинистым раствором;

Арп — перепад давления на пакере

ности, с помощью которой вскрывали пласт. Иногда при аномально высоких пластовых давлениях, бурильные трубы заливаются комбинированно в нижней части — утяжеленной промывочной жидкостью, в верхней — до устья водой.

Поскольку давление в трубах меньше пластового, то при сообщении внутренней полости труб с подпакерной зоной после установки пакера в скважине в них начинает поступать пластовая жидкость.

При выборе способа заливки труб облегченной жидкостью (водой), скважинной промывочной жидкостью или комбинацией этих составов необходимо учитывать следующие факторы.

Промывочная жидкость (глинистый раствор) имеет преимущество перед водой благодаря тому, что она является коллоидной системой и, обладая структурными свойствами, в ней менее растворяется поступающий газ и замедленнее (в 3—4 раза дольше, чем через воду) мигрирует через нее на поверхность.

Рис. VII.10. Графики измерения давления рс (а) и объема поступившей жидкости V (б) при заливке бурильных труб глинистым раствором (Z) и водой (//):

О, 1, 2, 3, 4 — состояния притока; vB, vr р, уп— удельные веса воды, глинистого раствора и поступившей смеси

Таким образом создаются более благоприятные условия для определения истинного объема и состава поступившей жидкости.

Промывочная жидкость обладает смазывающими свойствами, поэтому менее вероятны пропуски жидкости из затрубного пространства в трубное через замки бурильных труб.

При создании одной и той же депрессии при заливке труб водой колонна бурильных труб находится в менее напряженном состоянии, чем при заливке утяжеленной промывочной жидкостью, так как сминающие усилия в средней части колонны для воды меньше (рис. VII.9).

Так как для создания депрессии необходимо залить большее число труб

Рис. VII.11. Номограмма для определения способов создания депрессии на пласт:Рис. VII.11. Номограмма для определения способов создания депрессии на пласт:№ кривой на рисунке . . . Депрессия, МПа . . . . № кривой на рисунке . . . Депрессия, МПа . . . .№ кривой на рисунке . . . Депрессия, МПа . . . . № кривой на рисунке . . . Депрессия, МПа . . . .1 2 3 4 5 620 15 10 9 8 77 8 9 10 И 126 5 4 3 2 11 2 3 4 5 620 15 10 9 8 77 8 9 10 И 126 5 4 3 2 1

Рис. VII.11. Номограмма для определения способов создания депрессии на пласт:

Рис. VII.11. Номограмма для определения способов создания депрессии на пласт:

№ кривой на рисунке . . . Депрессия, МПа . . . . № кривой на рисунке . . . Депрессия, МПа . . . .

№ кривой на рисунке . . . Депрессия, МПа . . . . № кривой на рисунке . . . Депрессия, МПа . . . .

1 2 3 4 5 6

20 15 10 9 8 7

7 8 9 10 И 12

6 5 4 3 2 1

1 2 3 4 5 6

20 15 10 9 8 7

7 8 9 10 И 12

6 5 4 3 2 1

водой, чем промывочной жидкостью, то при притоке на поверхности раньше появится вытесняемая вода и создадутся более благоприятные условия для последующего контроля и регулирования процесса испытания по характеру поступления жидкости на устье, чем при вытеснении глинистого раствора.

При ^ испытании пластов с низкими пластовыми давлениями при заливке труб водой, помимо отмеченного выше, более вероятно проведение качественного испытания с получением большего объема — пластового флюида. Это видно из рис. VII.10. В период t0—Л процессы притока протекают одинаково, однако с момента вытеснения жидкости (воды) на поверхность интенсивность притока в первом случае резко возрастает, а во втором продолжает снижаться и приток может вообще прекратиться при условии

(VII. 1)(VII. 1)Нз?з 4- (я — я3)уп > рпл.

(VII. 1)

(VII. 1)

где Н, Н3 — глубина скважины, высота столба залитой жидкостий у3, уп — удельные веса залитой и поступившей жидкостей.

Тогда бесполезно закрывать скважину для записи КВД, так как давление в трубах достигает статического уровня (равно пластовому).

Во многих случаях для создания депрессии на пласт, равной 10—20 МПа, достаточно заполнить трубы водой, причем возникают самые предпочтительные условия для контроля за процессом притока и управления режимами испытания.

При этом можно снизить ударные нагрузки на пакер и хвостовик, связанные с резким открытием клапана испытателя и мгновенной передачей депрессии на пласт, путем «плавного запуска» скважины: на устье перед посадкой пакера создается давление агрегатом, равное или близкое к перепаду давления на пакере, затем устанавливается пакер в скважине и снижением давления на устье осуществляются постепенное соз

дание депрессии на пласт и вызов при-

тока из него.

Для контроля за процессом испытания иногда целесообразно идти на снижение депрессии на пласт до 10 МПа (иногда 7—5 МПа), но при этом необходимо увеличить время исследования объекта.

Кроме того, возможность регулирования интенсивности притока изменением устьевого давления позволяет создать любые режимы притока, например поддерживать постоянным расход (дебит).

что требуется для точной оценки параметров пласта по записанной при закрытии скважины кривой восстановления давления, или же по мере проведения исследования изменять дебит по любому желаемому закону, если возникает необходимость изучить характер изменения давления при различных (но постоянных по величине) дебитах притока.

И, наконец, управление интенсивностью притока на поверхности исключает необходимость устанавливать в узлах испытательного оборудования штуцера, тем более штуцерные узлы.

Из всего сказанного следует, что в большинстве случаев предпочтительнее создавать депрессию на пласт заливкой бурильных труб водой. При этом не-

обходимо тщательнее произвести крепление бурильных труб с применением уплотнений, например, типа пенькового каната.

Приведенные на рис. VII. 11 зависимости, которые могут служить основой для выбора способа заливки бурильных труб, построены по формуле

Я = Др/?Б(ЛГа-1),(VII.2)

где Н — глубина скважины; Др— депрессия на пласт; ув— удельный вес воды; Да— коэффициент аномальности пластового давления, Ка=Рпл/Н^в.

Из рисунка следует, что:

для области / — чтобы создать депрессию на пласт, трубы необходимо заливать частично водой;

'2) для области // — при заливке труб водой до устья депрессия может быть

создана в пределах 5—10 МПа, такие испытания можно проводить при исследовании хорошо проницаемых объектов; при необходимости создания большей депрессии следует заливать трубы не до устья, а в соответствии с соотношением

я3 = (Рпл — Др)/?в;(vii.3)

для области III— при заливке воды до устья депрессия на пласт составит 10—20 МПа;

для области IV — требуется комбинированная заливка труб, чтобы создать депрессию 20 МПа.

Глава VIIIПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ К ИСПЫТАНИЮ

К подготовительным мероприятиям на скважине для проведения операций по испытанию пластов относятся работы по подготовке ствола скважины к испытанию: проработка ствола скважины и обработка промывочной жидкости, а в случае необходимости — забуривание зумпфа или установка цементного моста, а также исследовательские работы по изучению состояния ствола скважины с целью оценки возможной продолжительности пребывания инструмента на забое в неподвижном состоянии и определения возникающих сил трения при возвратно-поступательном перемещении колонны бурильных труб по стволу скважины.

ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К ИСПЫТАНИЮ

Ствол скважины должен обеспечить нормальное прохождение пакера при спуско-подъемных операциях испытательного оборудования. Посадки и затяжки должны быть исключены. В месте установки пакера участок ствола скважины должен быть ровным (без каверн).

Причинами возникновения затяжек или прихватов при испытании могут быть: прилипание бурильных труб над пакером при действии перепада давления со стороны скважины на пласт; скопление осадка на забое скважины в результате плохой промывки или обвала стенок скважины, сложенных слабоустойчивыми породами; сужение ствола скважины при взаимодействии промывочной жидкости с породами проницаемых пластов, набухание глин, выдавливание пластических пород в скважину; обвалы пород под пакером при создании резкой депрессии на пласт.

Проработка ствола скважины должна осуществляться, если при спускоподъемных операциях в период бурения возникали посадки и затяжки бурильного инструмента (превышающие 40 кН).

Обработка промывочной жидкости — приведение ее параметров в строгое соответствие с требованиями геолого-технического наряда — должна осуществляться при любых работах по испытанию скважин независимо от длительности операции и устанавливаемых депрессий на пласт. *

Скважину следует промыть в два — три цикла. В случае высокой плотности промывочной жидкости (1,6—2,0 г/см3), а также при наличии ее свариваемости» в среде высоких температуры и давления необходимо в интервал испытания закачать порцию термостойкого неутяжеленного глинистого (или какого-либо другого) раствора в объеме, в 2 раза превышающем объем скважины в интервале испытания.

Забуривание зумпфа следует осуществлять в тех случаях, если ствол скважины осложнен кавернами или сужениями, препятствующими нормальному прохождению испытательного оборудования с пакером по стволу, и имеется опасение, что такая ситуация будет сохраняться при вскрытии интервала испытания.

Забуривание зумпфа начинается за 5—10 м до кровли объекта, намеченного к испытанию, колонковым долотом, диаметр которого на 1—2 номера меньше диаметра основного ствола.

