Ошибка ипт б 06

5.1.2 Усовершенствованные многоцикловые комплексы МИГ-146У, МИГ-127У, МИК-95, МИГ-80, МИГ-65 предназначены для испытания перспективных объектов в обсаженных и необсаженных скважинах глубиной до 7000 м в диапазоне диаметров 75-295 мм с перепадом давления до 45 МПа и температурой на забое до 200 °С.

Конструктивные особенности комплексов описаны в соответствующих руководствах по эксплуатации каждого типоразмера ИПТ.

Технико-технологической особенностью комплексов является наличие в составе ИПТ сменной клапанной системы для обеспечения возможности испытания коллекторов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и устьевой головки вертлюжного типа. В процессе исследования пласта управление клапанной системой ИПТ осуществляется вращением и (или) перемещением колонны труб при значительных депрессиях на испытываемые пласты, что повышает надежность работ в глубоких или наклонно-направленных скважинах. В настоящее время указанные комплексы не выпускаются.

5.1.3 Комплексы КИИЗ-146, ИПТ-127, КИИЗ-95 предназначены для испытания скважин глубиной до 5000 м в диапазоне диаметров 118-295 мм с перепадами давления до 45 МПа и температурой на забое до 180 °С и обеспечивают обычное и селективное испытание объектов в многоцикловом режиме, с опорой и без опоры на забой скважины.

В комплекс КИИЗ-146 входят якори размерного ряда и запорно-поворотный многоцикловый клапан, что обеспечивает возможность проведения испытания (по схеме «снизу-вверх»), без опоры на забой, нескольких объектов (до первого продуктивного интервала) за одну спускоподъемную операцию.

В КИИЗ-95 включена многоцикловая приставка и пакер (поставка по заказу потребителя) с удерживающим устройством для испытания объектов в эксплуатационных скважинах с низкими статическими уровнями жидкости.

Все типоразмеры комплексов ИПТ укомплектованы устройствами для отбора глубинных проб и контейнерами для их транспортировки и хранения.

5.1.4 Комплекс испытательного оборудования для доразведки и освоения нефтегазоносных залежей по фонду эксплуатационных скважин КИОД-110М предназначен для селективного испытания и обработки продуктивных объектов в скважине с опорой инструмента на стенки обсадной колонны.

Комплекс спускается в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах, работает в режиме многоцикловой технологии. Управление комплексом осуществляется путем передачи осевой нагрузки на испытатель пластов для открытия впускного клапана и небольшого натяжения труб для его закрытия.

5.1.5 Комплекс испытательного оборудования ИПТ-110С предназначен для испытания добывающих скважин, закрепленных обсадной колонной диаметром 140, 146 и 168 мм, совместно с геофизическими методами исследования.

Комплекс спускается на пустых или частично заполненных трубах с внутренним диаметром не менее 60 мм. Управляется вертикальным перемещением колонны труб и работает в режиме многоцикловой технологии «приток — восстановление давления».

5.1.7 Комплекс ИПТ-127УЗД, управляемый затрубным давлением, предназначен для испытания пластов в глубоких наклонно-направленных и морских скважинах. Управление клапанным механизмом испытателя осуществляется созданием избыточного затрубного давления (до 5 МПа).

В настоящее время комплекс не выпускается.

     5.2.1 Компоновки ИПТ для работ в открытом стволе скважины

5.2.1.3 Типовые компоновки предусматривают возможность проведения операций с применением сдвоенных пакеров с установкой между ними распределительного устройства. Такие компоновки рекомендуются при испытании глубоких скважин, когда перепад давления на пакере превышает 20 МПа. При использовании якорных устройств компоновки МИГ должны исключать устройства для раздельного вращения труб.

5.2.1.5 Длина колонны труб должна быть подобрана с таким расчетом, чтобы при спуске до забоя муфта последней трубы оказалась на 3-4 м выше ротора или, в случае испытания через квадратную штангу, верхний конец трубы был на 4 м выше ротора, чтобы иметь возможность при пакеровке обеспечить сжатие компоновки испытательного оборудования, передать заданную осевую нагрузку на пакер и поддерживать ее в процессе испытания.

5.2.1.6 Для контроля активности притока из испытуемого пласта и отвода пластового флюида на безопасное расстояние от буровой верхнюю трубу с предварительно навернутой устьевой головкой и краном высокого давления необходимо обвязать выкидной линией (манифольдом) с цементировочным агрегатом.

5.2.1.8 Управление клапанной системой ИПТ может осуществляться вытяжкой или вращением труб (приложение Б.2.I), вращением колонны труб (приложение Б.2.II, III, IV, V), с установкой одного пакера (приложение Б.2.I, II, V) и с селективным разобщением пласта (приложение Б.2.III, IV).

     5.2.2 Компоновки ИПТ для работ в обсаженной скважине

5.2.2.1 В зависимости от геолого-промысловых задач, конструкции скважин и количества перфорированных пластов рекомендуется применять три основных типа компоновок ИПТ (приложение Б.4).

5.2.2.2 Компоновка однопакерная с включением опорного якоря предназначена для испытания скважин с объектом, вскрытым на расстоянии от забоя 100 м и более (Iа).

5.2.2.3 Компоновка двухпакерная ИПТ с опорным якорем предназначена для поинтервального испытания скважин с двумя и более перфорированными пластами за один рейс инструмента. Испытания проводятся в селективном режиме снизу или сверху до первого нефтенасыщенного пласта (Iб).

5.2.2.4 Компоновка однопакерная упрощенная с опорой на цементный мост скважины может быть применена для испытания объекта на расстоянии от забоя до 50 м (Iв).

5.2.2.5 Испытания скважины компоновкой ИПТ без якоря могут быть проведены при достаточной прочности цементного моста и (или) отсутствия на забое шлама и посторонних предметов.

5.2.2.6 В компоновках ИПТ с якорем следует вначале спустить одну трубу с глубинными манометрами. На нижний конец трубы должен быть завинчен башмак с центральным каналом для связи манометров с забоем скважины.

5.2.2.7 Компоновку испытательного оборудования необходимо собирать на мостках из секций длиной не более 8 м с целью предупреждения изгиба штоков узлов ИПТ при подъеме их на крюке с мостков.

5.2.2.8 В компоновку ИПТ необходимо включать устройство с глубинным манометром для регистрации затрубного давления (УЗД).

5.2.2.9 Для накопления (отбора) остатков шлама во время притока пластовой жидкости между испытателем и сливным клапаном нужно устанавливать одну-две трубы.

5.2.2.10 При испытании пластов в скважинах глубиной свыше 2500 м трубы должны заполняться скважинной жидкостью или технической водой. Максимальный перепад давления жидкости не должен превышать прочности на смятие колонны труб. Заполнение скважинной жидкостью НКТ осуществляется с помощью автоматического заливочного клапана КЗА-110 (из комплекса КИОД-110М) или КУ-95 (из комплекса МИК-95).

5.2.2.11 При испытании пластов, залегающих на глубине менее 2000 м, трубы могут быть заполнены жидкостью в минимальном объеме для создания противодавления на пласт.

5.2.2.12 В процессе спуска ИПТ в скважину при возникновении посадки, для предотвращения открытия клапана испытателя пластов, инструмент следует приподнять (не допуская пребывания его в разгруженном состоянии более 30 с) и затем осторожно пропустить через интервал сужения.

5.2.2.13 Если при спуске ИПТ в скважину посадки инструмента приобретают систематический характер и достигают 5-6 кН, а из НКТ наблюдается интенсивный выход воздуха, то спуск следует прекратить и приступить к подъему. Повторное испытание может быть осуществлено после тщательной проработки ствола скважины, проверки труб и приведения параметров промывочной жидкости в соответствие с указанными в плане работ.

5.2.2.18 Применение компоновок ИПТ для очистки забоя и приствольной части пласта (ОПЗ) основано на возможности дренирования объекта с начальной максимальной депрессией путем создания многократных контролируемых перепадов давления, различных по интенсивности и продолжительности, в зависимости от загрязнения пласта и забоя скважины.

5.2.2.21 В режиме гидравлических ударов рекомендуется проводить 7-10 циклов, после чего исследуют пласт по обычной технологии «приток-восстановление пластового давления» с регистрацией кривой притока (линия е-ж) и кривой восстановления давления (линия ж-з).

