5. Комплексы и компоновки ИПТ

5.1.1. Комплексы ИНТ и их компоновки подбираются в зависимости от условий и режимных задач, указанных в плане работ, диаметра и глубины скважины, испытания в открытом стволе или в обсадной колонне, с опорой на забой или упором на стенки скважины, испытания с одним пакером или с селективным разобщением, в одноцикловом или многоцикловом режиме вызова притока флюида. В полную компоновку комплекса ИПT «снизу - вверх» входят: опорный башмак или якорь, толстостенный патрубок с манометром и уравнительным устройством, нижний пакер, фильтр, патрубок с манометром, верхний пакер, замок безопасный, пробоотборник, ясс гидравлический, патрубок с манометром, испытатель пластов, запорный клапан, компенсатор, циркуляционный клапан или сливной клапан, бурильные (НК) трубы и устьевая головка.

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 температуре на забое до 200°С.

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

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

5.1.3. Комплексы КИИЗ-146, КИИЗ-95 предназначены для испытания скважин глубиной до 5000 м в диапазоне диаметров 118 - 295 мм с перепадами давления до 35 МПа и температуре на забое до 150 °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 (поставка по заказу потребителя) 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 спуско-подъемную 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.

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».

5.1.6. Комплекс КОИС-116ДС предназначен для испытания и пробной эксплуатации поисковых и разведочных скважин, обсаженных колоннами диаметром от 139,7 до 168 мм, и обеспечивает дистанционный контроль забойных параметров в процессе испытания с помощью глубинных приборов, спускаемых на каротажном кабеле в зону исследуемого объекта.

5.1.7. Комплекс пластоиспытательного оборудования, управляемый затрубным давлением, ИПТ-127УЗД предназначен для испытания перспективных интервалов в глубоких, наклонно-направленных и морских скважинах в открытом стволе и в обсадной колонне. Управление клапанным механизмом испытателя осуществляется созданием избыточного затрубного давления до 5 МПа, которое воздействует на камеру испытателя, заполненную инертным газом.

Для испытания горизонтальных скважин предназначен унифицированный испытатель пластов типа ИПУ-146.

5.2.1.1. Комплексами МИГ-146У, МИГ-127У рекомендуется проводить работы с применением следующих компоновок (приложение Б.1).

Первый (I) тип компоновки предусматривает обязательное использование циркуляционного клапана вращения и раздвижного механизма. При этом обеспечивается многократность закрытых и открытых периодов испытания путем как вращения колонны труб, так и их осевых перемещений. Компоновку целесообразно использовать при проведении испытания пластов в глубоких скважинах.

Второй (II) тип компоновки обеспечивает проведение двухцикловых испытаний только вращением колонны бурильных труб.

Третий (III) тип компоновки с распределительным устройством между пакерами и устройством для раздельного вращения колонны труб позволяет проводить многоцикловые испытания путем вращения или осевыми перемещениями колонны труб.

Четвертый (IV) тип компоновки рекомендуется при проведении операций в скважинах, заполненных утяжеленным буровым раствором, когда для ограничения депрессии на пласт бурильные трубы должны заполняться водой или буровым раствором до устья скважины.

Пятый (V) тип компоновки необходимо применять для селективного испытания пласта с использованием устройства для вращения труб для многократного создания открытых и закрытых циклов испытания. Шестой (VI) тип компоновки предусматривает селективное испытание пласта с применением запорного клапана двойного действия, установленного над испытателем пластов.

5.2.1.2. При использовании компоновок первого и второго типов прямая или обратная циркуляция может осуществляться двумя способами:

1. созданием избыточного давления в полости бурильных труб для открытия циркуляционного клапана;
2. вращением колонны труб на 10 оборотов перед снятием пакера с места для сообщения затрубного пространства с полостью бурильных труб через циркуляционный клапан вращения.

В компоновках четвертого типа испытатель пластов спускается в скважину с открытым приемным клапаном, бурильные трубы по мере их спуска в скважину заполняются буровым раствором, находившимся в скважине. Многократность циклов испытания достигается путем осевых перемещений колонны труб По окончании испытания при снятии пакера с места открывается уравнительный клапан испытателя пластов и происходит выравнивание давления последовательно под нижним пакером, между пакерами и в затрубном пространстве.