Установка цементного моста в открытом стволе скважины производится при необходимости испытания объекта, значительно удаленного от забоя скважи- нй (на 100—200 м и более), если отсутствует оборудование, позволяющее осуществлять селективное испытание на любом расстоянии от забоя скважины.

Мощность цементного моста должна быть не менее 50 м. Перед испытанием объекта с использованием хвостовика верхняя часть моста должна быть

проработана на 10—15 м до прочного камня. Устойчивость моста должна быть проверена максимально возможной нагрузкой, создаваемой бурильным инструментом.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ БЕЗОПАСНОГО ПРЕБЫВАНИЯИНСТРУМЕНТА НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ

При планировании операций с продолжительными периодами отбора жидкости из пласта и восстановления давления (более 5 ч) необходимо открытый ствол скважины проверять «на прихват».

Проверка на прилипаемость осуществляется после последней промывки скважины перед подъемом бурильного инструмента и приведением параметров промывочной жидкости в соответствие с геолого-технологическим нарядом.

Бурильный инструмент устанавливается на забое с разгрузкой по индикатору веса на 150—200 кН. Затем приподнимают инструмент на 3—5 м, записывая показания веса на крюке при отрыве инструмента от забоя и его подъеме. Эти контрольные замеры характеризуют подъем инструмента с забоя при полном отсутствии признаков прихвата.

Повторно разгружают инструмент на забое, оставляя его без движения в течение времени (15—30 мин), выбираемого исходя из данных о затяжках при бурении. Затем снова приподнимают инструмент на 3—5 м и вновь записывают показания индикатора веса. Если эти показания будут такими же, как и в первом случае, то проверку «на прихват» продолжают, увеличивая продолжительности циклов неподвижного пребывания инструмента на забое скважины на 20—30 мин. При отсутствии затяжек эту операцию продолжают до 3—5 ч.

Выбираемые продолжительности периодов притока или восстановления давления не должны превышать найденное указанным выше способом время безопасного пребывания инструмента на забое в неподвижном состоянии. Таким образом, поскольку для переключения режимов испытания колонна бурильных труб вращается для смены позиций запорного клапана при использовании оборудования типа КИИ или вертикального страгивания инструмента при использовании оборудования типа МИГ, то найденное время неподвижного пребывания инструмента на забое можно отнести к какому-либо одному периоду испытания.

Общее возможное время испытания

^о = ^б,(VIII. 1)

где п — число планируемых периодов; ^ — время безопасного (неподвижного) пребывания инструмента на забое скважины.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СИЛ ТРЕНИЯ И КОЭФФИЦИЕНТА ТРЕНИЯКОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ О СТЕНКИ СКВАЖИНЫИ ТЕХНИЧЕСКИХ КОЛОНН

При выборе величины разгрузки бурильных труб для передачи сжимающей нагрузки, необходимой для установки пакера в скважине, а также при определении вытяжки колонны бурильных труб для переключения позиций клапанов и смены режимов испытания необходимо учитывать силы трения колонны бурильных труб при вертикальных перемещениях и вращении о стенки скважины и технической колонны.

Силы трения Д(?тр определяют по показаниям индикатора веса после спуска колонны бурильных труб с испытательным оборудованием в скважину (не доходя 5—10 м до забоя). Для этого осуществляют несколько циклов подъема и опусканий инструмента на 10 м, медленно и по возможности с постоянной скоростью (1 м за 5—10 ё), при этом фиксируют несколько показаний по индикатору веса при ходе вверх и ходе вниз и находят средние значения этих показаний и их разность ДОтр.

Такой простой способ определения сил трения пригоден в случаях, если силы трения значительно меньше (находятся в пределах 10—20 кН) нагрузок.

необходимых для установки пакера в скважине и переключения позиций управляющих клапанов. Когда потери на трение соизмеримы с требуемыми нагрузками, то необходимо определять не абсолютные значения сил трения, а коэффициент трения колонны труб о стенки скважины, а затем с использованием его сделать оценку потерь передаваемой нагрузки на участке искривления нижней части колонны бурильных труб.

Коэффициент трения определяют по следующей методике. При планировании испытания необходимо провести инклинометрические замеры углов искривления скважины, если последние не проводились. По данным зенитных и азимутальных углов искривления скважины находятся силы трения по следующей схеме./

В процессе первого рейса после проведения инклинометрических замеров определяют вес бурильного инструмента в жидкости G. Для этого перед наращиванием свечи долото приподнимают над забоем на 4—5 м и медленно 41 оборот за 3—5 с) проворачивают колонну бурильных труб, пока не будет найдено среднее показание веса по гидравлическому индикатору или не зафиксируется соответствующий участок на индикаторной диаграмме.

Осуществляют несколько циклов подъема и опусканий инструмента на 10 м, медленно и по возможности с постоянной скоростью. Фиксируют несколько показаний по индикатору веса при ходе вверх и ходе вниз и определяют средние значения этих показаний и их разность ДО.

Рассчитывают силу вязкостного трения:

Afp = 2nL(dH— 6)Тст,(VIII.2)

-где Тст — статическое напряжение сдвига промывочной жидкости; L, t/H6 —длила колонны, наружный диаметр и толщина стенки колонны труб.

В случае многосекционной колонны значение Vp вычисляют для каждой секции в отдельности и затем суммируют.

Определяют суммарную силу прижатия колонны труб к стенкам скважины при ходе вверх и ходе вниз, пользуясь данными о геометрии ствола скважины:

^p-J^sinai 1 +,(VIIL3)

Z=1L \/ J

где п — число интервалов замера кривизны; qi, Oi, Дфг — соответственно вес 1 м труб, зенитный угол искривления, разность азимутальных углов искривления на концах участка h колонны бурильных труб.

Находят коэффициент трения

,ДО — N»

Ар= ——5— .(VIH.4)

^qtliSinat 1-H 180 ) ‘ 2 i=il \j

При расчетах в формулу (VIII.4) с учетом облегчения раствора в среде необходимо вместо gi поставить qi=qto^—Yp/Ym). где ур, ум — удельные веса бурового раствора и металла.

ВЫБОР ИНТЕРВАЛА ИСПЫТАНИЯ

Интервал испытания — это участок ствола скважины, находящийся между пакером и забоем скважины при проведении операций с опорой на забой или между двумя пакерами при селективном испытании.

При выборе интервала испытания следует стремиться к тому, чтобы вся эффективная мощность проницаемой части пласта, найденной по результатам геолого-геофизических исследований, находилась в пределах этого интервала.

Оптимальным интервалом испытания является интервал, равный эффективной мощности пласта-коллектора. При этом при испытании с опорой на забой

пакер устанавливают непосредственно в кровле продуктивного пласта, а при селективном испытании — в кровле и подошве пласта.

Если же по геолого-техническим причинам невозможно установить пакер непосредственно в кровле пласта, например из-за недостаточной прочности и устойчивости пород в этой части ствола скважины, пакер следует располагать выше кровли продуктивного пласта, Для этого по кавернограмме выбирается такой близлежащий к кровле пласта ненарушенный участок, в пределах которого отсутствуют каверны.

Однако увеличение интервала испытания в случае исследования слабопроницаемых пластов или проницаемых пластов, подверженных глубокому загрязнению, когда не ожидается притоков высокой интенсивности, приводит к снижению вероятности поступления представительной пробы в бурильные трубы.

Кроме того, с увеличением интервала испытания, а следовательно, с ростом объема подпакерного пространства, повышается влияние послеприточного эффекта, искажающего кривую восстановления давления. В результате возникают затруднения при интерпретации параметров пласта по данным записи давления после закрытия скважины.

Оптимальными, с точки зрения несущей способности хвостовиков, возможности получения представительных проб пластового флюида и качественных диаграмм давления, являются интервалы испытания в пределах 10—30 м (не более 50 м). В тех случаях, когда условия испытания требуют установки пакера на расстоянии более 50 м от забоя скважины, необходимо предусмотреть возможность увеличения продолжительности периодов притока и восстановления давления для получения большего объема притока жидкости из пласта и кривых восстановления давления, пригодных для обработки. Кроме того, необходимо проверить устойчивость длинного хвостовика, собранного из бурильных труб, на статическую и динамическую прочности и в случае необходимости заменить их более прочными утяжеленными бурильными трубами.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА УСТАНОВКИ ПАКЕРА

Ориентируясь на выбранный интервал испытания, можно определить глубину установки пакера Ни.

Необходимо учитывать, что расположить пакер точно в соответствии с найденной величиной Ни по данным геофизических исследований не всегда удается из-за погрешности замеров глубины скважины каротажным кабелем и бурильными трубами. Эту величину погрешности в замеров можно вычислить по формуле

8=(йк-^р)/Ак.(VIII.5)

где йю Атр — глубина скважины соответственно по каротажному замеру и замеру бурильных труб.

Поэтому при определении места установки пакера Н^ необходимо ориентироваться не на точную глубину Ни, а на некоторый интервал в пределах выбранной глубины пакеровки, т. е.

Нф = Ни±бНп.(VIII. 6)

В связи с этим по кавернограмме выбирают такой «ровный» участок, находящийся выше продуктивного пласта, длина которого превышает длину возможного расположения пакера в стволе скважины вследствие неточности замеров длины кабеля и бурильных труб. Минимальная длина «ровного» участка / определяется по формуле

/ = 8Яп + 2.(VIII.7)

Чем точнее будет замерена длина колонны бурильных труб, тем меньше будет величина относительной погрешности замера глубины установки пакера каротажным кабелем и бурильными трубами.