5.2.2.23 В добывающих скважинах с низким статическим уровнем жидкости (>300 м) в затрубном пространстве для очистки призабойной зоны рекомендуется применять компоновку ИПТ, включающую многоцикловую приставку ПМ-95М (КИИЗ-95) и секционный пакер ПЦП-95 с удерживающим устройством, которое позволяет поддерживать герметичность пакерования в процессе многоциклового управления приставкой для закрытия приемного клапана и регистрации КВД (конечного пологого участка). Наличие гидравлической неуравновешенности в пакере обеспечивает герметичное пакерование при возвратно-поступательном движении труб с целью закрытия клапана многоцикловой приставки, особенно в конце регистрации КВД, когда нагрузки на пакер уменьшаются до критической (минимальной для снятия резинового элемента).

5.2.2.27 Для устранения негативных последствий физико-химических методов обработки призабойной зоны рекомендуется их применение комплексировать с депрессионным воздействием испытателя пластов. При этом обеспечивается возможность более эффективного очищения призабойной зоны пласта (ПЗП) от продуктов реакции и других загрязняющих пласт материалов с одновременным получением информации о ее состоянии путем регистрации и последующей обработки кривых притока и восстановления давления до и после ГТМ.

5.2.2.29 В сложных случаях освоения скважин (низкопроницаемые коллекторы, глубокое проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт и др.) ГТМ следует проводить поэтапно, оценивая полученные результаты после каждого спуска ИПТ.

5.3.1 Скважинные манометры предназначены для непрерывной регистрации изменения давления в скважине и в трубах в процессе спуска, испытания пласта и подъема ИПТ.

Обработка полученных диаграмм позволяет оценить насыщенность объекта испытания, качество работы составных частей ИПТ, техническое состояние скважины и определить гидродинамические параметры пласта.

5.3.2 Регистрация диаграмм изменения давления в скважине (в трубах, затрубном пространстве) над ИПТ осуществляется манометрами с диапазоном измерений давления от 0 до 100 МПа и температуры до 200 °С.

Скважинные манометры объединяются в группу геликсных приборов типа МГН-2 (манометры глубинные нормального ряда), МГИ-3 (манометры геликсные измерительные) и МСУ-2 (манометры скважинные унифицированные). В настоящее время наиболее широкое применение получили электронные манометры (КСА, АМТ, МТГ, Микон и т.д.). Для работы в условиях температур до 180 °С применяются манометры типа PPS.

5.3.4 Манометры электронные (цифровые) являются прогрессивными автономными скважинными приборами для регистрации изменения забойного давления и температуры. Электронные скважинные приборы с долговременной памятью применяются при гидродинамических исследованиях скважин испытателями пластов на трубах и геофизических исследованиях действующих скважин — приборами на проволоке.

Типовым представителем цифровых манометров является манометр-термометр КСА-А2-36-120/100 (комплексная скважинная аппаратура).

Диаметр прибора варьируется от 22 мм до 42 мм, давление от 16 МПа до 100 МПа. Рабочая температура — до 120 °С.

Особенности прибора:

— высокая точность измерений;

— большая длительность автономной работы (до года и выше), низкое напряжение питания;

— независимость показателей давления от температуры среды;

— получение результатов измерения по давлению и температуре непосредственно на экране компьютера (ноутбука) сразу после подъема прибора из скважины в виде диаграммы или в виде соответствующих таблиц;

— гибкое программирование прибора в соответствии с технологическими условиями работы скважины;

— запуск в работу и отключение прибора в диапазоне 0-100 МПа с разрешающей способностью по давлению 0,01 МПа;

— контроль напряжения источника питания скважинного прибора;

— пересылка результатов измерений в компьютер через USB или Comm-порты.

6.2.3 Колонна бурильных труб должна быть рассчитана на прочность от смятия избыточным наружным давлением с коэффициентом =1,3 для стальных труб и =1,5 для труб из алюминиевого сплава (Д16Т). Глубина спуска пустых бурильных труб рассчитывается с учетом диаметра, толщины стенок, марки и износа труб, а также плотности бурового раствора по формуле:

,                                                             (6.2.1)

где — допустимая глубина спуска пустых труб, м;

— наружное давление смятия труб, Па (Н/м);

— удельный вес бурового раствора, Н/м;

— коэффициент запаса прочности, .

6.2.4 В глубокой скважине при заполнении труб технической водой (только в качестве буферной жидкости над ИП заливается буровой раствор) глубину спуска пустых бурильных труб рекомендуется рассчитывать из соотношения:

,                                 (6.2.2)

где — глубина скважины, м;

, — глубина уровня бурового раствора и технической воды в трубах, м;

— удельный вес технической воды, Н/м.

Величины сминающих давлений для бурильных труб с высаженными наружу и внутрь концами представлены в приложении В.

С увеличением глубины скважины возрастает вес инструмента, что может привести к превышению предела текучести материала труб. Для испытания вскрытых бурением глубокозалегающих пластов применяют комбинированные колонны труб различного диаметра, соединяя их в секции, которые отличаются по прочности, диаметру и толщине стенки, а также по времени ввода труб в эксплуатацию.

6.2.5 Бурильные трубы перед сборкой в свечу тщательно шаблонируют. В компоновке инструмента с ИПТ утяжеленные трубы устанавливают в нижней части колонны; трубы, имеющие повышенную прочность, — в верхней, а трубы, имеющие пониженную прочность, — в средней.

В ходе эксплуатации трубы периодически должны опрессовываться непосредственно на буровых, подвергаться дефектоскопии. Срок дефектоскопии и опрессовок — через 800 ч работы.

6.2.6 Замковые соединения бурильных труб смазывают графитовой смазкой, уплотняют лентой «ФУМ» или пеньковым шнуром. Закрепление осуществляется автоматическим буровым ключом с моментомером в соответствии с паспортом на бурильные трубы.

При спуске компоновки ИПТ нельзя допускать резких остановок, торможения и удара элеватора с колонной труб об ротор буровой установки.

После испытания объекта в процессе подъема инструмента следует проверять упорные торцы замков и муфт. Трубы, у которых торцы и муфты промыты и имеют задиры или выбоины, должны быть удалены из комплекта.

6.2.8 Подъемные агрегаты должны укомплектовываться автоматическими подвесными гидравлическими ключами типа КТГ, иметь ограничитель подъема крюкоблока, систему звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительные приборы работы двигателя и пневмооистемы, а также другие системы блокировки, обеспечивающие безопасность проведения работ при установке агрегатов у устья скважины и спуско-подъемных операциях.

Технические характеристики подъемных установок распространенных типов приведены в таблице 6.2.1.

Таблица 6.2.1

6.3.1 Устьевое оборудование предназначено для обвязки колонны обсадных и бурильных труб с целью контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве и в трубах, предотвращения выбросов и фонтанирования пластовой жидкости в процессе испытания пласта.

Устьевое оборудование включает противовыбросовое оборудование бурящейся скважины и специальное устьевое оборудование для проведения работ с испытателем пластов.

Противовыбросовое оборудование состоит из превенторов различного типа (плашечных, универсальных, вращающихся) с механизмами дистанционного и ручного управления, системы трубопроводов обвязки с задвижками и кранами высокого давления.

6.3.2 Устьевое оборудование должно обеспечивать:

— быструю и надежную герметизацию устья скважины при спущенном в скважину бурильном инструменте и без него;

— разрядку скважины при повышении давления путем стравливания флюида через выкидные трубопроводы при закрытых превенторах;

— замену газированной пластовой жидкости в скважине прямой и обратной циркуляцией на промывочную жидкость с соответствующими параметрами;

— контроль давления в скважине при закрытых превенторах;

— отвод газа или пластовой жидкости на безопасное расстояние от устья скважины;

— расхаживание и проворачивание инструмента при герметизированном устье.

6.3.3 Схема обвязки устья (рисунок 6.3.1) и тип превентора должны соответствовать требованиям, предусмотренным в техническом проекте и геолого-техническом наряде на строительство скважины.

6.3.5 Устьевая головка неподвижного (или вертлюжного) типа или цементировочная головка свинчивается с верхней бурильной трубой. Головка с помощью подвижных шарниров-угольников соединяется быстроразъемными соединениями (БРС) с металлическим манифольдом, который должен быть жестко закреплен опорами с элементами буровой установки во избежание вибрации трубопровода в процессе испытания пласта.

Диаметр выкидной линии (манифольда) должен соответствовать диаметру ствола устьевой головки и диаметру выкида превентора.

6.3.8 Допускается проводить испытание пласта с устьевой головкой, установленной по упрощенной схеме обвязки устья скважины на 4-5 м выше стола ротора (рисунок 6.3.2). До начала испытания нужно подготовить спецплощадку, лестницу для экстренного закрытия крана высокого давления на устьевой головке.