5.2.1.3. Типовые компоновки предусматривают возможность проведения операций сдвоенными пакерами 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.

5.2.1.4 Типовые компоновки КИИЗ-146 рекомендуемые для испытания пластов в процессе бурения скважин представлены в приложении Б.2.

Компоновки КИИЗ-146 с опорой хвостовика на забой скважины предусматривают подбор такой длины труб хвостовика, чтобы фильтр оказался против испытываемого пласта, а резиновый элемент пакера - в плотных породах над интервалом испытания.

При сборке ИПТ в соответствующих секциях компоновки устанавливаются скважинные манометры для регистрации процесса испытания, контроля работы узлов ИПТ и герметичности 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.

5.2.1.7. При проведении испытания с противодавлением на пласт бурильные трубы частично или полностью заполняют технической водой или буровым раствором.

Во избежание засорения проходных каналов испытательного оборудования первую трубу, расположенную над циркуляционным клапаном, следует заполнять качественным буровым раствором, а далее - технической водой. После спуска инструмента обвязку устья производят по утвержденным схемам.

5.2.1.8. Управление клапанной системой ИПТ может осуществляться вытяжкой или вращением труб (приложение Б.2.I), вращением колонны труб (приложение Б2.II, III, IV, V), с установкой одного пакера (приложение Б2.I, II, V) и с селективным разобщением пласта (приложение Б2.III, IV).

5.2.1.9. Снятие инструмента с места пакеровки выполнять путем постепенного натяжения колонны труб на 10 - 15% выше веса инструмента до установки пакера. Если после этого пакер не снимается, натяжение постепенно увеличивают, с остановками на 2 - 3 мин., до допустимых пределов в зависимости от прочности колонны труб. В случае прихвата компоновки ИПТ работы по освобождению проводят расхаживанием инструмента.

Применение в компоновке гидравлического ясса позволяет создать серию ударов в направлении снизу-вверх, что, как правило, способствует освобождению прихваченного инструмента.

5.2.1.10. Подъем инструмента должен проводиться с непрерывным доливом промывочной жидкости в кольцевое пространство скважины.

При появлении свечей с жидкостью через устьевую головку цементировочным агрегатом создать избыточное давление 4—12 МПа в трубах (или сбросить в полость труб ударную штангу) для открытия комбинированного циркуляционного клапана и обратной циркуляцией заменить пластовый флюид в трубах, отбирая при этом пробы, затем продолжить подъем инструмента.

При испытании пласта отбирают пробы трех типов:

• - дегазированные пробы отбираются из труб при обратной промывке в объем не менее 1,5 л, равномерно распределенных по глубине, дополнительно отбираются так называемые фоновые пробы для уточнения характера насыщения объекта испытания;
• - пробы жидкости и газа отбираются при подъеме компоновки ИПТ с соблюдением мер предосторожности ниже циркуляционного (сливного, запорного) клапана, поскольку между этими узлами жидкость или газ находятся под давлением;
• - герметизированные пробы отбираются глубинными пробоотборниками, установленными в компоновках ИПТ.

После подъема инструмента из глубинных геликсных манометров извлекаются бланки. При использовании электронных манометров из них вынимают блок твердотельной памяти и переводят информацию в переносной компьютер, на дисплее которого просматривают и анализируют качество всех технологических операций испытания объекта.

5.2.1.11. На проведенную работу составляется акт на испытание скважины испытателем пластов на трубах по установленной форме (см. приложение А.4). Поднятый испытательный инструмент развинчивают на узлы, тщательно промывают водой и после ревизии готовят к очередной операции.

После подъема обязательно проверить герметичность камеры пробоотборника и доставить пробы в специализированные лаборатории для проведения физико-химического анализа. Оперативная оценка характера и состава пробы выполняется передвижной геохимической лабораторией (или станцией ГТИ на бурящейся скважине).

Акт испытания, карты давления и данные лабораторных анализов пластового флюида используют при обработке результатов испытания и окончательном заключении об испытанном объекте.