Значения минимальной длины интервала для установки пакера приведены 8 табл. VIII.L

Таблица VIII. 1

Минимальная длина интервала для установки пакера

Глубина установки пакера, м

Минимальная длина интервала для установки пакера в м при погрешности замеров

0,001

0,002

0,003

0,004

0,005

<500

2,5

3,0

3,5

4,о

4,5

1000

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

1500

3,5

5,0

6,0

8,0

9,5

2000

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

2500

4,5

7,0

9,5'

12,0

14,0

3000

5,0

8,0

11,0

14,0

17,0

3500

5,5

9,0

12,5

16,0

19,5

4000

6,0

10,0

14,0

18,0

22,0

4500

6,5

11,0

15,5

20,0

24,5

5000

7,0

12,0

17,0

22,0

27,0

5500

7,5

13,0

18,5

24,0

29,5

^000

8,0

14,5

20,0

26,0

32,0

Если по кавернограмме не удается найти «ровного» участка длиной /п, то необходимо для надежной установки пакера применить метод точной привязки.

Можно выбрать интервал установки пакера и на основе метода точной привязки, заключающегося в следующем. Кавернометрию (профилеметрию) и каротажные замеры следует проводить одним и тем же подъемником. После этих работ спускаются бурильные трубы с воронкой так, чтобы последняя находилась на 15—20 м выше выбранного места установки пакера. Затем спускается каротажный зонд через бурильные трубы и делается каротажная запись участка открытого ствола скважины ниже труб. Таким образом определяется положение воронки относительно каротажной записи разреза скважины, и по этим данным рассчитывается длина хвостовика. По этому методу отклонение глубины установки пакера от выбранной не превышает 0,5 м.

Другой способ точной привязки связан с фиксированием магнитным локатором местоположения всех замковых соединений труб, спущенных для подготовки скважины к промыслово-геофизическим исследованиям. Сопоставлением диаграмм магнитного локатора и каротажа уточняется длина колонны труб и определяется «площадка» для установки пакера.

При испытании пластов с опорой на стенки скважины следует применять способ контроля точности установки пакера, разработанный ВНИИНПГ, который заключается в следующем.

В компоновке испытательного оборудования устанавливается репер. При спуске испытатель за 50—75 м до предполагаемого интервала испытания и места пакеровки, выбранного по кавернограмме (профилеграмме), производят запись кривой магнитной локации замковых соединений и отбивку репера по кабелю. По замерам уточняют длину труб и расстояние до места установки пакера. Точность привязки испытываемых пластов обеспечивается комплекси- рованием магнитного локатора с прибором гамма-каротажа, диаграмма которого сопоставляется с ранее записанной.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОПЕРАЦИИ t ПО ИСПЫТАНИЮ скважины

Информация для выбора режимов испытания технологической схемы и оборудования должна включать в себя следующие данные: цель проведения операции (испытание, опробование) и перечень требуемых гидродинамических характеристик; конструкцию скважины и компоновку бурильных труб; диаметр скважины в интервале испытания, наличие сужений или расширений ствола выше интервала испытания; тип и плотность промывочной жидкости в скважи-

не; удаление крови пласта 'от забоя скважины; забойные давление и температуру; наличие во вскрытом разрезе проявляющих и поглощающих горизонтов, расположенных ниже исследуемого пласта; состояние ствола скважины (устойчивость, кавернозность пород) и время безопасного пребывания инструмента на забое скважины в неподвижном положении; ориентировочные параметры пласта (пластовое давление, гидропроводность, проницаемость, наличие скин-эффекта).

В зависимости от времени безопасного пребывания инструмента на забое скважины условия для испытания можно разбить на три категории: 1) хорошие — испытательный инструмент держится на забое в неподвижном положении более 2 ч; 2) нормальные — от 1 до 2 ч; 3) осложненные — от 0,5 до 1 ч.

Если продолжительность пребывания инструмента в неподвижном состоянии будет менее 30 мин, то из-за опасности возникновения осложнений и аварий такие скважины испытывать нецелесообразно.

Глава IX

ПЛАНИРОВАНИЕ ИСПЫТАНИЯ

ЦЕЛЬ ИСПЫТАНИЯ

Основная цель испытания скважин в процессе бурения — оперативное, своевременное обнаружение и изучение перспективных нефтяных и газовых гори-- зонтов в открытом стволе скважины сразу после вскрытия их долотом, определение их нефтегазоводонасыщенности и гидродинамических характеристик, пластов и оценка ожидаемых продуктивных показателей скважины при пуске- ее в работу и, таким образом, решение вопроса о целесообразности заканчивания скважины спуском эксплуатационной обсадной колонны.

Для определения характера насыщения пласта необходимо обеспечить вызов кратковременного притока жидкости в скважину и отбор представительного объема пластовой пробы. Выполняется это изоляцией продуктивного горизонта пакерующими элементами, спущенными в скважину на бурильных трубах, и созданием с помощью соответствующей системы клапанов депрессии на пласт — сообщением подпакерной (или межпакерной — если испытание проводится селективно с помощью двух пакеров) зоны С внутренней полостью пустых или частично заполненных бурильных труб.

Представительный образец пластовой пробы — это такой минимальный объем поступившей пластовой жидкости, при отборе которого из бурильных труб» можно надежно и однозначно определить тип насыщения пласта: нефтью, газом, газоконденсатом, водой или смесью этих продуктов (величина этого объе.- ма в среднем составляет 1,0—1,5 м3).

Если испытание проводится в условиях большого объема подпакерного пространства, то для получения представительного образца пластовой жидкости в. трубах необходимо, чтобы в скважину поступила Жидкость из пласта объемом: не менее

И=1 + Ип, (IX. 1>

где Гп — объем подпакерного пространства, м3.

Если при испытании не удается отобрать указанные объемы пластового флюида, т. е. нельзя оценить «прямо» тип насыщения, то качественная оценка насыщенности пласта может быть сделана по косвенным показателям (например, по наличию углеводородов в отобранной пробе и его компонентному составу; наличию хлоридов и их массовому содержанию, указывающих на приг- сутствие пластовых вод и т. д.).

Гидродинамические параметры пласта определяются по данным регистрации- глубинными манометрами забойного давления при поступлении жидкости из. пласта — кривых притока и после остановки скважины — кривых восстановления давления.

В результате интерпретации кривых давления определяют величину пластового давления, проницаемые свойства пласта, степень загрязнения пласта в- призабойной части скважины, на основе которых решается вопрос об ожидаем мых продуктивных характеристиках выявленных перспективных пластов после- спуска эксплуатационной колонны.

По данным интерпретации кривых восстановления давления иногда можно установить наличие проницаемого пласта коллектора в разрезе скважины, несмотря на слабоинтенсивный приток (или полное отсутствие притока) в открытом периоде испытания.

В некоторых случаях, даже при отборе представительного объема нефти » газа, по результатам интерпретации кривых восстановления давления можно выявить, что пласт, хотя и является проницаемым, но его проницаемая область, охватывает только небольшую линзовидную часть залежи.

Таким образом, при планировании испытания необходимо выбирать рацио- «альные режимы как отбора жидкости из пласта, так и регистрации кривых восстановления давления, в результате чего может быть получена информация, достаточная для оценки промышленной значимости испытанного объекта.

Информация, получаемая при испытании скважин, включает следующие сведения о пласте и его гидродинамических характеристиках- 1) тип насыщающего пласт флюида; 2) начальное пластовое давление; 3) проницаемость удаленной части пласта; 4) проницаемость прискважинной части пласта, 5) радиус загрязнения пласта; 6) скин-эффект, 7) радиус исследований пласта, 8) наличие и расстояние до резких неоднородностей пласта (возможный вид неоднородности), 9) истощаемость пласта в области исследований, 10) наличие остаточной «репрессии» в призабойной части пласта; 11) способность пласта самоочищаться.

Из отмеченных показателей первые восемь могут быть определены на основе одноциклового испытания, а для получения всего объема информации (1—11) веобходимо проведение испытания не менее как в два цикла, в результате чего можно проследить за динамикой изменения пластового давления и скин-эф- -фекта.

Очевидно, получение максимально возможного объема информации о пласте может быть достигнуто при осуществлении многоциклового испытания (практически достаточно два, максимум — три цикла испытания) и установлении таких продолжительностей периодов притока и восстановления давления, при которых обеспечивается охват максимально возможной области исследования пласта.

Таким образом, основными показателями (режимными параметрами), определяющими объем у качество получаемой информации о пласте, являются депрессия, передаваемая на пласт, и время проведения испытания.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

Для вызова притока жидкости из пласта при испытании на забое скважины устанавливается давление меньше пластикового давления. Это осуществляется путем сообщения внутренней полости пустых или частично заполненных •бурильных труб с подпакерной зоной открытием впускного клапана испытателя. Разность возникающего перепада давления между давлением в Пласте и на забое скважины называется депрессией на пласт. Чем больше депрессия передается на пласт, тем большей интенсивности можно ожидать приток жидкости из пласта а, следовательно, за непродолжительный период времени отбора пластового флюида можно получить достаточную для однозначной оценки типа насыщения пласта пробу пластовой жидкости.