6.3.12 Обвязка устья скважины при испытании пласта, ожидаемое давление в которой ниже давления опрессовки бурового шланга (<15 МПа), может быть выполнена по схеме, указанной на рисунке 6.3.3. На кондукторе (например, диаметром 245 мм) должно быть смонтировано противовыбросовое устройство (на схеме УП-245х140).

7.1.1 Объект испытания ИПТ должен назначаться геологической службой Недропользователя на основании всей информации по данному региону, рекомендаций по результатам геолого-технологических (ГТИ) и геофизических исследований (ГИРС), выполненных в процессе бурения скважины.

Для структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважин предусмотрены единый обязательный комплекс ГИРС и единый комплекс ГТИ; для эксплуатационных скважин обязательные комплексы ГИРС и ГТИ отличаются уменьшением количества выполняемых методов и объема исследований в соответствии с «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах».

7.1.3 К испытанию в процессе бурения скважины рекомендуются объекты, которые оцениваются как продуктивные или возможно продуктивные:

— по нефтепроявлениям, наблюдаемым у устья при циркуляции бурового раствора;

— по насыщению нефтью образцов пород: керна или шлама;

— по содержанию углеводородных газов в растворе (газокаротаж);

— по результатам люминесцентного битуминологического анализа промывочной жидкости или шлама.

7.1.8 В обсаженных эксплуатационной колонной скважинах объектами испытания являются перфорированные интервалы. В них работы проводят с целью:

— освоения объектов (в т.ч. так называемых «неосновных»);

— интенсификации добычи нефти (ОПЗ) депрессионным и гидроимпульсным воздействием;

— оценки качества цементирования (наличие цементного кольца) обсадной колонны;

— проверки герметичности цементного моста;

— выявления эффективности ГТМ;

— определения параметров пласта.

7.2.1 Диаметр резинового элемента пакера должен определяться в зависимости от состояния ствола скважины по коэффициенту пакеровки:

,                                                         (7.2.1)

где — диаметр скважины, мм;

— диаметр резинового элемента (уплотнителя) пакера, мм.

По величине уплотнители подразделяют на три группы:

1. 1) пакеры повышенной устойчивости, работающие в условиях , когда ствол скважины имеет номинальный диаметр и перепады давления на пакер МПа;

2. 2) пакеры средней устойчивости и проходимости, работающие в условиях , когда в стволе скважины имеются интервалы с незначительными сужениями и перепады давления на пакер МПа;

3. 3) пакеры повышенной проходимости, работающие в условиях , когда ствол скважины осложнен и имеются значительные интервалы с сужениями, а перепады давления на пакер МПа.

Применять пакеры с диаметром уплотнителя, выходящим за указанные пределы , нецелесообразно.

7.2.2 Интервал для установки пакера должен выбираться в зависимости от глубины скважины, точности замеров глубины по каротажному кабелю и колонне бурильных (НКТ) труб по формуле:

,                                                                              (7.2.2)

где — минимальная длина площадки для установки пакера, м;

— относительная погрешность в замерах глубины скважины по каротажному кабелю и замеру бурильных труб,

,                                                                  (7.2.3)

— глубина скважины до интервала установки пакера, м;

2 — конструктивная длина до середины уплотнителя пакера, м.

Расчетные величины минимального интервала для установки пакера с учетом погрешности замеров и глубины скважины представлены в таблице 7.2.1.

Расчетные величины минимального интервала для установки пакера

Таблица 7.2.1

7.2.3. В глубоких скважинах или при малых интервалах площадки для установки пакера можно добиться герметичности пакеровки методом «точной привязки» магнитным локатором муфт.

«Точная привязка» проводится дополнительным спуском инструмента на 50-75 м выше забоя и пропуском каротажного зонда через трубы с воронкой. Далее опускают с контрольным замером оставшиеся (50-75 м) трубы до забоя и определяют истинное расстояние до намеченного по кавернограмме (профилеграмме) интервала пакерования.

«Точную привязку» можно проводить методом локации замковых соединений бурильных труб, спущенных для подготовки скважины к испытанию. Сопоставив глубины по диаграммам магнитного локатора и каротажа, уточняют длину колонны труб и площадку для установки пакера.

Для установки пакера с якорем необходимо выбирать устойчивый интервал ствола, в котором горные породы не будут разрушаться при осевой нагрузке, требуемой для временной герметизации интервала и управления клапанной системой ИПТ с целью создания открытых-закрытых периодов испытания.

Возможны следующие варианты выбора площадок для установки пакера с якорем:

— в непроницаемой кровле над испытываемым пластом;

— в уплотненных карбонатных разрезах большой толщины с целью его испытания по мере вскрытия;

— выше кавернозного участка над кровлей терригенного пласта;

— в кровле и подошве пласта для селективного его испытания, когда близко залегают разнонасыщенные пласты;

— в кровле газонасыщенного пласта с применением сдвоенных пакеров для увеличения контактной поверхности и надежности пакерования;

— в зумпфе — на переходе от большего диаметра к меньшему при бурении скважины опережающим стволом;

— в башмаке промежуточной технической колонны при наличии прочной цементной крепи с обсадной колонной.

7.3.1 Осевая нагрузка, необходимая для сжатия резинового элемента пакера и герметизации испытываемого интервала, должна рассчитываться по формуле:

,                                                       (7.3.1)

где — осевая нагрузка на пакер, кН;

— вес инструмента на крюке до пакеровки, кН;

— вес инструмента на крюке при пакеровке, кН;

— вес труб, размещенных в компоновке ИПТ ниже пакера (хвостовика), кН;

— потери нагрузки на трение колонны труб о стенки скважины, кН.

7.3.2 Нагрузка, расходуемая на преодоление сил трения и сопротивления движению колонны труб в вязкопластичной среде бурового раствора в стволе скважины, рассчитывается из выражения:

,                                                       (7.3.2)

где — разность показаний по индикатору веса при ходе колонны труб вверх и вниз ,

;

— нагрузка, требуемая на преодоление сил сопротивления,

,

где — статическое напряжение сдвига, Н/м;

— поверхность контакта труб с буровым раствором в стволе скважины, м.

7.3.3 При передаче осевой нагрузки длина сжатой части колонны труб рассчитывается по формуле:

,                                             (7.3.3)

где — радиус кривизны касания нижней секции труб по пространственно изогнутому стволу скважины, м,

,

где — радиус скважины, м;

— модуль упругости труб, Н/м;

— момент инерции поперечного сечения труб, м;

— вес одного погонного метра труб, Н/м;

— коэффициент трения, =0,2.

7.3.4 Угол закручивания колонны труб (обороты) для передачи вращения на клапаны ИПТ (ЗПКМ, ИПВ) с целью преодоления сил трения при частично разгруженной на забой колонны труб должен рассчитываться по формуле:

,                                               (7.3.4)

где — наружный радиус трубы, м;

— модуль сдвига, Н/м;

— полярный момент инерции поперечного сечения труб, м;

— общая длина колонны труб (включая длину сжатой части труб), м;

— угол наклона ствола скважины к вертикали (зенитный угол), град.

В случае применения комбинированной колонны труб, составленной из секций труб разного диаметра, и с учетом зенитного угла расчетная формула усложняется, что приводит к увеличению числа оборотов инструмента для управления клапанами.

7.3.5 Суммарные нагрузки на пакер складываются из осевых нагрузок от веса труб и гидравлических нагрузок (от перепада давления на пакер) и должны быть не более указанных в таблице 7.3.1.

Таблица 7.3.1

7.3.8 При планировании испытания в обсадной колонне с учетом глубины скважины и удельного веса скважинной жидкости необходимо в испытателе пластов в комплексе КИОД-110М установить соответствующую пару «цилиндр — поршень», в соответствии с таблицей 7.3.2.

Таблица 7.3.2

Номограмма для определения величины нагрузки для открытия приемного клапана испытателя пластов ИПМ-110 (КИОД-110 М) приведена на рисунке 7.3, где 1 — пара N 1; 2 — пара N 2; 3 — пара N 3.

7.4.1 Режим испытания, как основной технологический этап, оказывает решающее влияние на техническую успешность работ в скважине, объем притока флюида и качество регистрируемых диаграмм давления, по которым рассчитываются гидродинамические параметры удаленной и призабойной зоны пласта.

