Архив метки: испытатель

ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА КАБЕЛЕ

При работе испытателя пластов на кабеле выполняются следующие операции:

а) изоляция небольшого испытуемого участка на стенке скважины от
остальных частей ствола при помощи селекторного прижимного герметич­
ного элемента;

б) соединение пористого пространства испытуемого участка породы с
баллоном для отбора пробы и создание (при необходимости) дренажного
канала в пласте;

в) отбор пробы жидкости и газа из пласта в баллон и герметизация
его;

г)  уравнивание давления на участке отбора пробы с гидростатическим,
что обеспечивает беспрепятственный подъем прибора.

Наличие притока и изменение давления при испытании контролиру­ются и регистрируются на поверхности при помощи дистанционных датчи­ков. Для работы используются спускоподъемное оборудование, регистри­рующая аппаратура и кабель, применяемые при геофизических исследова­ниях скважин.

Испытания пластов приборами, спускаемыми на кабеле, имеют свои характерные особенности.

1. Высокая выборочность  —  исследуется очень небольшой интервал
разреза. Это позволяет использовать испытатель для поинтервального ис­
следования, обнаружения места расположения водонефтяного и газожид­
костных контактов, отбивки границ пластов.

2.      Высокая чувствительность  испытателя  к  наличию  углеводородов
(нефти и газа) в породах связана с глубокой депрессией, создаваемой в
пласте при отборе пробы. Герметизация и хранение в баллоне пластовых
газов дает возможность изучать характер насыщения пластов несмотря на
наличие зоны проникновения.

3.      Точная привязка результатов испытания к каротажным диаграммам
позволяет обоснованно выбрать точки испытания и сопоставить эти ре­
зультаты с данными других геофизических методов. При наличии точной
привязки существует возможность испытать пласты малой мощности.

4.      Оперативность. На одну операцию, даже при глубоких скважинах,
потребуется 0,5 —1,5 ч. Специальной подготовки скважина не требует.

5.      Невозможность открытого фонтанирования при испытании, так как
во время работ гидростатическое давление в стволе скважины остается не­
изменным. Это особенно важно при исследовании газоносных пластов.

Сочетая оперативность геофизических методов с информативностью прямого испытания, испытатели пластов обеспечивают увязку результатов испытания с данными каротажа и существенно дополняют комплекс иссле­дований разведочных скважин.

Процесс испытания можно разделить на три последовательные ста­дии:

1)  возникновение и распространение гидродинамического возбужде­
ния в пласте;

2)     движение жидкости и газа из пластов в баллон;

3)     восстановление пластового давления в зоне испытания после оста­
новки притока.

Испытание пластов приборами на кабеле является сложным многоста­дийным, неустойчивым процессом, протекающим в короткие промежутки времени.

Впервые в нефтяной практике испытатель пластов на каротажном ка­беле был предложен в 1937 г. Г.С. Морозовым, Г.Н. Строцким и К.И. Бон-даренко.

В США работы по созданию испытателей пластов на кабеле проводи­лись фирмой «Шлюмберже». С 1955 г. эти приборы начали широко исполь­зоваться фирмой «Шлюмберже» и другими геофизическими фирмами мира.

Испытатель фирмы «Шлюмберже» спускают в скважину на семи­жильном бронированном кабеле (рис. 11.18). Для работы прибора в сква­жине используют энергию гидростатического давления жидкости в сква­жине. После установки прибора в заданном интервале сигналом по кабелю открывается управляющий клапан 1. Промывочная жидкость поступает на поршень-мультипликатор 2, вытесняющий рабочую жидкость, которая на­полняет гидравлическую систему прибора, через регулятор давления 4 к поршням 11 прижимающего механизма. Поскольку поршень-мульти­пликатор создает в системе давление более высокое, чем гидростатическое, поршни  11  выдвигаются из корпуса прибора.  При этом прижимающая

ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА КАБЕЛЕРис.  11.18. Принципиальная схема испытателя пластов на кабеле фирмы «Шлюмберже»