При увеличении депрессии на пласт создаются благоприятные условия для глубокого дренирования пласта и после закрытия скважины записи качественной, пригодной для математической обработки кривой восстановления давления. Кроме того, при высоких депрессиях (особенно при «резкой», мгновенной передаче на пласт депрессии) возможно устранение загрязнения пласта, вымывание глинистых частиц и фильтрата, подключение слабопроницаемых участков ■пласта к работе, возможен также разрыв пласта, в результате чего появляются высокопроницаемые трещины в призабойной части пласта.

(IX.2)(IX.2)Поэтому, исходя из гидродинамических условий, всегда необходимо планировать испытания по возможности с установкой максимально возможных депрессий на пласт. В пределе максимальная депрессия на пласт равна пластово- ыу давлению

(IX.2)

(IX.2)

kpmax — Рпл*

При испытании неглубоко залегающих проницаемых пластов, когда позволяют технические возможности колонн бурильных или насосно-компрессорных труб (глубины скважин до 1000 м); в скважину спускают пустые трубы, и тогда условие (IX.2) полностью удовлетворяется.

При испытаниях глубоких скважин ряд ограничений геолого-технического щорядка не позволяет устанавливать максимально возможную депрессию на

пласт. В этих случаях депрессия на пласт выбирается исходя из следующих условий: доцустимой прочности бурильных труб против наружного сминающего давления; устойчивости пакеровки и прочности резинового элемента пакера, допустимой прочности хвостовика, воспринимающего значительные гидравличе- ские^нагрузки, достигающие 1000 кН и более при больших депрессиях на пласт; устойчивости пород, слагающих испытываемый интервал (при наличии в интервале испытания слабо сцементированных песчаников депрессию следует ограничивать до 10—12 МПа); возможного блокирования призабойной част» пласта, вызванного выделением газа из нефти при невысоких давлениях насыщения или выпадением конденсата в пласте при глубокой депрессии: эта

Рис. IX.1. Графики вероятности получения притока от депрессии на пласт (а) и отношения депрессии к репрессии (б), а также ожидаемой относительной продуктивности скважины № кривой на рисунке ....128

Относительная продуктивность, м3/(с/ТПа-м) 20—5050—100100—300

резко снижает проницаемость пласта и возможность притока жидкости в скважину.

Нижний предел установления минимальной депрессии на пласт определяется возможностью получения притока из пласта. Исходя из статистических анализов испытания скважин выявлены следующие зависимости вероятности получения притока из пласта при времени притока не менее 30 мин от депрессии, создаваемой на пласт, и ожидаемой относительной продуктивности скважины (рис. 1Х.1,а). На этом же рисунке приведены данные о вероятности получения притока в зависимости от соотношения депрессии, создаваемой на пласт, к репрессии, при которой пласт вскрывается. Чем больше была репрессия на пласт> тем большую депрессию следует создавать. Как видно из рис. IX. 1,6, необходимо, чтобы депрессия превышала репрессию не менее чем в 2,5—3 раза.

Приведенные зависимости следует использовать для выбора минимально- допустимой депрессии на пласт.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПЕРИОДОВ ИСПЫТАНИЯ

Максимально возможное время испытания

При отсутствии технических ограничений по времени пребывания испытательного инструмента на забое скважины в неподвижном состоянии общее время испытания может быть определено нз следующих предпосылок. Начиная с

некоторого времени периода притока или восстановления давления, дальней*- шая регистрация изменения давления в работающей или остановленной скважине становится нецелесообразной, так как существенного прироста информации об объекте при продолжении исследования на указанных режимах не ожидается.

Максимальное время периода притока. Целесообразное время отбора жидкости из пласта определяется величиной снижения ‘интенсивности накопления, жидкости в бурильных трубах. По мере притока пластового флюида в скважину увеличивается столб жидкости в трубах и тем самым повышается противодавление на пласт, снижающее депрессию. В результате понижается дебит. В пределе, по мере накопления жидкости в трубах, ее уровень возрастает до такого статического состояния, при котором давление столба жидкости приближается к пластовому. Последнее происходит при условии когда

НзТз 4~ НпУп = Рпл»

Яп + Яз<Я, (IX.3>

где Нй, Нп, Н — соответственно высота залитой жидкости, высота поступившей жидкости в трубы и длина колонны бурильных труб; у3, ?п — удельные веса, залитой и поступившей жидкости.

Этот случай соответствует ситуации, когда пластовое давление не в состоянии вытеснить тяжелый флюид, залитый в трубы, на поверхность. При значительном заполнении труб пластовой жидкостью после закрытия скважины за*- писывается КВД, которая не дает сколько-нибудь полезной информации о пласте: на диаграмме давления фиксируется скачок, свидетельствующий о закрытии скважины.

Поэтому при испытании пластов с невысокими пластовыми давлениями время притока необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы забойное давление не превышало среднего, значения между первоначальным давлением столба залитой жидкости и пластовым давлением. Тогда можно записать качественную» КВД и определить коллекторские свойства пласта.

Таким образом, время притока должно быть не более

т „ ^тр(Атл — Рз) - п . . , (IX.4).

где РТр — средний диаметр внутренней полости колонны бурильных труб; q — средний дебит.

При аномально высоких пластовых давлениях после появления жидкости на устье можно продолжать процесс притока с переливом (если это технически, возможно). При этом создаются все условия для глубокого дренирования пласта и охвата исследованием большей его части.

Таким образом, при «переливе» не возникает каких-либо предпосылок к- ограничению времени притока, если исходить только из гидродинамических условий.

Однако продолжительные испытания с отработкой пластовым флюидом на устье уже не могут характеризоваться экспресс-исследованиями пластов. Это, по существу, временное заканчивание скважины (или освоение), опытная ее* эксплуатация через бурильные трубы.

Максимальное время восстановления давления определяется, исходя из следующего. При увеличении времени восстановления давления расширяется область исследования пласта, но, начиная с некоторого момента после возрасгания забойного давления до величины, близкой к пластовому, сильно снижается качество получаемой информации о пласте и его удаленных участках, которая определяется по данным динамики изменения забойного давления в конце закрытого периода испытания. А именно, при увеличении 0 (особенно, когда 0>Т) точки на рабочем графике ложатся настолько плотно, что «заметить» начало или отклонение КВД от прямолинейного участка трудно. К тому же- при незначительном изменении давления прирост давления становится соизмеримым с величиной погрешности регистрации давления глубинным манометром.

14^.14^.10—1485

14^.

14^.

Исходя из этого определяется предельная величина времени восстановления давления:

1 — 11 — 1

1 — 1

1 — 1

где Т— время притока; i— наклон графика КВД (1=М); е — показатель предела целесообразной записи КВД; 8=Ар/А0=10-3 МПа/с.

Таким образом, максимальное время восстановления давления существенно зависит от времени проведения периода притока.

Минимально необходимое время испытания

Минимальное время исследования объекта определяется из условия получения таких минимальных сведений о пласте, по которым можно судить о типе насыщения пласта, пластовом давлении и проницаемых свойствах пласта, а также о величине его загрязнения.

Минимальное время периода притока соответствует получению в бурильных трубах представительного образца пластового флюида. Это время будет тем больше, чем ниже коллекторские свойства пласта. На основе решения задачи о накоплении жидкости в трубах после мгновенного создания депрессии на ■пласт и запуска скважины в работу [12] можно найти минимальное время притока, при котором в бурильных трубах накапливается объем жидкости, равный объему представительной пробы.

Результаты расчетов приведены в табл. IX. 1, где даны средние значения времени притока в зависимости от объема подпакерной зоны и гидропроводности пласта.

Таблица IX. 1

Время периодов испытания

Показатели подпакерной зоны

Величина показателя

мз/с

Гидропроводность пласта, ^,^а

высокопроницаемого khlvL=\O*

средней проницаемости &й/ц=Ю2

слабопроницаемого A/i/H = 10

Минимальное время притока Tmin, мин

Объем Кп, м3

0,5

10—20

40—60

>90

1,0

20—30

60—90

>120

2,0

30—40

90—120

>180

Минимальное время восстановления давления 0min

Емкостный по

102

0,7 Т

0,7 Т

>0,8 Т

казатель vnp,

104

0,7 7*

(0,84-1,3) т:

>2,5 Т

м3/МПа

Ю5

0,87

(2,44-6,5) Т

>10 Т

Максимальное время восстановления давления 0Шах

|102

|ЬГ

' (1,2—2,8) Т

<10 т

Минимальное время восстановления давления определяется из условия получения прямолинейного участка на рабочем графике КВД. Ориентируясь на результаты, полученные в работе [12], минимальное время закрытого периода (в с) может быть рассчитано по формуле, учитывающей влияние послеприточ- ного эффекта:

лг2сАЯ6

0min = 3,33- 102^-+ 600,(IX.6)

где г с —- эффективный радиус скважины в подпакерной зоне, м; 0 — сжимаемость пластового флюида, Па-1; АЯ— интервал скважины в подпакерной зоне от забоя до места установки пакера, м

В сводной табл. IX. 1 приведены результаты расчетов величины минимального времени притока в зависимости от гидропроводности пласта и объема подпакерного пространства, а также данные о минимальном и максимальном времени восстановления давления в зависимости от гидропроводности пласта и емкостного показателя подпакерной зоны. Этой таблицей необходима* пользоваться при планировании испытания на получение минимально или максимально возможных сведений о пласте.