Режим испытания устанавливают при планировании работ и указывают в плане по испытанию (см. приложение А.2) в зависимости от решаемых геологических задач, типа коллектора, ожидаемого по данным ГИРС и ГТИ насыщения и активности проявления пласта, технической оснащенности ИПТ, конструкции и состояния ствола скважины. Режим испытания корректируют в процессе выполнения технологических операций с учетом продолжительности безопасного нахождения инструмента на забое скважины.

Режим испытания включает:

— депрессию на пласт;

— время открытого и закрытого периодов испытания в цикле;

— количество циклов и соотношение продолжительности между ними при многоцикловом испытании;

— объем притока флюида.

7.4.2 Депрессия на пласт (разность между пластовым давлением и давлением на забое скважины при испытании) и характер ее изменения в процессе притока (открытый период) и восстановления давления (закрытый период) влияют на количество отбираемой жидкости (газа) и достоверность оценки насыщенности пласта.

В плане работ по испытанию указывается депрессия, максимально возможная для каждого конкретного объекта, на основании расчетов и накопленного опыта по испытанию скважин. Максимальное значение депрессии (перепада давления на пласт) может быть равно пластовому давлению , т.е. противодавление на пласт полностью снято.

Минимальная величина депрессии на пласт не может быть менее противодавления столба промывочной жидкости в стволе скважины при его вскрытии бурением:

,                                                          (7.4.1)

где — гидростатическое давление, МПа;

— пластовое давление, МПа.

Величину депрессии на пласт с учетом репрессии бурового раствора при вскрытии коллектора рекомендуется рассчитывать по выражению

,                                                   (7.4.2)

где и — расчетная депрессия и фактическая репрессия на пласт, МПа;

и — динамическое и статическое напряжение сдвига бурового раствора, Н/м;

и — проницаемость в призабойной зоне пласта естественная и сниженная при его вскрытии.

Для практического пользования выражение (7.4.2) с удовлетворительной точностью может быть упрощено в виде , поскольку отношение напряжений сдвига бурового раствора изменяется в скважине в пределах 2-3 раз, а проницаемость в призабойной зоне при его вскрытии принята сниженной в 2 раза.

7.4.5 Величины перепада давления на ИПТ указаны в технических характеристиках комплексов. Допустимая депрессия с учетом прочности бурильных труб на смятие от внешнего давления (гидростатического столба) буровой жидкости не должна превышать значений, указанных в таблице 7.3.1 и приложении Г.

Перепад давления на пакер рассчитывается с учетом устойчивости труб хвостовика:

,                                                         (7.4.3)

где — критическая допустимая нагрузка на хвостовик, кН;

— нагрузка, необходимая для установки пакера, кН;

— площадь кольцевого сечения скважины, см.

7.4.10 Для различных геологических горизонтов оптимальной считается такая депрессия на пласт, при которой более эффективно реализуется информация по ГИРС, ГТИ и техническим характеристикам ИПТ. Расчетная депрессия на пласт уточняется на основании промыслового опыта испытания в конкретном регионе с учетом глубины залегания пласта и конструкции скважины.

В промысловой практике величина депрессии при проведении работ на скважине регулируется путем предварительного заполнения части колонны труб технической водой, буровым раствором, специальной жидкостью (особенно над ИПТ) с остановками при спуске компоновки ИПТ или автоматическим заполнением труб затрубной жидкостью.

Регулирование депрессии на пласт может осуществляться применением в компоновке ИПТ конструкций гидравлических регуляторов с плавным или ступенчатым изменением депрессии в процессе многоциклового испытания объекта.

7.4.12* Снижение депрессии на пласт производится в высокодебитных скважинах с целью обеспечения безопасных условий их испытания с помощью забойных штуцеров диаметром от 6 до 20 мм. Необходимо соблюдать следующее правило: чем выше ожидаемая активность притока, тем меньше должен быть диаметр штуцера.

________________

* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Испытание пласта без применения забойного штуцера запрещается, если это не указано в плане работ по испытанию.

7.4.13 Продолжительность испытания в открытом стволе планируется с учетом времени безопасного пребывания ИПТ на забое скважины. Технологические схемы предусматривают одно-, двух- и многоцикловые испытания объекта.

Если время безопасного нахождения ИПТ в глубокой скважине менее 1,5 ч, то предпочтительнее проводить испытание пласта в один цикл — «приток-восстановление».

При одноцикловом испытании объекта важно правильно распределить общее время на открытый и закрытый периоды испытания в зависимости от геологического разреза, качества вскрытия и насыщенности испытываемых пластов.

При испытании низкопроницаемых пластов, если даже все время использовать открытый период, представительного притока жидкости из пласта иногда можно не получить, при этом не будет однозначно определен характер насыщения и не останется времени на регистрацию восстановления пластового давления.

При недостаточном времени открытого периода испытания пласта (10 мин) воронка депрессии в пласте может не преодолеть зону ухудшенной проницаемости вблизи ствола скважины. В этом случае не будет получена пластовая жидкость, а кривая восстановления пластового давления, хотя и зафиксирует пологий участок КВД, но будет характеризовать проницаемость «скиновой» зоны. Рассчитанное по такой КВД пластовое давление будет завышенным.

7.4.14 При многоцикловом испытании во время первого периода притока ( мин) достигается снятие репрессии в околоствольной зоне, разрушение глинистой корки и очистка призабойной зоны. Первый закрытый период ( мин) позволяет зарегистрировать начальное пластовое давление. Оставшееся время в пределах безопасной выдержки ИПТ на забое можно использовать или только на второй открытый период (1,5-цикловое испытание) для получения представительного объема пластовой жидкости, или также распределить на второй открытый и второй закрытый периоды испытания (двухцикловое испытание).

Многоцикловое испытание способствует изучению пласта на большей радиальной глубине, контролирует изменение его фильтрационных свойств в прискважинной зоне.

7.4.15 В плотных интервалах с низкой активностью пласта целесообразно создать 2-3 кратковременных гидроудара (воздействия депрессии) открытием и закрытием впускного клапана ИПТ, а затем продолжительное время выдержать на открытом периоде испытания, создавая более благоприятные условия для притока жидкости и его контроля на устье скважины.

В неустойчивых интервалах общую продолжительность открытого и закрытого периодов не рекомендуется устанавливать более времени испытания скважины на прихват.

При испытании коллекторов, насыщенных газом, газовым конденсатом, нефтью с высоким газосодержанием, время притока следует ограничивать во избежание открытого фонтанирования из труб.

7.4.17 Объем притока можно приближенно рассчитать по начальным и конечным показаниям устьевых газовых счетчиков с учетом упругого расширения бурового раствора, поступившего из подпакерного интервала,

,                                                            (7.4.4)

где и — начальные и конечные показания газового счетчика, м;

— увеличение объема бурового раствора, м;

где — объем подпакерного пространства, м;

— коэффициент сжимаемости бурового раствора, 1/МПа;

— фактический перепад давления в интервале испытания, МПа.

На практике находят по изменению в трубах над ИПТ давления, регистрируемого глубинным манометром,

,                                                    (7.4.5)

где и — давление в трубах в конце и начале испытания, Н/м;

— площадь внутреннего сечения труб, м;

— удельный вес поступившей жидкости в трубах, Н/м.

С учетом поступления бурового раствора из подпакерного интервала объем притока составит

,                                   (7.4.6)

где — объем бурового раствора, вытесненного в трубы, м;

— удельный вес бурового раствора, Н/м.

7.4.18 Режим испытания добывающих и нагнетательных скважин планируется в зависимости от коллекторских свойств горных пород и технического состояния скважин. Режим испытания пласта задается Недропользователем, согласовывается с Производителем работ и фиксируется в плане работ по испытанию.

В случае несоответствия запланированного режима с фактическим поведением пласта, например, интенсивный приток вместо слабого и наоборот, начальнику партии (отряда) разрешается изменить время открытого и закрытого периодов по согласованию с представителем Недропользователя, присутствующим на скважине.

7.4.19 При испытании слабопроницаемых пластов, с целью точного учета подтока скважинной жидкости в трубы из-за частичной негерметичности насосно-компрессорных или бурильных труб и оценки состава пластовой жидкости, следует применять до и после вызова притока гамма-плотномер.

В процессе испытания скважин (вызов и перекрытие притока) должен осуществляться периодический контроль за положением уровня жидкости в затрубном пространстве.