17

18

планка 12 и резиновый уплотняющий башмак 8, закрепленные на поршнях, прижимаются к противоположной стенке скважины с усилием в несколько килоньютонов. После этого по сигналу с поверхности срабатывает перфора­ционное приспособление 9, создающее дре­нажный канал в пласте и открывающее дос­туп пластовому флюиду в емкость прибора 18. Конструкция емкости для пробы слож­ная. Она разделена на две части перегород­кой, в которой находится дросселирующее отверстие-штуцер 17 очень малого сечения (0,2 — 0,002 мм). В верхнюю часть емкости пе­ред спуском прибора заливается вода, очи­щенная от твердых частиц, в нижней — нахо­дится воздух под атмосферным давлением. Поступающие из пласта флюиды давят на подвижный поршень 16, вытесняющий воду из верхней части емкости в нижнюю через штуцер. Депрессия, воздействующая на пласт, определяется гидравлическим сопротивлением штуцера. Снижение величины депрессии для предотвращения разрушения коллекторов позволяет облегчить условия ра­боты уплотняющего башмака и исключить ударные нагрузки в приборе. После отбора пробы открывается клапан 6, подающий рабочую жидкость к гидравлическому клапану баллона 14. Клапан перемещается, герметизируя пробу в баллоне. Для снятия прижимного приспособления открывается клапан 5, соединяющий гидравлическую систему со сливной камерой 19, заполненной воздухом под атмосферным давлением. Рабочая жидкость на­правляется в сливную камеру, а обратные пружины 13 помогают вернуть башмак и прижимную планку в прежнее положение. Поскольку разница давления под башмаком и гидростатического давления продолжает созда­вать прижимное усилие, удерживающее башмак, то при этом загорается уравнительный пороховой заряд 10, отрывающий от стенки башмак или разрушающий его. Если не сработает клапан сливной камеры, то натяжкой кабеля срезают аварийный штифт 3. При этом нарушается уплотнение гидравлической системы и давление в ней уравнивается с гидростатиче­ским.

ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА КАБЕЛЕДавление в гидравлической системе и в канале отбора пластовых флюидов контролируется дистанционными датчиками давления 7 и 15. В качестве перфорационного приспособления применяется кумулятивный перфоратор. При установке блока с кумулятивным зарядом большой мощ­ности, способным пробить обсадную колонну и цементное кольцо, прибор может применяться для испытания обсаженных скважин. Наибольший размер прибора в поперечном сечении 140—160 мм в зависимости от пер­форационного блока позволяет использовать его в необсаженных скважи­нах диаметром более 157 мм.

В поинтервальном испытателе пластов фирмы «Шлюмберже» устанав­ливаются два кумулятивных заряда на расстоянии 30 см друг от друга. В приборе, предназначенном для работы в необсаженных скважинах, оба за­ряда находятся внутри одного герметизирующего башмака, а при сборке для обсаженных скважин у каждой точки отбора имеется индивидуальный уплотняющий элемент небольших размеров. Обе точки отбора соединены каналом с баллоном для пробы.

Наличие двух точек отбора пробы вызвано желанием повысить ре­зультативность работ в неоднородных коллекторах, когда попадание на не­проницаемый пропласток служит условной причиной отсутствия притока, что требует дополнительных спусков прибора. В обсаженных скважинах, кроме того, наличие двух зарядов повышает надежность вскрытия пласта. В сборке для обсаженных скважин герметизирующие элементы жестко под­соединяются на блоке прижимного приспособления. Уравнительный поро­ховой заряд и разрушающий башмак заменены управляющим уравнитель­ным клапаном, который открывается при убирании прижимного приспо­собления. Между каналом отбора и баллоном установлен регулирующий клапан, который позволяет отобрать пробу без выстрела кумулятивными зарядами путем соединения герметизированных участков отбора с балло­ном. Для повышения надежности герметизации баллона устанавливают об­ратный клапан.

Испытатели пластов, используемые другими фирмами, незначительно отличаются от испытателя фирмы «Шлюмберже».

Технические характеристики испытателей пластов на кабеле (по ката­логу фирмы «Дрессер Атлас») приведены в табл. 11.10.