В табл. IX. 1 не рассчитаны значения максимального времени восстановления давления для емкостных показателей более 100, так как при испытании,, за редким исключением, не имеет смысла устанавливать время закрытого периода более 5 Т. Получение слабо возрастающих КВД, как правило, характерно- для невысокой интенсивности притоков. В этих случаях приходится решать первостепенную задачу об отборе максимально возможного объема жидкости.

В указанных диапазонах значений времени восстановления давления в четвертой трафе табл. IX. 1 левые значения относятся к слабосжимаемым флюидам, правые — к сильно сжимаемым. Для времени притока в графах 3 и 4- этой же таблицы левые значения соответствуют испытаниям при использовании бурильных труб большого диаметра, правые — малого диаметра.

Время первого периода притока и восстановления давленияпри двух- и многоцикловом испытаниях

При испытаниях в два и более циклов первый цикл отводится на замеро- начального, статического давления в пласте. Время первого открытого периода выбирается в пределах 3—5 мин. За такой кротковременный промежуток пласт освобождается от противодавления (репрессии) и глинистая корка разрушается от резкой депрессии. В то же время воронка депрессии не успевает распространиться на большое расстояние и тем самым создаются благоприятные усло- рия для быстрого восстановления давления после остановки скважины. Скважину закрывают на 30—40 мин для записи кривой восстановления давления.-

Таким образом, при двух- и многоцикловом испытаниях уже в течение первого часа исследования замеряется пластовое давление.

При втором и последующих циклах испытания отбирается представительная? проба и записываются кривые восстановления давления, пригодные для математической обработки и расчета параметров пласта. Приведенные выше- рекомендации по выбору продолжительностей периодов притока и восстановления давления для второго и последующих циклов испытания остаются такими же, как и для простого одноциклового испытания.

ПЛАНИРОВАНИЕ ИСПЫТАНИЯ В УСЛОВИЯХ НЕВОЗМОЖНОСТИПОЛУЧЕНИЯ ПРЕДСТАВИТЕЛЬНОЙ ПРОБЫ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА

В случаях, когда по геолого-техническим причинам, например, вследствие* неустойчивого состояния ствола скважины, невозможно установить даже минимально необходимые продолжительности периодов притока и восстановления давления, то планирование операции осуществляют на основе вероятностных критериев получения представительной пробы, установленных на базе накопленного статистического материала проведения кратковременных испытаний объектов [12]. При этом оценивается вероятность получения притока жидкости из пласта. На рис. IX.2 показаны зависимости вероятности получения притока из пласта от продолжительности воздействия на него промывочной жидкости при условиях, что репрессия на пласт не превышает 5 МПа, а также от продолжительности открытого периода испытания при различных значениях депрессии на пласт и относительной продуктивности скважины. Здесь же приведена шкала значений геофизического показателя ЛПс (относительной амплитуды аномалии ПС), характеризующего коллекторские свойства пласта, который на практике часто используется в качестве критерия оценки гидродинамических параметров пласта.

Бели по данным приведенных графиков для какого-то конкретного испытания вероятность получения притока составляет 75—80% при выбранном времени притока, то риск проведения операции, связанный с возможностью неполучения качественной информации о пласте, невелик. В крайнем случае придется осуществить не одну, а две операции по испытанию данного объекта.

Фис. IX.2. Вероятность получения притока в зависимости от относительной продуктивности и Дпс:Фис. IX.2. Вероятность получения притока в зависимости от относительной продуктивности и Дпс:-№ кривой нарисунке...123Бремя притока, мин ....<30<20<10-№ кривой нарисунке...123Бремя притока, мин ....<30<20<10Проектированиережимов испытанияВ соответствии с указанными выше условиями выбора отдельных периодов испытания- разрабатывается общая программа проектирования режимов испытания в зависимости от допустимого общего времени, отведенного на весь цикл исследования пласта. Программа выбора режимов испытания предусматривает получение максимально возможного объема информации в условиях заданного общего времени проведения операции t0 (рис. IX.3).Первый вариант:t0<Tm№.(IX.7)Эта ситуация может возникнуть при испытании слабопроницаемых пластов при ^о<6О мин. За время испытания не удается отобрать представительной пробы пластового флюида и установить характер насыщения пласта. Здесь следует спланировать испытание с целью определения пластового давления и характера проявления пласта. Для этого периоды одноциклового испытания должны быть выбраны в соотношениях:т = -^0; е=-|"^ (ix.8)Проектированиережимов испытанияВ соответствии с указанными выше условиями выбора отдельных периодов испытания- разрабатывается общая программа проектирования режимов испытания в зависимости от допустимого общего времени, отведенного на весь цикл исследования пласта. Программа выбора режимов испытания предусматривает получение максимально возможного объема информации в условиях заданного общего времени проведения операции t0 (рис. IX.3).Первый вариант:t0<Tm№.(IX.7)Эта ситуация может возникнуть при испытании слабопроницаемых пластов при ^о<6О мин. За время испытания не удается отобрать представительной пробы пластового флюида и установить характер насыщения пласта. Здесь следует спланировать испытание с целью определения пластового давления и характера проявления пласта. Для этого периоды одноциклового испытания должны быть выбраны в соотношениях:т = -^0; е=-|"^ (ix.8)

Фис. IX.2. Вероятность получения притока в зависимости от относительной продуктивности и Дпс:

Фис. IX.2. Вероятность получения притока в зависимости от относительной продуктивности и Дпс:

-№ кривой на

рисунке...123

Бремя притока, мин ....<30<20<10

-№ кривой на

рисунке...123

Бремя притока, мин ....<30<20<10

Проектированиережимов испытания

В соответствии с указанными выше условиями выбора отдельных периодов испытания- разрабатывается общая программа проектирования режимов испытания в зависимости от допустимого общего времени, отведенного на весь цикл исследования пласта. Программа выбора режимов испытания предусматривает получение максимально возможного объема информации в условиях заданного общего времени проведения операции t0 (рис. IX.3).

Первый вариант:

t0<Tm№.(IX.7)

Эта ситуация может возникнуть при испытании слабопроницаемых пластов при ^о<6О мин. За время испытания не удается отобрать представительной пробы пластового флюида и установить характер насыщения пласта. Здесь следует спланировать испытание с целью определения пластового давления и характера проявления пласта. Для этого периоды одноциклового испытания должны быть выбраны в соотношениях:

т = -^0; е=-|"^ (ix.8)

Проектированиережимов испытания

В соответствии с указанными выше условиями выбора отдельных периодов испытания- разрабатывается общая программа проектирования режимов испытания в зависимости от допустимого общего времени, отведенного на весь цикл исследования пласта. Программа выбора режимов испытания предусматривает получение максимально возможного объема информации в условиях заданного общего времени проведения операции t0 (рис. IX.3).

Первый вариант:

t0<Tm№.(IX.7)

Эта ситуация может возникнуть при испытании слабопроницаемых пластов при ^о<6О мин. За время испытания не удается отобрать представительной пробы пластового флюида и установить характер насыщения пласта. Здесь следует спланировать испытание с целью определения пластового давления и характера проявления пласта. Для этого периоды одноциклового испытания должны быть выбраны в соотношениях:

т = -^0; е=-|"^ (ix.8)

'При /0 >60 мин испытание необходимо проводить в два цикла, что дает возможность выявить понижение пластового давления и определить необходимость (целесообразность) планирования дальнейших исследований данного «объекта.

(IX.9)(IX.9)Второй вариант:

(IX.9)

(IX.9)

Тmin < ^о < ^min 4~ 6min-

Время исследования позволяет получить представительный объем пластовой пробы. Однако записать качественную кривую восстановления давления, пригодную для оценки всех характеристик пласта, не удается. Поэтому необходимо провести испытание в два цикла: без регистрации второй кривой восстановления давления. Таким образом, определяются пластовое давление, тип насыщения пласта и делается оценка фильтрационных параметров пласта по начальной КВД. При этом выбираются:

(IX. 10)(IX. 10)(IX.11)(IX.11)^v ®1> ^2 — ^о ^1 ®i ^ ^"min#

(IX. 10)

(IX. 10)

(IX.11)

(IX.11)

где выполняется более продолжительный режим притока. Третий вариант:

^min 4“ 6min< ^о < ^min 4" ^max-

Испытание проводится в два цикла, при котором можно отобрать представительную пробу и оценить коллекторские свойства пласта.

Режимы выбираются следующие:

Т^ ^ Л-Ттш;(IX.12)

Если 62<0min, то по данным второй КВД оцениваются коллекторские свойства пласта.

При 02>6min по второй КВД делается полный расчет всех определяемых параметров пласта (см. табл. IX.1).