7.5.4 До посадки пакера и открытия впускного клапана ИПТ необходимо:

— заполнить до устья промывочной жидкостью кольцевое пространство (между инструментом и кондуктором);

— надежно закрепить манифольд (с промывочной головкой) к основанию буровой установки;

— обеспечить возможность немедленного перекрытия крана высокого давления на промывочной головке, подготовить ключ, лестницу, лом.

7.5.7 После открытия клапана ИПТ проверить уровень жидкости в затрубном пространстве. Быстрое падение уровня указывает на нарушение герметичности пакеровки. В этом случае необходимо быстро приподнять ИПТ и закрыть впускной клапан, восстановить уровень в затрубном пространстве и повторно попытаться установить пакер, увеличив нагрузку на 20-30%.

Если повторная попытка установить пакер окажется неудачной, нужно поднять инструмент из скважины и изменить его компоновку и длину хвостовика. Компоновки ИПТ с якорем позволяют более оперативно решать эту задачу.

7.5.8 Продолжительность неподвижного стояния инструмента на забое при испытании пластов следует контролировать по активности проявления притока с учетом устойчивости стенок скважины и времени, указанного в плане работ по испытанию.

Закрытие запорно-поворотного клапана должно выполняться в несколько приемов во избежание пружинящего действия (отдачи) труб.

7.5.10 В случае притока газа, нефти или пластовой жидкости с высоким содержанием газа принять меры, обеспечивающие безопасность работ:

— закрыть запорный клапан;

— снять пакер с места установки;

— выждать время до полного прекращения выхода воздуха из труб;

— открыть циркуляционный клапан и обратной промывкой вытеснить пластовую жидкость из труб в вынесенную за пределы буровой емкость с соблюдением требований по предупреждению пожара, замерить объем жидкости, поступившей из пласта в трубы, отобрать пробы жидкости для химического анализа;

— во время циркуляции выровнять параметры жидкости в трубах и в затрубном пространстве;

— обеспечить подъем инструмента со скоростью, предотвращающей вызов притока из пласта;

— при подъеме инструмента необходимо непрерывно доливать затрубное пространство скважины.

7.5.12 После завершения подъема инструмента долить скважину промывочной жидкостью.

Составные части ИПТ и манометры после их извлечения тщательно промыть водой.

Герметизированные пробоотборники и бутылки с отобранными из труб пробами уложить в контейнер для транспортировки в лабораторию на анализ.

8.1.1 Первичное определение качества пробы состоит в том, чтобы установить, соответствует ли скважинная проба флюиду, который находился в пробоотборной камере ИПТ в момент закрытия его клапанов в точке отбора. По этому признаку различают три вида скважинных проб:

— качественная проба (пробоотборник герметичен и компонентный состав отобранной пробы не изменился);

— частично дегазированная проба (пробоотборник негерметичен и в процессе его подъема произошло выделение газа из жидкости);

— некачественная проба (не закрыты один или оба клапана пробоотборника, флюид в пробоотборнике в процессе подъема ИПТ перемешался со скважинной жидкостью).

8.1.2 Для определения качества отобранной пробы используются результаты визуального контроля и замера давления в пробоотборнике. Перед осмотром пробоотборник необходимо отмыть от грязи и шлама и обтереть насухо ветошью. Появление пузырьков газа и капелек жидкости в местах соединений свидетельствует о негерметичности пробоотборника.

Давление в пробоотборнике является существенным критерием качества пробы. При испытании глубокозалегающих объектов и значительном отличии забойной температуры от поверхностной, давление в пробоотборнике может оказаться ниже, чем на глубине отбора пробы. В этом случае если не обнаружено визуальных признаков негерметичности пробоотборника, пробу следует считать качественной.

8.1.6 Средний состав углеводородного газа, выделенного из пробы, взятой при испытании нефтенасыщенного (А) и водонасыщенного (Б) объектов, представлен на рисунке 8.1.1.

8.1.7 Для выявления характера насыщения испытуемого объекта нужно использовать соотношение различных компонентов полученного газа между собой (таблица 8.1.1). Наиболее информативными являются такие газовые коэффициенты, как C/C+в; С/С; н-С/и-С, но только совместное использование нескольких газовых коэффициентов позволяет более однозначно определить тип газа (залежи), следовательно, и характер насыщения.

Таблица 8.1.1

8.1.8 Количество газа, растворенного в жидкости (Г) (больше 3-5 м/м), является признаком углеводородных скоплений в испытываемом интервале. Как правило, высокое значение Г отмечается, когда в пробе содержится хотя бы некоторое количество нефти.

Когда в пробе нет прямых признаков нефти, повышенное значение Г может явиться признаком наличия нефтеносного пласта в интервале испытания. Чтобы оценить, насколько фактический Г, обусловленный не только растворенным, но и свободным газом в пробоотборнике, выше максимального при пластовых значениях температуры и давления, можно воспользоваться палеткой (рисунок 8.1.2).

8.1.9 Давление насыщения жидкости газом является дополнительным параметром, если жидкость и газ имеют одинаковый состав, и определяется количеством растворенного газа. По сравнению с фоновыми значениями повышенная величина давления насыщения, особенно если она близка к характерным для нефтяных залежей, может служить признаком наличия нефтенасыщенного пласта в интервале испытания или пространственной близости залежи к данной скважине.

При интерпретации величины давления насыщения необходимо учитывать также состав газа. Повышенное давление насыщения за счет высокого содержания в газе азота и метана при отсутствии тяжелых компонентов (бутана, пентана и выше) еще не является признаком отсутствия нефтенасыщенного пласта.

8.1.10 Высокое содержание асфальтенов может оказаться причиной низкой подвижности нефти ввиду ее сильной окисленности. Для установления окисленности нефти может быть использован фотоколориметрический метод, поскольку для анализа достаточно небольшое количество нефти.

Между содержанием асфальтенов и величиной коэффициента светопоглощения нефти установлена прямая зависимость, которая получена по результатам исследования нефтей ряда месторождений и горизонтов:

,                                                         (8.1.1)

Высокое значение (>4000-5000) следует интерпретировать как признак высокой окисленности нефти и ее малой подвижности.

Изучение физико-химических свойств пластовой и дегазированной нефти является обязательной составной частью при исследовании нефтяных залежей. Определение углеводородного состава газа, минерального компонентного состава пластовой воды, а также других физико-химических свойств необходимо при подсчете запасов, проектировании разработки и гидродинамических исследованиях скважины.

8.2.1 На основании исходных данных о проведении работ с ИПТ в скважине, полученной информации о наличии или отсутствии притока в процессе испытания и анализа диаграмм глубинных манометров проводят оперативную оценку качества технологических операций по испытанию объекта. Схемы размещения скважинных манометров в компоновке ИПТ и их типовые диаграммы представлены в приложении Е. По первичному анализу информации проведенные работы с ИПТ рекомендуют разграничить на категории:

— испытание технически качественное (завершенное), если оно проведено без аварий и осложнений и полностью (или частично) решена поставленная задача;

— испытание технически некачественное (незавершенное), если при его выполнении наблюдались посадки, затяжки инструмента, повышенное шламонакопление на забое, частичная негерметичность бурильных труб, поглощение бурового раствора, отказ буровых механизмов и узлов ИПТ, а также отличия фактических параметров режима от запланированных и нарушения технических условий и требований правил безопасности и охраны окружающей среды.

8.2.2 Испытание объекта должно считаться качественным и завершенным, если были выполнены следующие условия:

— в трубах поднята пластовая жидкость, отобрана герметичная проба жидкости;

— на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в трубах над ИПТ, имеются четкие линии записи нулевой линии, кривой притока (КП) и восстановления давления (КВД);

— на диаграмме манометра, установленного в трубах над ИПТ, однозначно оценивается герметичность бурильных (НКТ) труб и узлов ИПТ;

— на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в устройстве для измерения затрубного давления (УЗД), зафиксированы герметичная пакеровка, открытие клапана ИПТ, закрытие ЗП и постоянное давление в затрубном пространстве.

8.2.4 При отсутствии очевидных признаков притока критерием завершенности испытания может служить наличие качественных диаграмм скважинных манометров, на которых зарегистрирован процесс испытания объекта (нулевые линии, герметичность труб, открытие клапана ИПТ и закрытие ЗП на КВД, повторный цикл «открыто-закрыто»).

В случае, если испытание пласта было выполнено технически правильно, по анализу диаграмм скважинных манометров правомерно отнести объект испытания к практически «сухому», т.е. отсутствует приток в трубах, по КВД давление не восстанавливается.