В б. СССР разработка и применение испытателей пластов на кабеле развивались аналогично зарубежным. ВНИИГДС (г. Уфа, Тверь) были впервые проведены испытания в скважинах и осуществлен серийный вы­пуск ИПК в 1963 г. После проведения исследований в скважинах глубиной 4 км и более возникла необходимость в новой принципиальной схеме при­бора для этих условий. Большие ударные нагрузки и гидравлические удары приводили к заклиниванию подвижных поршней. В результате воздействия высокоскоростных течений раствора с абразивными добавками силовой цилиндр изнашивался, ненадежно работали термоустойчивые заряды, уп­лотняющие резиновые клапаны и т.д.

Таблица   11.10

Технические характеристики испытателей пластов на кабеле

 

 

 

 

 

 

 

Макси-

Максималь-

 

Габариты при-

 

Область при-

Диаметр

мально

но

Объем

бора, мм

Масса,

 

скважины,

допустимое

допустимая

баллона, л

 

 

менения

 

 

кг

 

мм

давление, МПа

температу­ðà, °Ñ

 

диа­метр

длина

 

Для необса-

200-305

140,4

157

20,9

165

8900

600

женных сква-

 

 

 

 

 

 

 

жин

 

 

 

 

 

 

 

Для необса-

178-343

140,6

177

11,3

133

8800

250

женных сква-

 

 

 

 

 

 

 

жин, малогаба-

 

 

 

 

 

 

 

ритные

 

 

 

 

 

 

 

Для обсажен-

127-178

140,6

177

9,4

92

10 200

320

ных скважин

 

 

 

 

 

 

 

Для создания термоустойчивого испытателя пластов ИПТ-7-10 была использована замкнутая гидравлическая система двойного действия с зо­лотниковым клапаном-распределителем. Применение золотникового пере­ключателя в термоустойчивом испытателе пластов ИПТ-7-10 исключает возможность возникновения резких гидравлических ударов в гидравличе­ской системе прибора и больших ударных нагрузок в его деталях, которые имели место в испытателях типа ИПК при подаче высокого гидростатиче­ского давления на силовой и обратный клапаны. В приборе ИПТ-7-10 опас­ность заклинивания подвижных частей из-за температурных деформаций меньше, чем в силовом узле испытателя пластов типа ИПК. Это, а также сниженные рабочие перепады давления обеспечивают работу прибора ИПТ-7-10 на больших глубинах при значительных гидростатических давле­ниях.

Испытатели пластов с дистанционными датчиками давления ИПД-7-10 разработаны на основе прибора ИПТ-7-10 и повторяют его принципиаль­ную схему. Читать далее

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ИСПЫТАТЕЛЬ ПЛАСТА ИПГ

ИПГ — основной узел комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного разделения полости пустых или частично заполненных жидкостью бурильных труб и затрубного пространства при спускоподъемных операциях. При выполнении операций по вызову прито­ка и восстановлению давления при помощи уравнительного клапана в ис­пытателе и под пакером выравнивают давление, что облегчает спуск и срыв пакера. Одной из главных функций испытателя, входящего в состав много-

цикловых испытателей пласта (МИГ), является создание многократных де­прессий (открытых и закрытых периодов), способствующих очистке пласта и повышению качества информации за счет записи КВД после каждого притока. Шифр испытателя пластов многоциклового действия — ИПМ.

Конструкция испытателя пласта диаметром 146 мм
изображена на рис. 11.8. Испытатель состоит из корпуса, внутри которого перемещается шток 3 с приемный клапаном 11 для впуска жидкости из пласта в трубы. В верхней части переводника установлен разделительный поршень 5, благо­даря которому гидравлическое давление внутри тормозной камеры под­держивается равным гидростатическому давлению столба промывочной жидкости в затрубном пространстве. При передаче на испытатель нагрузки от бурильной колонны его шток 3 прижимается к упорному кольцу поршня 6 и тормозная жидкость из нижней части камеры будет перетекать в верх­нюю полость по кольцевой щели, образовавшейся между стенками канала и стержнями в поршне 6.