Параметры

Рис. IX.3. Блок-схема испытания пласта в процессе бурения (плюс — параметр определяется, минус — не определяется)

Четвертый вариант:

^0 > ^min + 0max-(IX.13>

Исходя из условий охвата исследованием максимально возможной области изучения пласта, испытание планируется в один цикл. Тогда

6 = ^о • T'min? ^—^min-(IX.14)

В случае необходимости уточнения динамических изменений величин пластового давления и загрязнения пласта испытание проводится в два цикла за счет некоторого сокращения времени второго открытого периода. Периоды выбираются равными.

^1»®1»^'a^^'min!02 = ^0 — ^1— 01 — ^min-(IX. 15)

При этом уменьшается область исследования пласта.

Пятый вариант:

'о > 7\ + 0! + rmln + 6max.(IX. 16)

При планировании испытания на максимальный охват области изучение — одноцикловое испытание — режимы операции могут быть выбраны, исходя из- уравнения

/О = 7' + 6тах(П.(1Х.17>

где соотношение между Т и 6тах могут быть определены по данным табл. IX 1

В этом случае необходимо проверить условие, превышает ли расчетная величина Т величину Tmax. Если превышает, то можно провести испытание в два цикла, принимая Ta=Tmax*, 6 = 6max(T'2).

Шестой вариант.

Если допустимое время to значительно больше ^=Ti+Oi + rmin+0max, то это дает возможность более глубоко изучить характер изменения пластового давления и коллекторских свойств пласта в призабойной зоне, а также уточнить. фильтрациЬнные характеристики в удаленной зоне путем осуществления нескольких циклов исследования.

Число циклов испытания определяется из условий п

Тmin <^maxl

0f,min < 0f < 0$тах»(IX. 18)

где I— номер цикла; п— число циклов.

Время каждого открытого периода должно быть не менее 30 мин (кроме первого открытого периода, продолжительность которого выбирается, как и ранее, 3—5 мин).

(IX.19)(IX.19)Таким образом, число циклов можно вычислить по формуле

(IX.19)

(IX.19)

3O + 0min

где все параметры времени приведены в минутах.

Если п окажется нецелым числом, то его необходимо округлить до бли1- жайшего целого.

Эта схема может служить ориентиром при выборе режимов испытания. Выбранные режимы исследования корректируются при непосредственном проведении операции, где по данным наземных наблюдений за выходом воздуха из- бурильных труб, интенсивностью вытеснения залитой жидкости при переливе, изменением нагрузки на крюке определяется фактический характер поступления жидкости в трубы. Корректировку режимных параметров также следует делать в соответствии с приведенной здесь технологической программой выбора режимов испытания.

РАСЧЕТЫ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ И УЗЛОВИСПЫТАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Расчет хвостовика на прочность

Нагрузки, действующие на хвостовик

При испытании скважины хвостовик пакера испытывает действие значитель- щых осевых сжимающих нагрузок, которые возникают при установке пакера в выбранном интервале глубин в момент открытия впускного клапана испытателя, а также во время проведения самого цикла исследования пласта.

Рис. IX.4. Номограмма для определения статической нагрузки на хвостовик

При недостаточной жесткости хвостовика могут произойти проседание па- жера и потеря герметичности пакеровки, а в некоторых случаях и поломка самого хвостовика.

Нагрузки, действующие на хвостовик, определяются перепадом давления на пакере и сжимающим усилием, передаваемым частичной разгрузкой колонны бурильных труб для установки пакера и сжатия испытателя.

Статическая нагрузка. В начальный момент действует сжимающая нагрузка (статическая)

GCT = Go + Gr,(IX. 20)

где Go — предварительная сжимающая нагрузка на пакер; Gr — гидравлическая нагрузка, определяемая из выражения

Gr = 0,785(d2 —^2шт)Ар,(IX.21)

где d—диаметр скважины или внутренней части обсадной колонны в зависимости от места установки пакера; с?щт— диаметр штока одного из узлов компоновки испытательного оборудования (для расчетов по формуле (IX.21) выбираются данные того узла — пакера, ясса, испытателя, запорного клапана, раздвижного механизма, диаметр штока которого имеет наименьший размер); Ар—* перепад давления на пакере, \р=рГ—рс.

Для облегчения расчетов GCT на рис. IX.4 приведена номограмма.

Динамическая нагрузка. В момент открытия приемного клапана испытателя за счет мгновенной передачи депрессии на пласт (сообщения внутренней полости бурильных труб, имеющей давление залитой жидкости, с подпакерной зоной, где начальное давление равно гидростатическому) возникает дополнительная динамическая нагрузка на хвостовик пакера.

Эта нагрузка может быть определена по формуле

Сдан — ^стСдан — ^стИИо02сСтЙо02сСтЙ(IX.22)(IX.22)

Сдан — ^ст

Сдан — ^ст

И

И

о02с

СтЙ

о02с

СтЙ

(IX.22)

(IX.22)

где Vo — скорость истечения жидкости из подпакерного пространства в бурильные трубы;

»о = (^Р*<1Х*23>

с — жесткость хвостовика 1с=ЕЕхв/Ьхъ, Fxb, Lm — площадь поперечного сечения и длина хвостовика); do — диаметр отверстия впускного клапана (или штуцера, если он установлен в испытателе пластов); £ — коэффициент расхода при истечении жидкости через отверстие (^ = 0,60^-0,65); уг— удельный вес промывочной, жидкости.

Пренебрегая предварительной сжимающей нагрузкой, величина которой значительно меньше действующих статической и динамической нагрузок, и подставляя соответствующие значения для vq и GT из формул (IX.23) и (IX.21) в (IX.22), получаем

/

25 -/ d0 V d2 н — d2x в

1 + 1?Д7\т) ~У-^ ’ (,х-24>

где dx.H, dx.B — наружный и внутренний диаметры хвостовика; 5,— длина хвостовика; Е — модуль упругости Юнга для труб.

Допустимые сжимающие нагрузки-1

Под действием сжимающих сил хвостовик продольно изгибается и приобретает форму спирали, плотно прижатой к стенке скважины, число витков которой равно числу критических длин /кр, укладывающихся в общей длине хвостовика Lx. При такой форме изгиба в поперечном сечении хвостовика возникают напряжения сжатия Осж и продольного изгиба оИЗг.

Суммарное напряжение в поперечном сечении хвостовика определяется по» формуле

G EI

о = осж 4- Стдзг = ~р~ + "р^" >(IX.25)

где F— площадь поперечного сечения хвостовика; 7, IF—момент инерции и момент сопротивления сечения хвостовика; р — радиус кривизны винтовой спирали, -

P-tofcr(,х26>

3 /ЧГ

/кр=1,98]/— .(IX.27)

Здесь q — вес 1 м хвостовика.

Очевидно, в качестве основного критерия устойчивости хвостовика можно* принять о^[от], где От — предел текучести материала труб.

На основе зависимостей (IX.25) — (IX.27) получена формула для расчета максимально допустимых сжимающих нагрузок на хвостовик [12]:

GKp = F[oT —5,04(d —dr) VW №(IX.28)

В табл. IX.2 приведены значения критических нагрузок на хвостовики, составленные из бурильных труб различных типоразмеров.

Допустимая Сжимающая нагрузка иа хйостбвике

Лм

Допустимая

сжимающая нагрузка

в кН при диаметре скважинь

в интервале установки хвостовика, мм

aS н 3

а>К пг

98,4

112,0

120,6

139,7

165,1

190,5

215,9

139,7 |

165,1

190,5

215,9 |

244,5 |

295,3

98,4 |

112,0 |

120,6 |

136,7

й -

Ць

rt s

Толщина стенки бурильных труб, мм

£ 4>

С 9*

7

8

9

60

380 - 500

550 650

750

411

551

610

727

844

399 539

598 715 832

392

532

591

708

825

374

515

573

690

807

508

682

754

899

1044

492

666

738

883

1028

483 657

729 874

1019

460 634

706 851 996

73

380 500

550 650

750

512

686

759

904

1049

504

678

750

896

1040

484

658

731

876

1021

474

648

721

866

1011

638

855

946

1127

1308

629

845

936

1117

1298

603

820

911

1092 1273

89

380

500

550

650

750

648

864

954

1134

1314

625

841

931

1111

1291

596 812

901 1082 1262

598 784

874 1054 1234

814 1085 1198 1424 1649

785 1056 1169 1395 1621

114

380 500 550

650 750

861

1144

1262

1498

1734

826 1109 1228 1464 1699

792 1075 1193 1429 1665

757 1041 1159

1395 1631

974 1294 1427 1695 1961

934 1255 1388 1655 1922

895

1215

1349

1616

1833

856

1176

1310

1577

1843

140

380

500

550

1166

1563

1729

1120

1517

1683

1066

1462 1628

974 1371 1536

650

750

2059

2390

2014

2345

1959

2290

1867

2198

168

380

500

550

650

750

Таблица tX.2

сл w

Продолжение табл. 1X2

0.3 н 3

Sc

SS ч .

Допустимая сжимающая нагрузка в кН при диаметре скважины в интервале установки хвостовика, мм

151,0

165,

190,5 |

215,9 |

244,5 |

295,3 |

139,7 |

165,1 |

190,5 |

215,9 ]

244,5

295,3 .