8.2.5 На основании определения характера насыщения объекта испытания, анализа диаграмм изменения давления скважинных манометров и обобщения многолетнего опыта по испытанию составлены критерии достоверности информации, которые рекомендуются для применения при выдаче заключения.

Критерий 1. Продолжительность притока () в одном из циклов испытания не менее 60 мин. Исключением являются объекты с сильной интенсивностью притока.

Критерий 2. В одном из циклов испытания при времени () регистрации КВД и соотношении восстановление давления должно быть не менее 0,9 от величины депрессии () в конце открытого периода.

Критерий 3. В акте на выполненные работы по испытанию должно быть указано об активности проявления притока на устье скважины при стабильном положении уровня жидкости в затрубном пространстве, акт должен быть подписан мастером (начальником партии) по испытанию и представителем Недропользователя.

Критерий 4. На диаграмме манометра под фильтром забойное давление должно быть записано в форме плавной линии в течение процесса испытания. Величина общего снижения давления должна быть не менее двойной чувствительности регистрирующего манометра. Забойное давление начала записи КВД должно быть не менее давления долива жидкости в трубы до испытания.

Критерий 5. Условиями вскрытия объекта бурением сохранена гидродинамическая связь испытываемого пласта со скважиной. Интервал испытания вскрыт на буровом растворе с контролируемой водоотдачей, без поглощения, продолжительность циркуляции раствора до испытания интервала не более 120 ч.

Критерий 6. Время регистрации КВД мин.

Критерий 7. В момент открытия приемного клапана ИПТ забойное давление снижается не менее, чем на 5,0 МПа от величины .

Критерий 8. После подъема ИПТ опрессовкой на устье скважины запорного клапана подтверждена его герметичность в дополнение к записи КВД.

Критерий 9. Незагрязненная прискважинная зона пласта, КС<2,0.

Критерий 10. По хроматографическому анализу капель нефти, поднятых в пробоотборнике, установлена ее принадлежность к объекту испытания.

Критерий 11. Режим испытания и контроль за содержанием притока выполнены в соответствии с утвержденным планом по испытанию скважины ИПТ.

Критерий 12. По диаграмме давления манометра, установленного под фильтром, фактическая начальная депрессия на пласт не менее, чем в три раза превышает репрессию бурового раствора при вскрытии объекта. Интервал испытания не более 10 м.

Критерий 13. Дебит жидкой фазы продукции притока (нефти, воды) определен с погрешностью не более 15%.

Критерий 14. По КВД, зафиксированной манометром под фильтром, пластовое давление снижается от цикла к циклу испытания.

Критерий 15. Дебит газа замерен в условиях квазиустановившегося режима притока (по регистрации забойного давления и дебита жидкой фазы).

8.2.7 По информативным спускам ИПТ определяют фактические режимные характеристики испытания. По выделенным коллекторам дают оценку их насыщения, устанавливают гидродинамические параметры пласта. Нефтегазонасыщенные коллекторы оценивают на их промышленное значение, уточняют пластовое давление и состояние околоствольной зоны.

По объектам, где приток практически отсутствует, т.е. пласт «сухой», обработка результатов на этом завершается.

По объектам с неоднозначной оценкой определяют причины неопределенности (возможных ошибок) и условия, при выполнении которых в повторном испытании будет получен достоверный результат (установлено наличие или отсутствие коллектора).

9.1.1 Типовой комплекс программ автоматизированной обработки данных гидродинамических исследований включает пять программ:

— записи исходных данных в базу данных;

— обработки кривых притока и восстановления давления;

— выводы табличных результатов на принтер;

— выводы графиков на принтер;

— записи результатов обработки в базу данных.

Для автоматизированной обработки данных, полученных при испытании пластов, вводят следующие исходные данные:

— показания верхнего и нижнего манометров ИПТ;

— тарировочные данные манометров;

— данные по долитой и отобранным жидкостям.

9.1.2 Показания манометров вводятся с клавиатуры или импортируются из файла (для цифровых манометров) и заносятся в файл исходных данных.

Градуировочные характеристики манометров вводятся с клавиатуры и заносятся в файл базы тарировочных данных.

Редактирование включает:

— визуализацию и просмотр данных (таблиц и графиков);

— корректировку отдельных значений;

— приведение к одному времени (смещение по оси времени) для нескольких манометров;

— выбор характерных точек (для ИПТ);

— выбор интервала обработки;

— перевод показаний манометров в значения, выраженные в единицах измерения давления (атм).

При обработке КВД используется формула УфНИИ (или модифицированная формула Хорнера, учитывающая переменный приток в трубы в открытые периоды испытания, предшествующие обрабатываемому циклу).

,                                           (9.1.1)

В системе значение дебита, если есть кривые притока по верхнему манометру, рассчитывается по производной модельной кривой притока, иначе — по высоте отобранной жидкости, отнесенной к данному циклу.

Алгоритм: значения давления забойного манометра для КВД
-цикла перестраиваются в координатах , ,

где

, мм/с;                                                      (9.1.2)

а) если есть кривая притока по манометру в трубах над ИПТ для цикла с номером 1:

,                                              (9.1.3)

где — время для точки
КВД цикла
;

— диаметр внутренний НКТ;

— средний удельный вес поступившей в трубы жидкости;

— номер последней точки на кривой притока цикла 1;

— время -ой точки для цикла 1;

б) если при вычислении суммы для какого-то номера цикла 1 нет кривой притока, то соответствующая:

,                                              (9.1.4)

где

где — время притока для цикла 1;

— высота отобранной жидкости, отнесенная к циклу 1.

Порядок работы:

— полученный график отображается на экране;

— визуально выделяется конечный прямолинейный участок;

— по точкам выделенного участка методом наименьших квадратов проводится аппроксимирующая прямая ;

— определяются параметры прямой
а, б;

— пересчитываются параметры пласта: пластовое давление , атм;

— гидропроводность удаленной зоны , мкм·см/МПа с;

— рассчитываются погрешности и .

9.1.3 Обработка кривых притока проводится, если для данного цикла имеются данные по обоим манометрам. Гидродинамические параметры (,, ) определяются методом подбора. Находится такая совокупность параметров, при которых расчетная (модельная) кривая притока для верхнего манометра в максимальной степени согласуется с фактической. Показателем степени совпадения кривых служит минимальное значение суммы квадратов отклонений точек модельной кривой от соответствующих точек фактической:

,                                                              (9.1.5)

В системе для расчета модельной кривой используется известная формула А.Ф.Гильманшина:

,                                                        (9.1.6)

где,

где — приращение давления в точке кривой притока или восстановления давления (по забойному манометру);

;

;

, — номер текущей точки обрабатываемой кривой притока

=2, 3, …, ; =2, 3, …, ;

— номер текущей точки обрабатываемой и предыдущих кривых;

— число точек КВД цикла 1.

Остальные обозначения общепринятые.

В системе оптимальная модельная кривая подбирается дважды.

После первой оптимизации модельная кривая используется лишь как сглаженная фактическая кривая притока по верхнему манометру. По ней рассчитываются производные, необходимые для обработки КВД.

После обработки КВД закрепляется найденное по КВД значение пластового давления и при втором проходе подбираются оптимальные и .

При обработке полуцикловых испытаний — оптимизация по всем 3-м параметрам.

При отсутствии кривых притока по манометру в трубах над ИПТ гидропроводность ближней зоны оценивается по формуле:

, (мкм см/МПа с),                                        (9.1.7)

где — внутренний диаметр труб, мм;

— высота поступившей жидкости, м;

— время притока, мин;

— давление, оцененное по КВД или другими исследованиями, МПа;

— среднее за время притока значение давления по забойному манометру, МПа.

Для расчета гидропроводности можно рекомендовать и другое выражение:

(мкм см/МПа с),                          (9.1.8)

в которое дополнительно входит параметр , оцениваемый в свою очередь по одной из приближенных формул:

(1/мин),                                       (9.1.9)

где — гидропроводность пласта, найденная по КВД или оцененная по другим данным, мкмсм/МПа с;

— пористость пласта по ГИРС, в долях единицы:

— сжимаемость пластовой жидкости, 1/МПа;

— эффективная толщина исследуемого пласта по ГИРС, м;

— диаметр скважины по долоту, мм;

либо

(1/мин),                                       (9.1.10)

где =7,5·10 МПа, если пласт насыщен нефтью (высота столба отобранной нефти >1 м);

=5·10 МПа — в остальных случаях;

, — глубина, соответственно, подошвы и кровли интервала испытания, м.