5.2.1.12. Одно- и двухпакерные компоновки УСИП-146/168 применяют для испытания поисково-разведочных скважин, бурящихся на промывочной жидкости без утяжелителя, геологический разрез которых представлен устойчивыми горными породами. Компоновки могут применяться для последовательного испытания за одну спуско-подъемную операцию двух и более пластов до получения притока жидкости (приложение Б.3).

Установка в компоновке блока трехкамерного пробоотборника обеспечивает селективное исследование до трех разнонасыщенных пластов последовательно за один рейс ИПТ в скважину с отбором герметизированных проб флюида из каждого пласта в съемную пробоотборную камеру или трех глубинных проб из одного пласта в различные циклы его испытания. Диаграмма испытания трех объектов за один рейс инструмента представлена в приложении Б.3: 1-8 – испытание I объекта в два цикла; 8-9 – первая перестановка якоря; 18-19 - вторая перестановка якоря; 9-18 – испытание II объекта в 2,5 цикла (пласт «сухой»); 19-26 - испытание III объекта в два цикла; 6, 14, 24 - моменты заполнения пробоотборников УСИП-146/168М из I, II и III объектов соответственно.

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.

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.

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.

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.

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

5.2.2.10. При испытании пластов в скважинах 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, забегающих 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 и 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.

5.2.2.14. В скважинах, вскрывших два и более продуктивных пласта, испытание необходимо проводить за одну спуско-подъемную операцию ИПТ, начиная от слабопроницаемого к более проницаемому пласту.

Селективное испытание последовательно каждого пласта позволяет получить информацию о характере обводненности совместно разрабатываемых пластов, количественно оценить их гидродинамические параметры.

Селективное испытание позволяет прямым путем обнаружить затрубную циркуляцию между пластами, проверить герметичность обсадной колонны и цементного моста.

5.2.2.15. Компоновка ИПТ при селективном испытании пласта должна включать второй пакер с уравнительным клапаном и опорный якорь (приложение Б.5).

Применение уравнительного клапана нижнего пакера исключает поршневание жидкости в процессе спуско-подъемных операций и облегчает снятие пакеров после окончания работы.

Расстояние между пакерами в двухпакерной компоновке ИПТ должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы пакеры после установки опорного якоря размещались ниже подошвы (нижний пакер) и выше кровли (верхний пакер) исследуемого пласта.

5.2.2.16. При испытании пластов с применением двухпакерной компоновки применяются пять глубинных манометров:

• манометр M1, установленный в хвостовике под нижним пакером, служит для контроля герметичности в зумпфе (опрессовки башмака колонны, цементного моста, взрыв-пакера) при испытании нижнего объекта и для контроля герметичности цементного кольца между интервалами перфорации при испытании верхнего объекта;
• манометр М2, установленный в трубах под фильтром, регистрирует забойное давление вне потока пластового флюида;
• манометр М3, размещенный в фильтре, регистрирует спуск, кривую притока, КВД и подъем инструмента;
• манометр М4, установленный в трубах над испытателем пластов в специальном устройстве УЗД-110, регистрирует изменение давления в затрубном пространстве в процессе спуско-цодъема ИПТ и испытания пласта, а также оценивает герметичность обсадной колонны и качество пакеровки инструмента;
• манометр М5, установленный в трубах над испытателем, регистрирует герметичность труб при спуске ИПТ и приток жидкости при испытании пласта.

5.2.2.17. При селективном испытании нескольких объектов за один рейс вначале испытывается менее проницаемый пласт (приложении Б.5, объект I). Испытание проводят в одноцикловом режиме с минимальным использованием ресурса часовых механизмов глубинных манометров. Затем инструмент распакеровывают и поднимают выше с установкой фильтра против более проницаемого пласта (объект II), который испытывают в двухцикловом режиме, но в более сжатые сроки открытого и закрытого периодов.

Примеры диаграмм давлений, записанные манометрами, приведены в приложении Б.5.

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.

5.2.2.19. ОПЗ пласта с применением ИПТ может быть реализована двумя методами.