139,7

165,1

190,5 1

215,9

244,5

295,3

3x0*

$g

Толщина стенки бурильных труб, мм

с8

10

11

60

380 500

550 650

750

73

380

500

550

650

750

590

807

898

1070

1260

89

380

500

550

650

750

748 1019 1132 1358

1584

712

983

1096

1322

1548

114

380 500

550 650

750

1196

1589

1754

2082

2409

1148 1541

1705 2033 2361

1099

1493

1657

1985

2313

1051 1445 1609

1937 2265

1301 1729 1908 2265

2622

1248 1677

1855 2212 2569

1195

1624

1802

2159

2616

1142 1570

1749 2106

2463

140

380

500

550

1300

1743

1827

1249

1692

1876

1188

1631

1815

1086

1528

1713

1434

1923

2126

1378

1866

2069

1310

1799

2002

1198

2102

1890

1568

2102

2325

1507

2041

2264

1434

1668

2190

1311

1845

2068

650

750

2296

2665

2245

2614

2184

2553

2082

2450

2533 2940

2477

2884

2409

2816

2297

2704

2770

3215

2709

3154

2635

3080

2513

2058

168

380 500

550 650

750

1659

2199

2424

2874

3324

1602 2142

2367 2817

3267

1538 2078

2303

2753 3203

1419

1959

2184

2634

3084

1833

2430

2678

3175

3672

1770 2360

2615 3112

3609

1699 2296

2544 3041 3538

1568 2165

2413 2910

3407

При Gx<GKp хвостовик выдерживает допустимую нагрузку. Если Gx>Gkp, ■необходимо изменить конструкцию (увеличить жесткость) хвостовика, установить УБТ или уменьшить перепад давления на пакере.

Влияние динамических нагрузок. В работе [12] показано, что в качестве динамического критерия устойчивости хвостовика следует принимать степень упрочнения материала при динамическом нагружении, и сделан вывод, что в среднем предел текучести при динамическом нагружении в 2 раза превышает статиче- -ский предел текучести.

Таким образом,

Окр.дин = ^кр.ст2»(IX.29)

тде Окр. дин, бкр .ст — соответственно динамическая и статическая критические нагрузки.

Влияние температуры. При проведении работ в глубоких скважинах в условиях повышенных забойных температур (150—200 °C) необходимо учитывать влияние температуры на несущую способность хвостовика. При нагревании в хвостовике возникают дополнительные температурные напряжения, связанные «с тенденцией материала хвостовика к расширению. Величина этих напряжений <ут определяется коэффициентом линейного расширения а (для стали а= = 11 ♦ 10—6 1/°С) и разностью температур (начальной Го и конечной Tt):

от = Еа^Т1 — Т^.(IX.30)

При температуре Т изменяется и модуль упругости материала труб:

Et = E0-ktE ф\-Тоу(IX.31)

тде Ео — модуль упругости при Г=20°С; й#в— коэффициент температурного изменения модуля упругости,

• ktE = 70 МПа/°С.

Выбор диаметра пакера и расчет нагрузокдля его установки в скважине

Надежность пакеровки во многом определяется правильным выбором диаметра пакерующего элемента. Работоспособность уплотнительного элемента пакера «зависит от ряда факторов: величины перепада давления, зазора между диаметром •скважины в месте установки пакера и диаметром уплотнительного элемента, кавернозности ствола скважины, качества резины, температуры и т. д.

Чем ближе диаметр пакера к диаметру скважины, т. е. чем меньше зазор между уплотнителем пакера и стенкой скважины, тем выше будет вероятность достижения герметичной пакеровки.

Однако с уменьшением зазора между пакером и стенкой скважины затруд- жяется его проходимость по стволу скважины из-за возникновения высоких гидравлических сопротивлений при спуске испытательного оборудования.

Проходимость пакера по стволу скважины и надежность пакеровки при испытании характеризуется коэффициентом пакеровки /Сп: '

Kn = dc/dn, (IX. 32)

где dc, dn — диаметры соответственно скважины и пакера.

Ниже приведены рекомендуемые минимальные значения коэффициента пакеровки, при которых обеспечивается надежная пакеровка в зависимости от устанавливаемых перепадов давления на пакер.

<161,08—1,10Повышенная устойчивость<161,08—1,10Повышенная устойчивость

<16

1,08—1,10

Повышенная устойчивость

<16

1,08—1,10

Повышенная устойчивость

Перепад давления на пакер, МПа

Коэффициент пакеровки . Характеристика работы пакера ,

16—25>25

1,10—1,121,12—1,14

Средняя устой- Повышенная чивость, прохо- проходимость димость

Очевидно, при Кп —1,124-1,14 проходимость пакера по стволу скважины выше„ чем при невысоких коэффициентах пакеровки.

Если ствол скважины имеет сужения и планируется операция при повышенных перепадах давления, для установки пакера следует забуривать зумпф долотом меньшего диаметра за 10—15 м до кровли испытываемого объекта.

При высоких депрессиях на пласт возможно также планирование испытаний- с пакерами средней проходимости (Лп = 1,104-1,12) или с установкой двух пакеров с уравнительным устройством.

Выбор диаметра пакера следует производить в соответствии с данными табл. IX.3, где приведены диаметры резиновых элементов в зависимости от диаметра необсаженной скважины в интервале установки пакера и численные значения коэффициента пакеровки.

Таблица 1X3

Нагрузка для установки пакера (6П, кН) и допустимого перепада давления на пакер (Арп, МПа) в зависимости от диаметра пакера (dn, мм) и коэффициента пакеровки (&п)

Диаметр скважины, мм

Характер работы пакера

кп

сп

ДРП

76,0

67

1,135

16,7

20

93,0

87

1,070

12,9

30

78

1,190

28,7

15

97,0

87

1,115

21,7

25

98,4

87

1,131

24,2

20

92

1,070

14,8

35

112,0

98

1,140

37,9

20

118,0

108

1,092

25,9

30

120,6

108

1,117

33,0

25

132,0

115

1,147

46,5

15

139,7

126*

1,110

41,6

25

146,0

135

1,081

34,6

35

151,0

135

1,118

50,4

25

161,0

145

1,110

53,8

25

165,0

145

1,138

67,5

15

171,4

154* -

1,110

70,8

25

187,3

170

1,102

73,3

25

190,5

170

1,121

86,6

20

200,0

180

1,111

88,4

20

212,7

195

1,091

83,8

25

215,9

195

1,107

98,5

25

222,3

195

1,140

128,7

15

242,9

220

1,104

119,0

25

244,5

220

1,111

128,0

20

250,8

220

1,140

160,9

15

269,9

240

1,124

198,7

20

295,3

270

1,094

168,5

25

* Индивидуальное изготовление резинового элемента.

Расчет нагрузки для установки пакера в скважине. При установке пакера в скважине резиновый элемент деформируется под влиянием приложенной к ней сжимающей нагрузки, которая передается пакеру частичной разгрузкой веса колонны бурильных труб под пакером при упоре хвостовика в забой.

Резиновый элемент пакера деформируется, увеличиваясь в диаметре, и перекрывает кольцевое пространство, изолируя зону исследования (подпакерную зону) от расположенной выше надпакерной части скважины.

Нагрузка, необходимая для пакеровки, определяется по формулё „/2 г2 \

(IX.33)(IX.33)Gn = 3E^Kn-V) (1+-3-7V) ,

(IX.33)

(IX.33)

где Е^ — модуль упругости резины, равный 9,4 МПа; So — площадь сечения резинового элемента пакера до деформации; Кп — коэффициент пакеровки.

Если фактическая нагрузка на пакер оказалась больше нагрузки, необходим мой для деформации и пакеровки (IX.33), то избыточная нагрузка будет способствовать разрушению резинового элемента и стенок скважины под уплотнителем. На практике необходимо следовать рекомендациям по установлению рациональных нагрузок на пакеры, приведенным в табл. IX.3, данные которой рассчитаны по формуле (IX.33).

Допустимые перепады давления на пакер

Гидравлические нагрузки, воспринимаемые резиновым элементом пакера после открытия впускного клапана испытателя и передачи депрессии на пласт, значительно (иногда в десятки раз) превышают ту механическую нагрузку, которая передается пакеру при его установке в скважине. Поэтому при выборе депрессии на пласт следует проверять условие возможности разрушения пакера! при больших перепадах давления.

Разрушение уплотнительного элемента при перегрузках носит характер среза. Согласно [14], опасным сечением является поверхность St конуса с основанием и высотой, равными диаметру опорной тарелки пакера.

Нагрузка среза Ст—часть общей нагрузки, передаваемой на пакер, *

SK

Gt^^h+ApSc)^,(IX.34).

где SK — площадь кольцевого сечения между уплотнителем пакера и скважиной, см2; Sc — площадь сечения деформированного уплотнителя пакера, см2. ♦ Напряжение в опасном сечении

[tcp]=Gt/St.(IX. 35 У

Исходя из формул (IX.34) и (IX.35), можно найти величину критического перепада давления, при котором напряжения в опасном сечении резинового элег мента будут критическими:

* _1 / I^pI^tSc jz; \,т„

Аркр— Sc 5к —Gnj,(IX. 36)-

Устойчивость пакера в работе будет при условии kpn^kpKpjn, где п — запас прочности, равный 1.15.

Ориентируясь на то, что критические напряжения для уплотнителей серийных, пакеров составляют 6,2 МПа [14], по формуле (IX.36) можно рассчитать значения допустимых перепадов давления для пакеров различных диаметров- (табл. IX.3).