Распределение суммарной высоты отобранных жидкостей по отдельным циклам испытания проводится пропорционально временам притоков и средним забойным давлениям в открытые периоды испытания (либо по эмпирическим формулам при отсутствии показаний нижнего манометра в открытые периоды испытания).

9.1.5 Коэффициент закупорки по физическому смыслу представляет собой отношение гидропроводностей пласта в удаленной и призабойной зонах:

.                                                                (9.1.11)

Если расчетное значение >2, это означает, что призабойная зона пласта ухудшена в процессе вскрытия интервала или эксплуатации продуктивного объекта в добывающей скважине.

Если <0,8, то призабойная зона считается «размытой».

9.1.6 В промысловой практике под коэффициентом продуктивности пласта понимается отношение установившегося дебита к постоянной величине депрессии, которая была задана на период исследования.

При работе с ИПТ практически создать установившийся режим можно только при длительном отборе в эксплуатационной скважине, когда имеет место перелив жидкости на устье с
=const при фиксированном значении .

Коэффициенты продуктивности определяются по формулам:

(см/с МПа);                                                (9.1.12)

     
(см/с МПа);                                                (9.1.13)

где — коэффициент пьезопроводности, см/с;

— радиус скважины, см;

— время работы скважины, с, общей продолжительностью не менее 20 сут.

Если подставить значения =7000 см/с, =10 см, время работы моделируемой скважины
=(86400*20) с и умножить все на коэффициент перерасчета из см/с МПа в м/сут, то получим упрощенное выражение для расчета коэффициента продуктивности:

(м/сут МПа);                                                (9.1.14)

Коэффициент продуктивности определяется для призабойной и удаленной зон в зависимости от того, какая величина гидропроводности будет использована в формулах (9.1.12) и (9.1.13).

Коэффициент продуктивности, в расчете которого была использована гидропроводность удаленной зоны, именуется потенциальным, а при использовании гидропроводности призабойной зоны — физическим.

9.1.7 Радиус дренирования пласта определяется по формуле

,                                                               (9.1.15)

где — коэффициент, который изменяется от до 4 по разным исследованиям. В оценочных расчетах рекомендуется принимать ;

— пьезопроводность пласта, м/с;

— время отбора пластовой жидкости, с.

9.1.8 Пьезопроводность пласта характеризует скорость перераспределения давления в пласте, ее величину можно оценить по формуле

,                                                                 (9.1.16)

где — гидропроводность удаленной зоны пласта, рассчитываемая по КВД, м/МПа с;

— эффективная толщина пласта, определяемая по данным ГИРС, м;

— пористость пласта, в долях единицы;

, — коэффициенты сжимаемости жидкости и породы, 1/МПа.

Рекомендуется автоматизированную обработку данных испытания выполнять с применением лицензированных программных продуктов, в частности типа «ГИДРОЗОНД» (разработки Башгосуниверситета), и выдавать заключение по результатам обработки в соответствии с приложением Е.

9.2.2 Начальное пластовое давление по КВД достаточно точно рассчитывается при испытании бесконечного однородного пласта. Репрессионная воронка отсутствует или «сжимается» в период притока.

Время послеприточного эффекта должно быть значительно меньше времени КВД. По многим исследованиям погрешность определения пластового давления находится в пределах погрешности скважинных манометров, но не более ±2%. Требования к достоверности расчета по промысловым данным исследования не более 2-3%.

9.2.4 Расчетная величина дебита, полученная при обработке КП и КВД при работе с ИПТ, в большинстве случаев отличается от дебита, который будет при эксплуатации продуктивного объекта.

Дебит, как и коэффициент продуктивности, именуется потенциальным или фактическим в зависимости от того, какая величина была использована при его расчете:

;          ,                                                (9.1.17)

где — депрессия при эксплуатации объекта, МПа;

, — соответственно потенциальный и фактический коэффициенты продуктивности, м/сут МПа.

Если пластовое давление выше гидростатического, оценивается условие свободного фонтанирования

,                                                           (9.1.18)

где — депрессия свободного фонтанирования скважины, МПа;

— удельный вес жидкости в скважине, Н/м;

— глубина залегания продуктивного пласта, м.

При выполнении условия >0 скважина относится к категории фонтанирующей.

В не фонтанирующей скважине величина устанавливается по глубине подвески глубинного насоса с учетом режима формирования конкретной залежи.

10.1.3 В целях предотвращения аварий и несчастных случаев ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

— производство работ по испытанию пластов в скважинах, устья которых не оборудованы превентором, устьевой (трубной) головкой, отводной линией и специальной емкостью за пределами буровой для сбора пластовой жидкости, при отсутствии цементировочного агрегата и утвержденного плана работ;

— подъем бурильных (НКТ) труб после испытания пласта до прекращения поступления воздуха из труб на устье скважины после закрытия запорного клапана;

— подъем бурильных (НКТ) труб из скважины после появления пластовой жидкости в трубах без удаления ее обратной промывкой через отводную линию в емкость за пределами буровой и выравнивания гидростатического давления в трубах и затрубном пространстве;

— допуск к руководству по испытанию лиц, не имеющих специального образования или права ответственного руководства на скважине.

10.1.4 На буровой должна быть установлена емкость для самотечного долива в затрубное пространство и устьевая обвязка с устройством, обеспечивающим непрерывный долив скважины буровым раствором при подъеме ИПТ.

Во избежание замерзания бурового раствора циркуляционная система должна обогреваться.

10.1.6 Превенторная установка, независимо от срока работы, перед спуском ИПТ в скважину проверяется и опрессовывается.

Результаты опрессовки оформляются записью в паспорте технического состояния оборудования и в акте готовности скважины к испытанию.

Давление опрессовки не должно превышать допустимых значений для данной обсадной колонны и превенторной установки.

10.1.8 Выкидные линии превентора должны быть прямолинейными, длиной не менее 30 м, для газовых и разведочных скважин — не менее 100 м. Выкидные трубопроводы должны быть прочно закреплены и направлены в сторону от проезжих дорог, линий электропередачи, котельных и других производственных и бытовых сооружений.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ прокладка выкидных линий под приемным мостом и привышечными сооружениями.

10.1.9 Обвязка устья скважины при работе с ИПТ проводится по одной из утвержденных схем и должна ОБЕСПЕЧИВАТЬ:

— наблюдение и контроль за активностью проявления объекта испытания в трубах и в затрубном пространстве;

— извлечение пластовой жидкости обратной циркуляцией в подготовленную емкость для сбора, дегазации и замера компонентов жидкой фазы, отвод за пределы буровой, сжигание пластового флюида в факеле;

— возможность подключения к внутритрубному и затрубному пространству цементировочного агрегата при угрозе аварийного фонтанирования;

— долив бурового раствора в затрубное пространство.

Если ожидается интенсивный приток нефти и газа, то на буровой рекомендуется присутствие противофонтанной службы, наличие эффективных средств пожаротушения и цементировочного агрегата, резервуар которого должен быть заполнен буровым раствором и соединен с одним из отводов превентора.

10.1.10 При разгрузке и погрузке узлов ИПТ с помощью поворотного крана (тельфера) необходимо осуществлять подъем и перемещение груза аттестованными стропами.

Груз, захваченный краном, должен сохранять при движении горизонтальное положение.

Собирать ИПТ по секциям в 5-8 м следует на специальных подкладках с вырезами в полдиаметра ИПТ.

При затаскивании на буровую площадку груз должен быть виден работающему на катушке-лебедке.

10.1.11 При подготовке ИПТ к спуску ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

— находиться на пути движения груза или под ним;

— стоять на пути движения труб при их подъеме на приемные мостки;

— стоять в радиусе действия машинных ключей при свинчивании и развинчивании узлов ИПТ;

— спускать ИПТ в скважину при неисправном индикаторе веса буровой установки.

10.1.13 ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

— применять компоновку ИПТ без циркуляционного клапана;

— выключать привод лебедки при стоянии на притоке;

— проводить испытание пласта без устьевой контрольной головки с запорным клапаном;

— проводить испытание нефтяных и газовых скважин на излив без соответствующего разрешения вышестоящей организации Недропользователя.

10.1.14 Перед установкой пакера на последнюю трубу инструмента навинчивается устьевая головка с краном высокого давления, опрессованным предварительно на 1,5-кратное давление от ожидаемого пластового давления.

Последняя труба должна быть подобрана по длине таким образом, чтобы замковое соединение находилось выше плашек превентора и положение устьевой головки над ротором (расстояние от стола ротора) позволяло осуществлять контроль и обслуживание манометра и запорного крана высокого давления.