Первый метод основан на создании серии гидроударов (депрессий) на пласт с односторонним движением жидкости: из пласта в трубы (по принципу «приток - восстановление»). Очистка пласта осуществляется без открытия уравнительного клапана испытателя пластов. Для этого производят кратковременный вызов притока (5-10 мин) и восстановление давления (10 -20 мин). Операция проводится в 4 - 5 циклов. Последний цикл восстановления давления должен быть достаточно длительным (не менее двухкратной продолжительности всех циклов притока), чтобы по КВД уверенно рассчитать гидродинамические параметры обрабатываемого пласта.

Второй метод очистки (депрессия - репрессия) основан на двухстороннем движении жидкости: из пласта в трубы и из скважины в пласт. Метод реализуется периодическим вызовом и прерыванием притока. Прерывание притока обеспечивается открытием уравнительного клапана испытателя пластов или срывом пакера. При этом на пласт воздействует давление гидродинамического столба скважинкой жидкости. Гидроудары, создаваемые путем многократных депрессий и репрессий на пласт, способствуют лучшей очистке забоя и сокращают сроки освоения скважины, вышедшей из бурения.

5.2.2.20. Работы по воздействию на пласт гидроударами проводятся следующим образом (приложение Б.6). После того как компоновка ИПТ достигнет забоя скважины, проводят пакеровку и открытие впускного клапана. Открытие клапана на бланке манометра отмечается резким снижением давления (линия а-б). Под пакером (в зоне фильтра) создается максимальная депрессия, под действием которой происходит интенсивная очистка прискважинной зоны.

После кратковременной (30 - 40 с) выдержки под депрессией (линия б-в) открывают уравнительный клапан испытателя пластов или распакеровывают инструмент (линия в - г). При этом в зоне фильтра мгновенно повышается давление, происходит гидродинамический удар в течение 3-4 мин с частичным поглощением скважинкой жидкости (линия г - д).

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).

5.2.2.22. По воздействию и испытанию рекомендуются следующие схемы проведения цикла работ:

• - «воздействие - испытание» (приложение Б.6, диаграмма III) - для нагнетательных скважин, когда на момент проведения работ известна приемистость, а также в случаях возможной закупорки каналов компоновки ИПТ;
• - «приток - воздействие - испытание» (диаграмма II) и «испытание - воздействие - испытание» (диаграмма I) проводятся при необходимости определения приращения дебита.

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-95 (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).

5.2.2.24. Для отбора из пласта больших объемов жидкости обязательной составной частью компоновки являются устьевая головка ГУ-302 и перепускной клапан КП-110, с помощью которых осуществляется нагнетание инертного газа в трубы.

На глубине 700 - 800 м устанавливается перепускной клапан, ниже - набор труб до многоциклового испытателя пластов, еще ниже - обычная двух-или однопакерная компоновка ИПТ с опорным якорем.

5.2.2.25. При испытании пластов с отбором жидкости с помощью инертного газа, нагнетаемого компрессором, вначале спускают ИПТ в скважину на пустых трубах. Первый цикл вызова притока проводят при максимальной депрессии для очистки пласта от шлама, глинистого раствора и фильтрата. Поступивший фильтрат после закрытия приемного клапана испытателя пластов вытесняют инертным газом с помощью компрессора из труб в затрубное пространство через выкидную линию в мерную емкость. Диаграмма освоения пластов с применением ИПТ, инертного газа и компрессора приведена на рис. 5.2.2.1, где Т1-4 - время притока, t1-4 - время КВД; манометр M1 установлен на забое, М4 - в НКТ; а - время продолжительности нагнетания инертного газа в трубы.

Рисунок 5.2.2.1

Процесс вытеснения первой порции жидкости контролируется на поверхности и продолжается до резкого падения давления на манометре компрессора, после чего выпускают инертный газ из труб и повторяют цикл испытания, т.е. производят открытие приемного клапана испытателя пластов, при этом вызов притока прекращают, контролируя снижение интенсивности выхода инертного газа из труб.

После вторичного закрытия впускного клапана в процессе записи КВД повторяется цикл вытеснения жидкости инертным газом. Отбор производится до поступления в мерник пластовой жидкости.

