Уравнительные каналы; 2 - уплотнитель уравнительного клапана; 3 — гильза уравнительного клапана; 4 - приемный клапан; 5 - гильза приемного клапана

по истечении определенного времена в результате срабатывания гидравлического реле закрывается уравнительный клапан (рис. 11.6, II ), а затем открывается приемный клапан ИПГ (рис. 12.6, III). Через него под- пакерное пространство сообщается с внутренней полостью бурильных труб, лишь частично заполненных жидкостью, давление под пакером рез­ко падает до уровня гидростатического давления столба жидкости в ко-

лонне труб, и на исследуемый объект действует депрессия, провоцируя приток пластового флюида внутрь бурильной колонны. При интенсивном притоке на конце отводного трубопровода на устье отмечается выход воз­духа, жидкости, заполняющей колонну, и даже пластового флюида. С помощью регистрирующего дебитометра можно записать изменение при­тока по мере заполнения колонны труб;

вращением колонны труб с поверхности закрывают запорный поворотный клапан и записывают при закрытом притоке конечную кривую восстановления давления;

на конечном этапе дают натяжку инструмента. Под воздействием натяжения закрывается приемный клапан ИПГ, и некоторое время спустя, открывается уравнительный клапан, восстанавливающий гид­равлическую связь подпакерной зоны с надпакерной. Давление в них выравнивается, и под влиянием натяжения пакер сжимается. В неко­торых случаях для его освобождения приходится использовать ясс. В случае прихвата пакера или компоновки фильтра пластоиспытатель развинчивают по безопасному переводнику.

На поверхности пластоиспытатель разбирают и извлекают диа­граммы регистрирующих приборов.

Пластоиспытатели серии КИИ-ГрозУфНИИ имеют существенные недостатки: они относятся к испытателям одноциклового действия, и по­вторное испытание возможно только после подъема и спуска инструмен­та; некоторые узлы недостаточно надежны; область надежной работы пластоиспытателя ограничивается давлениями не свыше 40 МПа.

Повышение достоверности испытания связано с возможностью проведения повторных циклов и сопоставления их результатов. Для проведения повторных многоцикловых испытаний разработаны пла­стоиспытатели серии МИГ. Их техническая характеристика приведена в табл. 11.2.

Многоцикловый гидравличе­ский испытатель пластов позволяет при однократном спуске проводить несколько полных циклов испытании объекта. Каждый цикл включает две основные операции: вызов притока из пласта и контроль восстановления давления.

В комплект МИГ входит много­цикловый испытатель пластов ИПМ-2 конструкции СевкавНИПИнефть (рис. 11.7).

Благодаря гидравлической не­уравновешенности запорной гильзы, т.е. действию на нее избыточной гидростатической силы, фикси­рующей ее в нижнем положении (рис. 11.8), появляется возможность многократного открытия и закрытия запорного клапана при закрытом уравнительном клапане.

При открытом приемном клапане подпакерное пространство сообщается с внутренней полостью колонны труб, в этот период создается депрессия на пласт и осуществляется вызов притока (нижнее положение штока). При подъеме штока до вхожде­ния приемного клапана внутрь запорной гильзы поступление жидко­сти в бурильную колонну прерывается, и давление в подпакерной зо­не восстанавливается. Чтобы избежать преждевременного открытая уравнительного клапана, над ИПМ-2 устанавливают телескопический раздвижной механизм со свободным ходом 1,5 м. Его гидравлическая неуравновешенность ниже, чем у запорной гильзы, и после закрытия приемного клапана запорная гильза остается закрытой до тех пор, пока не будет исчерпан свободный ход в раздвижном механизме.

Многоцикловый испытатель оснащен двухцикловым запорным поворотным клапаном, регистрирующим манометром геликсного типа

МГИ-1, яссом закрытого типа, для которого растягивающее усилие не зависит от гидростатического давления в стволе скважины, безопас­ным переводником. Для надежной изоляции устанавливают два пакера усовершенствованной конструкции ПЦР-2 с распределителем давле­ния. Несмотря на то, что в конструкции испытателя МИГ использова­ны новейшие разработки отдельных узлов остаются еще некоторые недостатки. Так, отдельные узлы (циркуляционный клапан, испыта­тель пластов и др.) имеют довольно сложную конструкцию, многие узлы после каждого спуска в скважину следует подвергать разборке и обязательной ревизии. Для повышения надежности инструмента необхо­димо упростить конструкцию узлов пластоиспытателя.

Рис. 11.8. Схема работы клапанов испытателя пластов ИПМ - 2:

а, б - уравнительный клапан соответственно открыт и закрыт; в - приемный кла­пан открыт; 1 - запорная гильза; 2 - приемный клапан; 3 - отверстия уравнитель­ного клапана; 4 - нижний корпусной переводник

11.8. Технология опробования и испытания объекта

Исследование нефтегазоносности объекта — весьма ответствен­ный этап поискового и разведочного бурения. Правильная оценка нефтегазоносности и перспектив дальнейших работ определяется дос­товерностью полученных в результате опробования или испытания данных. Объем и достоверность информации зависят от многих фак­торов и, прежде всего, от безопасной продолжительности цикла ис­пытания и длительности пребывания пластоиспытателя на забое скважины, от надежности его работы и качества изоляции исследуе­мого интервала, т.е. от надежности пакеровки.