Режим испытания и продолжительность стояния инструмента на забое определяется интенсивностью притока, устойчивостью стенок скважины и указывается в плане работ.

В процессе испытания объекта необходимо непрерывно следить за положением уровня бурового раствора в скважине и активностью проявления пласта.

Приток следует прекратить и переходить на регистрацию КВД или снять пакер в случаях:

— появления на устье пластового флюида или жидкости долива;

— резкого падения уровня раствора в затрубном пространстве скважины;

— угрозы возникновения перелива раствора из скважины;

— повышения давления на манометре устьевой головки.

После снятия пакера с места его установки ЗАПРЕЩАЕТСЯ разбирать устьевую обвязку и поднимать трубы, пока не произойдет полное прекращение выхода газа из жидкости долива, пластового флюида.

Трубу с устьевой головкой в сборе и с открытым запорным краном следует уложить так, чтобы при необходимости ее можно было быстро соединить с колонной труб.

10.1.18 При наличии в трубах нефти подъем ИПТ необходимо проводить с соблюдением мер по предупреждению пожара. Над ротором в муфту замкового соединения каждой свечи перед ее подъемом навинчивают предохранительную пробку, которая должна быть на буровой. Пробку снимает верхний рабочий после полного отворота свечи, если в процессе ее отворота и отсоединения отсутствует выход газа или жидкой фазы.

При подъеме труб необходимо использовать противоразбрызгиватель, смывать буровой раствор и разлитую нефть струей воды, работать в респираторах или противогазах.

10.1.19 Отбор проб из труб и пробоотборника, раскрепление узлов ИПТ следует выполнять с соблюдением мер безопасности как при работе с сосудами высокого давления и наличии газа.

Если испытание скважины проводилось после кислотной обработки пласта, при разборке ИПТ должны соблюдаться меры, исключающие возможность химического ожога работающих.

Если на разведочной скважине при ГИРС применяли радиоактивные излучатели (изотопы, нейтронные излучатели), при первом испытании необходимо пробы пластовой жидкости подвергнуть проверке на радиоактивность.

10.1.20 В процессе испытания скважины ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

— присутствие на скважине посторонних лиц;

— ремонт установленного оборудования;

— проведение электрогазосварочных и других огневых работ;

— выключение двигателей привода лебедки (ДВС), электродвигателей.

10.2.1 Испытание скважины ИПТ «осложненное», если наблюдалось несанкционированное отклонение от штатного режима работ.

Испытание скважины «аварийное», если возникшее осложнение привело к поломке оборудования или инструмента, прихвату инструмента в скважине, неконтролируемому фонтанированию скважины и т.п. с материальным ущербом и необходимостью дополнительных работ по ликвидации аварии.

10.2.2 С целью предупреждения и снижения количества осложнений и исключения аварий НЕОБХОДИМО:

— выполнять работы квалифицированными исполнителями;

— соблюдать технические требования по обслуживанию ИПТ;

— соблюдать технические условия эксплуатации бурового оборудования и инструмента;

— выполнять требования единых технических правил при бурении и испытании скважины;

— соблюдать положения данного РД.

10.2.3 Для раннего обнаружения осложнения при испытании скважины НЕОБХОДИМО:

— контролировать соответствие фактических показателей индикатора веса расчетным;

— следить за уровнем раствора в затрубном пространстве, за объемом раствора, выходящего из скважины (при спуске) и долитого в скважину (при подъеме);

— контролировать отсутствие или наличие воздуха из полости колонны труб при спуске ИПТ и испытании пласта;

— следить за активностью проявления скважины в процессе испытания по интенсивности выделения воздуха из резинового шланга, подсоединенного к выкиду устьевого манифольда.

10.2.5 Подъем инструмента следует производить со сниженной скоростью. Если наблюдаются затяжки, то периодически проверять наличие свободного хода вниз, опуская ИПТ на несколько метров.

При увеличении затяжек приступить к «расхаживанию» инструмента с помощью гидравлического ясса, установленного в компоновке ИПТ. Если инструмент окажется «прихвачен», необходимо долить трубы, открыть циркуляционный клапан, восстановить циркуляцию и продолжить расхаживание инструмента. Вызвать мастера по сложным работам и продолжить ликвидацию прихвата по специальному плану.

10.2.10 Самопроизвольный перелив раствора из скважины свидетельствует о ее «проявлении».

При появлении перелива НЕОБХОДИМО закрыть превентор, оценить положение труб в скважине и принять необходимые меры по устранению проявления.

10.2.12 В процессе испытания объекта, если перелив из труб сопровождается падением уровня в затрубном пространстве скважины, необходимо заполнить скважину раствором, закрыть приемный клапан ИПТ, снять пакер и поднять ИПТ.

Если перелив наблюдается при стабильном положении уровня в скважине, необходимо перейти на регистрацию КВД, закрыть рабочий кран на устье. При появлении давления на устье (в трубах) периодически «стравливать» газ. Если давление не снижается, закрыть клапан ИПТ, снять пакер и, «расхаживая» инструмент, периодически «стравливать» газ из труб до полного падения избыточного давления. Поднимать ИПТ в обычном режиме после прекращения выхода газа из труб.

10.2.13 Перелив из труб при снятии пакера или при подъеме ИПТ сопровождается падением уровня в затрубном пространстве скважины, в этом случае работы выполняются в соответствии с п.10.2.9.

Если уровень в затрубном пространстве скважины стабилен, подъем ИПТ остановить, обвязать трубы устьевой головкой и отводить поступающий флюид за пределы буровой до полного прекращения выхода газа из труб. При интенсивных выбросах жидкой фазы закрыть рабочий кран на устье и периодически выпускать из труб газ с минимумом жидкости, чтобы исключить существенное снижение давления столба жидкости в трубах.

10.2.14 Длина () перемещения бурильной колонны вниз при пакеровке скважины при частичной «разгрузке» труб на забое считается нормальной, если удовлетворяет условию

,                                                        (10.2.1)

где — суммарная величина осевого перемещения (свободного хода) узлов ИПТ, м;

— глубина скважины (спуска ИПТ), м.

Перемещение колонны труб при стандартном режиме работ составляет не более 0,5 м на 1500 м глубины скважины.

Если фактическая «просадка» инструмента превышает нормальную , имеет место аномальная «просадка» инструмента.

Если м, процесс продолжается. При дальнейшем увеличении «просадки» необходимо ИПТ приподнять на 3-4 м.

При отсутствии затяжек более 60 кН повторить пакеровку скважины, допуская аномальную «просадку» до 2 м. Если при этом «просадка» продолжается, необходимо поднять ИПТ и повторить подготовку скважины, обеспечив чистоту забоя или прочность цементного камня.

10.2.15 Наиболее распространенные причины аварийного фонтанирования скважины при испытании ИПТ:

— систематический недолив скважины при подъеме ИПТ или бесконтрольный долив;

— «поршневание» пакера при подъеме ИПТ, существенно снижающее давление под пакером;

— испытание газонасыщенного пласта высокой продуктивности без обеспечения герметичности резьбовых соединений труб.

При возникновении аварийного фонтанирования необходимо обеспечить безопасность работающих, противопожарную безопасность, направить усилия на локализацию фонтанирования с последующей ликвидацией.

10.2.16 При нефтегазовом выбросе в кольцевое пространство необходимо закрыть ИПТ, приподняв инструмент. Трубы установить так, чтобы замковое соединение находилось на 0,5 м над ротором, превентор закрыть.

Контролируя давление в скважине, присоединить устьевую головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан. Восстановить обратную циркуляцию, заполнить скважину более тяжелым раствором и ликвидировать проявление.

Если давление в скважине при закрытом превенторе увеличивается, необходимо «стравить» давление, периодически выпуская газовую пробку через отвод превентора.

При выбросе из труб (уровень в скважине на устье) в процессе подъема ИПТ необходимо:

— остановить работы, выключить все двигатели;

— установить верхнее замковое соединение на 0,5-1 м над ротором и выключить двигатели до окончания выброса нефти или газа;

— присоединить устьевую головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан, обратной циркуляцией извлечь приток, выровнять параметры раствора.

I объект — исследуемый пласт; II объект — отсеченный пласт;

М5 — манометр для регистрации давления внутри труб над ИП;

М4 — манометр для регистрации давления в затрубном пространстве;

М3, М2 — манометры для регистрации давления вне потока пластовой жидкости и в зоне исследуемого объекта;

M1 — манометр для регистрации давления в зоне отсеченного пласта.