5.2.2.26. Освоение периодически фонтанирующих скважин следует проводить в полуторацикловом режиме, причем первый цикл (приток - КВД) не должен превышать 10-15 мин, при втором цикле открытый период должен продолжаться до появления жидкости на устье скважины. С появлением жидкости приток перекрывается как на забое скважины испытателем пластов, так и краном устьевой головки на поверхности. Работы по освоению периодически фонтанирующих скважин могут быть продолжены при наличии соответствующих емкостей для сброса отобранной жидкости.

Заключительные операции ИПТ по фонтанным скважинам проводятся по общепринятой технологии после замены нефти в трубах на промывочную жидкость.

5.2.2.27. Для устранения негативных последствий физико-химических методов обработки призабойной зоны следует их применение комплексировать с депрессионным воздействием испытателя пластов. При этом представляется возможность более эффективно очищать призабойную зону пласта (ПЗП) от продуктов реакции и других загрязняющих пласт материалов с одновременным получением информации о ее состоянии регистрацией и обработкой кривых притока и восстановления давления до и после ГТМ.

5.2.2.28. Основными условиями для достижения высокой технологической эффективности химических методов ОПЗ в комплексе с ИПТ являются:

• а) соответствие того или иного метода типу коллектора (карбонатный, терригенный) и типу основного закупоривающего ПЗП материала (глинистые частицы бурового раствора, продукты коррозии, отложения солей и др.);
• б) проведение очистки ПЗП от продуктов реакции не позднее чем через 15 - 20 ч после химической обработки прискважинной зоны пласта.

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 забойного давления в трубах над ИПТ осуществляется геликсными манометрами нормального ряда с местной регистрацией давления в пределах от 0 до 100 МПа.

Применяемые в настоящее время скважинные манометры объединяются в группу геликсных приборов типа МГН-2 (манометры глубинные нормального ряда), МГИ-3 (манометры геликсные измерительные), МСУ-2 (манометры скважинные унифицированные).

5.3.3. Проверка технических характеристик манометров с целью уточнения пределов измерения давления, длины записи разворота геликса, приведенной погрешности, чувствительности геликса, воспринимающего давление, величины гистерезиса, вариаций показаний должна выполняться после ремонтных работ для сравнения тарировочных характеристик приборов с их паспортными данными.

5.3.4. Манометры цифровые являются прогрессивными автономными электронными скважинными приборами для регистрации изменения забойного давления и температуры. Применение электронных скважинных приборов с долговременной памятью должно стать обязательным при гидродинамических исследованиях скважин испытателями пластов на трубах и геофизических исследованиях действующих скважин - приборами на проволоке.

Типовым представителем цифровых манометров является КСА-А2-36-80/80 (комплексная скважинная аппаратура). Особенности прибора:

• - высокая точность измерений;
• - большая длительность автономной работы;
• - независимость показателей давления от температуры среды;
• - получение результатов измерения с помощью наземного блока непосредственно после подъема прибора из скважины в виде диаграмм давления и температуры и соответствующих числовых таблиц;
• - высокая адаптированность прибора к технологическим условиям его применения, обеспеченная микропроцессорным управлением;
• - запуск прибора в работу с задержкой по времени в интервале 0 - 99 ч с шагом 1 ч и в интервале 0-30 сут с дискретностью 1 сут;
• - запуск прибора в работу в диапазоне 0-40 МПа с разрешающей способностью по давлению 0,01 МПа;
• - контроль напряжения источника питания скважинного прибора;
• - пересылка результатов измерений в IBM-совместимый компьютер через последовательный интерфейс.

5.3.5. Кондуктометр-резистивиметр индукционный скважинный КРИС-38 предназначен для бесконтактного измерения удельной электрической проводимости (УЭП) жидкости в колонне и насосно-компрессорных трубах эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Применяется при комплексных ГИС методами состава и притока для выявления слабых притоков нефти и газа через застойную воду, а также притоков воды с контрастной УЭП при контроле выработки продуктивных пластов на поздней стадии разработки нефтегазовых месторождений и при гидродинамических исследованиях скважин в режиме «каротаж - испытание - каротаж» с применением комплексов испытателей пластов.

...Назад. Раздел 4 | Содержание | Раздел 6. Далее...