Расчет бурильных труб на прочность

Бурильные трубы испытывают целый комплекс нагрузок на разных стадиях, проведения операций с испытателем пластов: при спуске и подъеме инструмента — растягивающие усилия; при нагружении пакера и открытии испытателя пластов — сжимающие усилия в нижней части, под действием которых они деформируются и принимают форму пространственной спирали.

Поскольку для создания депрессии на пласт бурильные трубы спускаются^ в скважину пустые (при испытании неглубоких скважин) или частично заполненные, то бурильная колонна по всей своей длине испытывает внешние смит нающие давления. Эти давления для нижней части колонны могут увеличи-

ваться во время притока в трубы облегченных пластовых жидкостей, особенно «если бурильная колонна является многосекционной — составлена из труб раз- ного диаметра.

В процессе переключения режимов испытания при смене позиций запорного •клапана путем вращения колонны бурильных труб последние испытывают дополнительные напряжения кручения, увеличивающиеся с глубиной.

При срыве пакера во время преодоления затяжки бурильные трубы находятся под действием растягивающих осевых и сжимающих радиальных нагрузок, которые могут достигать опасных значений. Использование яссов для осво- •бождения прихваченной части бурильной колонны создает дополнительные ударные нагрузки на бурильные трубы.

Наконец, во время подъема испытательного оборудования на поверхность при появлении на устье уровня залитой или поступившей из пласта жидкости открывают циркуляционный клапан для осуществления обратной промывки и безопасного вытеснения пластовой жидкости из труб. В этих случаях при использовании гидравлических циркуляционных клапанов, срабатывающих при перепадах давления в трубах и кольцевом пространстве до 10 МПа, на устье скважины создаются значительные давления, необходимые для «срезки» шпильки циркуляционного клапана, которые в зависимости от удельных весов жидкости в затрубном и трубном пространствах и глубины установки циркуляционного клапана могут доходить до 30—40 МПа (иногда выше). При этом трубы в верхней части колонны будут испытывать огромные внутренние напряжения смятия.

Допустимые нагрузки на бурильные трубы

Допустимые избыточные гидравлические давления. Под влиянием избыточно- то гидравлического давления бурильная труба может быть разрушена в радиальном сечении.

Предельные избыточные давления Др для труб, изготовленных из сталей различной категории прочности, могут быть рассчитаны по формуле

(IX. 37)(IX. 37)6 Ар = 2 -^ стт,

(IX. 37)

(IX. 37)

где 6 — толщина стенки трубы, мм; dTP—диаметр трубы, мм.

Данные о допустимых давлениях, при которых напряжения в трубах достигают предела текучести, приведены в табл. IX.4.

(IX.38)(IX.38)Допустимые растягивающие нагрузки. Сила, при которой напряжения в теле трубы достигает предела текучести, может быть определена по формуле

(IX.38)

(IX.38)

Сдоп = “4" (^Н "— ^2в)оТ.

Данные о допустимых растягивающих нагрузках для труб, изготовленных из сталей различных групп прочности, приведены в табл. IX.5.

Допустимые нагрузки на колонну бурильных труб при совместном действии сминающих и растягивающих нагрузок. При работе с испытательным оборудованием бурильные трубы чаще всего находятся в условиях одновременного дей-. ствия сминающего давления и растягивающих усилий/

Аргй2 V — ri2Аргй2 V — ri2Зависимости для расчета предельных нагрузок могут быть получены следующим образом. Напряжения в трубах от действия наружного давления согласно формулам Ламэ равны

Аргй2 V — ri2

Аргй2 V — ri2

аг =

(IX.39)

Сминающие давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести при отсутствии растягивающих нагрузок

Диаметр труб, мм

Толщина стенок, мм

Сминающие давления в МПа для труб с пределом текучести, МПа

380

500

550

650

750

60

7

88,0

116,0

127,5

151,0 '

174,0

9

113,0

149,0

164,0

193,5

223,5

73

7

73,0

96,0

105,5

124,5

143,5

9

93,5

123,0

135,5

160,0

184,5

11

114,0

150,0

165,0

195,0

225,0

89

7

59,0

78,0

86,0

101,5

117,0$

9

77,0

101,0

111,0

131,5

151,5-

11

94,0

123,5

136,0

160,5

185,0

102

7

52,0

69,0

75,5

89,5

103,0

8

60,0

79,0

86,5

102,5

118,0

9

67,0

88,5

97,5

115,0

132,5

10

75,0

98,5

108,0

128,0

147,5

114

7

46,5

61,0

67,5

79,5

92,0

8

53,0

70,0

77,0

91,0

105,0

9

60,0

79,0

86,5

102,5

118,0

10

66,5

87,5

96,0

114,0

131,0

11

73,0

96,0

105,5

125,0

144,0

127

7

42,0

55,0

60,5

71,5

82,5

8

48,0

63,0

69,0

82,0

94,5

9

54,0

71,0

78,0

92,0

106,О

10

60,0

79,0

86,5

102,5

118,0

140

8

43,5

57,0

63.0

74,5

86,0

9

49,0

64,5

71,0

83,0

96,5

10

54,0

71,0

78,0

92,5

106,5

11

59,5

78,0

86,0

101,5

117,0

168

9

40,5

53,5

58,5

69,5

80,0

10

45,0

59,5

65,5

77,0

89,0

где бг и

от— радиальное и

тангенциальное напряжения; Ft, г2, г —

- внутренний,

наружный и текущий радиусы гладкой бурильной трубы.

Используя условйе пластичности Генки —Мизеса от = -т=/(аг — от)2+ (от —о2)2+ (о2 — ог)2 ,

V 2

(IX.40)

с учетом формул (IX.38) — (IX.39) получаем

fazlnp — PKp^f^г2 — ^12) ”

-1/а= -зГ &РГ!1- '

- а т d \ ^ — г2! j Г у

Ьрг\ г% — г\ •

(IX.41)

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести при отсутствии сминающих давлений

Диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Масса 1 -м трубы, кг

Растягивающие нагрузки в кН для труб с пределом текучести МПа

гладкой

средней (в м)

длиной

(11,5 м)

380

500

550

650

750

60

7

9,1

10,5

10,1

450

600

650

750

900

9

11,3

12,6

12,2

550

700

800

950

1100

73

7

11,4

13,2

12,7

550

700

800

950

1100

9

14,2

15,9

15,4

700

900

1000

1200

1350

11

16,8

18,5

17,9

800

1050

1200

1400

1600

89

7

14,2

16,5

15,8

700

900

1000

1150

1350

9

17,8

20,0

19,3

850

1150

1250

1450

1700

11

21,2

23,3

22,6

1000

1350

1500

1750

2000

102

7

16,4

20,8

19,5

800

1050

1150

1350

1550

8

18,5

22,9

21,6

900

1150

1300

1500

1750

9

20,4

24,7

23,4

1000

1300

1450

1700

1950

10

22,4

26,6

25,4

1100

1450

1600

1850

2150

114

7

18,5

23,1

21,7

900

1200

1300

1550

1800

8

20,9

25,4

24,1

1000

1350

1450

1750

2000

9

23,3

27,7

26,4

1150

1500

1650

1950

2250

10

25,7

30,1

28,9

1250

1650

1800

2150

2450

11

28,0

32,3

31,0

1350

1800

1950

2300

2650

127

7

20,7

25,3

23,9

1000

1300

1450

1700

2000

8

23,5

27,9

26,6

1150

1500

1650

1950

2250

9

26,2

30,5

29,3

1250

1650

1850

2150

2500

10

28,9

33,1

31,9

1400

1850

2000

2400

2750

140

8

26,0

33,1

31,0

1250

1650

1800

2150

2500

9

29,0

36,0

33,9

1400

1850

2050

2400

2750

10

32,0

38,8

36,8

1550

2050

2250

2650

3050

11

35,0

41,7

39,7

1700

2200

2450

2900

3300

168

9

35,3

43,6

41,1

1700

2250

2500

2900

3350

10

39,0

47,1

44,7

1900

2500

2750

3250

3700

а 60

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести с учетом действия сминающих давлений

Диаметр труб,

Толщина стенки,

Перепад давления,

Растягивающие нагрузки в кН для труб с пределом текучести, МПа

ММ

мм

МПа

380

500

550

650

750

60

9

0 10 20 30 40 50

550

522

486

448

402

352

700

697

663

627

585

541

800

769

739

698

661

618

950

915

882

849

810

769

1100

1060

1029

994

958

919

73

9

0

10

20

30

40

50

700

638

584

524

452

370

900

854

803

749

684

614

1000

944

895

838

778

711

1200 1124 1076

1025 965 902

1350 1305

1257 1205 1150

1090

89

9

0 10 20 30 40 50

850 783 700

604 487

349

1150

1054

976

890

786

672

1250

1167 1

1090

1002

907

799

1450

1392

1317

1237

1144

1043

1700

1617

1544

1464

1377

1283

102

10

0 10 20 30

40 50

1100 1003

895 769

614 433

1450 1351 1250

1136 1001

847

1600

1496

1396

1280

1156

1014

1850

1785

1687

1583

1460

1328