Во время перетока жидкости шток 3 вместе с приемным клапаном 11 и гильзой 9 уравнительного клапана будет медленно перемещаться вниз от­носительно корпуса. Таким образом достигается замедленное закрытие уравнительного клапана и плавное открытие приемного клапана испытате-

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ИСПЫТАТЕЛЬ ПЛАСТА ИПГ

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ИСПЫТАТЕЛЬ ПЛАСТА ИПГ

Рис. 11.8. Многоцикловой испытатель пластов ИМП-146:

1 — штуцер; 2 — фильтр; 3 — шток; 4 — ограничивающая втулка; 5 — разделительный пор­шень; 6 — поршень; 7 — сальниковый вкладыш; 8 — гайка; 9 — гильза уравнительного клапа­на; 10, 12 — герметизирующие втулки; 11 — приемный клапан

ля пласта. В момент, когда герметизирующие кольца поршня 6 окажутся ниже радиальных отверстий переходника, гидравлическое сопротивление перетока жидкости исчезает и шток испытателя вместе с гильзой уравни­тельного клапана под воздействием механической нагрузки приходит в граничное нижнее состояние. Этот момент четко фиксируется индикато­ром веса на устье скважины, что является очень важным показателем за­крытия уравнительного и открытия приемного (впускного) клапанов испы­тателя для поступления пластовой жидкости в бурильные трубы. По исте­чении заданного времени открытого периода испытания колонну буриль­ных труб приподнимают до полного снятия нагрузки с пакера. При этом шток испытателя вместе с приемным клапаном }] свободно перемещается вверх, так как его выступ отходит от герметизирующего бурта упорного кольца поршня 6. Тормозная жидкость из надпоршневого пространства в подпоршневое свободно без гидравлических потерь перетекает по широко­му кольцевому каналу между штоком 3 и поршнем 6.

После закрытия приемного клапана растягивающее усилие через гиль­зу 9 уравнительного клапана передается на корпус испытателя пластов, же­стко связанный с размещенным ниже раздвижным механизмом, преду­преждающим возможность преждевременного открытия уравнительного клапана. При повторной передаче на шток испытателя сжимающего усилия приемный клапан опять откроется. Таким образом, путем осевых переме­щений колонны бурильных труб можно многократно осуществлять откры­тый и закрытый периоды испытания.

МНОГОЦИКЛОВЫЕ ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ

Более усовершенствованные узлы и широкий выбор вспомогательных приспособлений входят в состав многоцикловых испытателей пластов — трубных испытателей третьего поколения. В табл. 11.3 содержатся техниче­ские характеристики многоцикловых испытателей пластов.

На рис. 11.6 изображены разные варианты компоновок этих испытате-

Таблица   11.3

Технические характеристики многоцикловых испытателей пластов

 

Параметры

ÌÈÃ-146

ÌÈÃ-127

ÌÈÊ-95

ÌÈÊ-80

ÌÈÊ-65

Внешний диаметр, мм

146

127

95

80

67

Длина, мм:

 

 

 

 

 

максимальная секции

2918

2890

2600

3470

3200

общего комплекса

27 450

27 150

21 400

23 410

16 500

Допустимая нагрузка, кН:

 

 

 

 

 

сжимающая

1500

1250

600

400

200

растягивающая

700

600

450

200

1500

Крутящий момент, кНм

10

7,5

4,9

3,9

3,1

Максимальный перепад давления, МПа

45

45

45

45

40

Максимальная температура, °С

200

200

200

200

200

Масса, кг:

 

 

 

 

 

максимальная секции

235

163

120

92

78

общего комплекса

5442

5682

1810

635

540

Тип присоединительной резьбы

3-121

3-101

3-76

3-62

3-56

Диаметр скважин, мм

190-295

161-243

118-165

97-112

78-102

МНОГОЦИКЛОВЫЕ ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ

Рис. 11.6. Компоновка испытателей пластов:

а — с двумя пакерами; б — селективного испытания объектов; в — многоциклового испытания объектов в наклонно направленных стволах; 1, 3 — бурильные тру­бы; 2 — циркуляционный клапан; 4, 17, 23 — перевод­íèêè; 5, 6, 9, 12, 25 — ïàòðóáêè; 7 — øòóöåð; 8 — çà-порно-поворотный клапан; 10 — ИПТ; 11 — приспособ­ление для вращения; 13 — пробоотборник; 14 — ясс; 15 — безопасный замок; 16, 21 — пакер; 18 — распре­деляющее приспособление; 19 — фильтр; 20 — уравни­тельное приспособление; 22 — фильтр; 24 — хвостовик