Основной этап исследования подразделяется на два периода: пе­риод притока и период восстановления давления. Работу пластоиспы­тателя в режиме притока и восстановления давления принято назы­вать циклом испытания. Продолжительность первого периода (перио­да притока) зависит от проницаемости горных пород, состояния при- забойной зоны пласта (ПЗП), свойств пластового флюида и депрессии на пласт. По истечении времени первого периода путь поступления жидкости в колонну труб перекрывают, и начинается второй период - период восстановления давления в подпакерной (межпакерной) зоне, фиксируемый глубинным манометром. Регистрируют темп и характер восстановления пластового давления.

По ко'личеству циклов испытание может быть одно- и многоцик­ловым (чаще двухцикловым). Двухцикловое испытание обеспечивает более высокие качество и достоверность информации, чем одноцик- ловое. В двухцикловом испытании первый цикл играет вспомогатель­ную роль. Его проводят для удаления глинистой корки со стенок скважины и разгрузки ПЗП от избыточного давления, сформировав­шегося под действием давления бурового раствора в скважине.

В обсаженном стволе можно проводить полуторацикловое испы­тание. В этом случае ресурс хода часов манометра почти полностью используется для записи кривой восстановления давления на протя­жении первого цикла, а затем осуществляется открытый приток флюида без регистрации давления.

Допустимая продолжительность цикла или циклов (при много­цикловом испытании) зависит в основном от условий безаварийного нахождения пластоиспытателя в скважине и от ресурса работы реги­стрирующих глубинных приборов.

Распределение времени на приток, и восстановление давления завесит от характера проявления пласта.

Интервал опробования выделяют на основании изучения геоло­гического разреза и геолого-геофизических предпосылок. Точность определения границ интервала зависит от степени изученности разре­за и задач исследования. Границы интервала исследования удается отбить более четко в поровом коллекторе по сравнению с трещинами. В ряде случаев оптимальная протяженность интервала испытания на­ходится в пределах 10 -50 м. В залежах с известной мощностью неф- тенасыщенной части в интервал включают всю ее протяженность по оси скважины. Достоверность получаемой информации и точность определения гидродинамических характеристик повышаются с уменьшением протяженности интервала. При необходимости интер­вал испытания может быть уменьшен до 1 - 2 м.

Наиболее распространены испытатели первого типа: трубные пластоиспытатели. Испытание ими на приток производится с опорой (рис. 11.9, а) и без опоры на забой (рис. 11.9, б). Возможно также се­лективное (раздельное) испытание объекта (рис. 11.9, в и г).

Рис. 11.9. Схема испытания пластов:

а - с опорой на забой; б - без опоры на забой; в, г - селективное (избирательное) испытание пластов 1 - бурильные трубы; 2 - испытатель пластов; 3 - пакер; 4 - хвостовик (фильтр); 5 - приспособление для опоры на стенке скважины

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (или 2 пакеров) изолируют интервал, подле­жащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давле­ние для получения необходимой депрессии в подпакерном или между- пакерном пространстве. Величину депрессии регулируют за счет высо­ты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности.

Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в сква­жину, а из нее через фильтры в колонну бурильных труб.

Глубинный манометр в испытателе записывает все происходящие изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбирают про­бы (нефти и воды) или они могут быть подняты на поверхность в ис­пытателе пластов (в пространстве между впускным и запорным клапанами).

Максимальный термометр в испытателе фиксирует забойную температуру. В результате расшифровки и специальной обработки данных получают величины пластового давления, проницаемости и другие параметры пласта. По пробам пластовых флюидов устанавли­вают, чем насыщено поровое пространство: нефтью, газом или водой.

вого раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдель­ных линз в окрестностях скважины и тонких пропластков. Наиболее благоприятные условия создаются в тех случаях, когда депрессия в 3 раза превышает репрессию на пласт при вскрытии. При депрессии ниже 10 МПа снятие блокирования ПЗП может быть неэффективным. С точки зрения притока нефтегазового составляющего пластового флюида положительное влияние оказывает такая депрессия, которая вызывает турбулентный режим течения флюида в пласте. Таким обра­зом, с учетом устойчивости горных пород исследуемого объекта, пре­дельно допустимого перепада давления на пакере и допустимых дав­лений смятия для бурильных труб необходимо планировать макси­мально возможную депрессию на пласт.

Наиболее распространенная причина неудачных испытаний - негерметичность пакеровки. Надежность работы пакера зависит от правильности определения места его установки и правильности под­бора наружного диаметра пакерующего элемента. Для установки па­кера подбирают интервал, представленный монолитными малопрони­цаемыми устойчивыми породами. Протяженность интервала установ­ки пакера зависит от погрешности замера глубины ствола скважины по каротажному кабелю и определяется по формуле:

Минимальная протяженность участка установки пакера должна быть не менее 4 м.

Правильный подбор диаметра пакерующего элемента означает определение наибольшей возможной его величины, при которой пла- стоиспытатель свободно проходит по стволу скважины. Соотношение диаметра ствола скважины в зоне пакеровки и диаметра пакерующего элемента характеризуется коэффициентом пакеровки

Чем меньше значение коэффициента пакеровки у, тем выше герме­тичность пакеровки и надежность работы пакера. Оптимальные значения коэффициента пакеровки находятся в пределах от 1,10 до 1,12.

Необходимая сжимающая нагрузка на пакер при его срабатыва­нии (деформировании) может быть подсчитана по формуле

Размеры и характеристики пакеров приведены в табл. 11.3.

Таблица 11.3