Таблица   11.4

Назначение узлов многоцикловых испытателей пластов

Узел

Назначение

 

Испытатель  пластов  скважин  на трубах

Испытатель пластов

Клапан запорный поворотный Клапан циркуляционный

Комплекс оборудования для: испытания перспек­тивных пластов в необсаженных скважинах с целью вызова притока из пласта; отбора проб пластовой жидкости (газа) и определения основ­ных гидродинамических характеристик исследуе­мого пласта

Основной клапанный механизм для: перекрытия внутренней полости колонны труб от скважинной жидкости при спуске и подъеме ИПТ; соединения бурильных труб с испытуемым интервалом; урав­нивания давления над и под пакером перед его снятием и в процессе спуска и подъема ИПТ Механизм предназначен для перекрытия буриль­ных труб в процессе испытания с целью получе­ния кривой восстановления пластового давления Механизм для осуществления прямой и обратной циркуляции жидкости в любой момент процесса испытания пласта

Продолжение  табл. 11.4

 

Узел

Шифр

Назначение

Ясс гидравлический Пакер цилиндрический

Фильтр Замок безопасный

ЯГ

пег

Ф ЗБ

Механизм для облегчения снятия пакера после испы­тания или ликвидации прихвата хвостовика ИНГ Узел для герметичного перекрытия кольцевого про­странства ствола скважины с целью изоляции испы­туемого объекта от остального ствола скважины Толстостенный  патрубок  с  продольными  щелями  и переводниками, служащими для предупреждения за­бивания механическими примесями штуцера и про­ходных каналов ИПТ и для размещения глубинных регистрирующих приборов Механизм для откручивания колонны бурильных труб и ИПТ с целью поднятия их в случае прихвата

лей в зависимости от необходимости решения геолого-промысловых задач и технического состояния скважины.

В табл. 11.4 представлено описание назначения основных узлов много­цикловых испытателей пластов.

ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ

Испытатели на трубах включают следующие основные узлы: фильтр, пакер, собственно испытатель с уравнительным и главным впускным кла­панами, запорный и циркуляционный клапаны. Эти испытатели предназна-

ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХРис. 11.1. Общая схема компоновки испытателя пластов с закреплением пакеров на стенках скважины:

1 — устьевое оборудование; 2, 5 — бурильные трубы; 3 — ротор; 4 — сливной клапан; 6 — компенсатор; 7 — многоцик­ловой испытатель; 8 — пробоотборник с манометром; 9, 11 — верхний и нижний пакер соответственно; 10 — фильтр с ма­нометром; 12 — опорный якорь; 13 — манометр

чены для испытания скважин в одно-, двух-, мно­гоцикловых режимах и рассчитаны для исследо­вания скважин в открытом стволе и после спуска эксплуатационной колонны.

На рис. 11.1 изображена схема компоновки испытателя пластов с глубинными приборами и пробоотборником с закреплением пакера на стен­ках скважины. На рис. 11.2, 11.3 приведены схемы компоновки испытателя пластов с одним и двумя пакерами и с упором фильтра («ноги») на забой скважины.

В табл. 11.1 представлены характеристики трех типов испытателей пластов типа КИИ двух-циклового действия.

Одними из основных элементов испытателей пластов являются цилиндрические пакеры сжа­тия. Их характеристики приведены в табл. 11.2. Пакерование происходит при нагрузке на пакер от 15 — 30 до 150 — 200 кН в зависимости от диа­метра скважины и свойств резины. При испыта­нии пластов с упором на забой скважины в мо­мент достижения хвостовиком забоя резиновый элемент пакера под нагрузкой сокращается по длине, увеличивается в диаметре и изолирует расположенную выше пакера зону от подпакер-ной испытуемой зоны скважины.

Наиболее распространена однопакерная компоновка ИПТ (см. рис. 11.2), когда испытатель пластов с опорой на забой спускается в скважину сразу после обнаружения в процессе бурения перспективного на нефть или газ объекта. В таких случаях интервал испытания и забой скважины находятся на Читать далее