СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
этого пакерующий элемент деформируется. Шток испытателя пластов перемещается вниз из положения б в положение в (см. рис.3.3.4, а) и сдвигает центральную втулку 2 (см. рис.3.3.4, б), которая перекрывает боковые отверстия в верхнем штоке З уравнительного клапана. При подъеме штока (из
в в г) и последующем спуске из положения г (см. рис.3.3.4, а) в положение а открывается приемный клапан испытателя пластов. Для закрытия приемного клапана и обеспечения закрытого периода испытания инструмент приподнимают, шток свободно перемещается в положение б, при этом резко возрастает нагрузка на инструмент, так как натяжение инструмента через сухари передается на корпус испытателя пластов. Это является сигналом на поверхность к прекращению подъема инструмента и его опускают в положение в.
После пребывания испытателя пластов в закрытом положена бурильную колонну приподнимают и припускают, шток перемещается в положение а,
затем снова открывается приемный клапан и возникает приток жидкости из пласта в бурильные трубы.
Для закрытия клапана инструмент вновь поднимают и шток переходит в положение в через б.
После этого все операции можно повторить в той же последовательности для выполнения нескольких открытых и закрыты периодов испытания.
Следует отметить, что при указанных перемещениях инструмента боковые отверстия уравнительного клапана остаются закрытыми, что достигается при помощи тормозной камеры, и только при длительно приложенной растягивающей нагрузке в конце испытаний они открываются и давление в подпакерной и надпакерной зонах скважины выравнивается.
Вертикальные перемещения инструмента не приводят к уменьшению сжимающей нагрузки на пакерующий элемент, так как незначительные перемещения корпуса раздвижного устройства вызывают переток жидкости из верхней камеры в нижнюю (см рис.3.3.5), и давление на нижний поршень,
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
связанный с корпусом пакера, остается неизменным до тех пор, пока имеется жидкость в верхней камере. Как только вся жидкость перетечет в нижнюю камеру, дальнейшее перемещение корпуса раздвижного устройства вверх приведет к уменьшению сжимающей нагрузки на пакер, что происходит при снятии пакера после испытаний.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
4.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН И
ПЛАСТОВ, ХАРАКТЕРИСТИКА ИХ ПРОДУКТИВНОСТИ И РЕЖИМОВ
Оценка качества гидродинамических исследований разведочных скважин и методов обработки получаемых данных
Испытания разведочных скважин проводились в колонне после перфорации испытываемого объекта. Испытания нескольких объектов в скважине производились снизу вверх с установкой цементного моста после проведения испытаний нижележащего объекта. Вызов притока делался путем смены раствора на техническую воду с последующим снижением уровня компрессированием. В ряде случаев для возбуждения пласта и его испытаний использовался пластоиспытатель.
В зависимости от величины притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании использовался метод
"установившихся" отборов, регистрировалась индикаторная диаграмма (ИД).
После последнего максимального режима работы скважины снималась кривая восстановления давления (КВД).
Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ).
Изменение давления на забое регистрировалось глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли испытываемого объекта.
4.1.1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОБРАБОТКИ МАТЕРИАЛОВ ИССЛЕДОВАНИЙ,
ПРИМЕНЯВШИХСЯ В АКТАХ ИСПЫТАНИЙ СКВАЖИН
Для обработки результатов исследований скважин в актах испытаний применялись следующие методы. Кривые восстановления уровня обрабатывались по методу И.М. Муравьева - А.П. Крылова, позволяющему
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
определять коэффициент продуктивности скважины. В ряде случаев последний определялся как частное от деления дебита на депрессию. При этом дебит рассчитывался по приросту уровня в первый момент времени после прекращения компрессирования, а пластовое давление принималось равным гидростатическому.
Кривые восстановления давления после остановки фонтанирующих скважин обрабатывались методом касательной (методом полулогарифмических координат). Использование этого метода предполагает,
что скважина до остановки работает бесконечно долго с постоянным дебитом.
В ряде случаев использовался метод Хорнера, позволяющий учитывать конечное время работы скважины с постоянным дебитом.
Индикаторные диаграммы строились по данным исследований на разных режимах работы скважины. По наклону индикаторной диаграммы определялся коэффициент продуктивности. В большинстве случаев исследования проводились на трех режимах.
Продолжительность регистрации кривых восстановления уровня составляла от 3 до 40 часов. Регистрация кривых восстановления забойного давления продолжалась от 3 до 20 часов. Причем в течение последних нескольких часов согласно расшифровке диаграмм в ряде случаев фиксировалось постоянное забойное давление. Это объясняется низкой чувствительностью применяемых манометров и компараторов для расшифровки бланков. Недостаточная продолжительность регистрации кривых и несовершенство измерительных приборов значительно снижают достоверность получаемых результатов.
После первичной обработки и анализа качества данных была проведена переинтерпретация материалов исследований разведочных скважин. Было отбраковано 17 кривых восстановления давления, уровня и индикаторных диаграмм Причинами отбраковки могут быть:
малое количество точек на кривой малое время прослеживания
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
малый темп изменения кривизны кривой.
Традиционные методы гидродинамических исследований, такие как методы восстановления давления и установившихся отборов в большинстве случаев неприменимы для исследований малодебитных скважин,
вскрывающих низкопроницаемые коллектора Приобского месторождения.
Причиной этого является невозможность соблюдения технологий исследований указанными методами, в частности, невозможность создания нескольких пли хотя бы одного устойчивого режима работы добывающей скважины.
Согласно технологии центра "Информпласт" (ВНИИнефть) в течение достаточно длительного промежутка времени (2-З суток и более)
производится наблюдение за режимом работы скважины. В процессе работы скважины регистрируется во времени изменение следующих параметров:
забойных давления и температуры, буферного и затрубного давлений на устье скважины, а также дебита скважины на замерной установке на поверхности.
Измерения на забое скважины производятся дистанционными приборами, что позволяет в процессе временных измерений определять режим работы скважины. Затем, в зависимости от режима работы выбираются методы и технология дальнейших исследований данной скважины.
Большинство скважин на месторождении, эксплуатирующихся фонтанным способом, являются периодически фонтанирующими. В
аналогичном режиме работают и многие скважины, оборудованные погружными насосами. В процессе исследований определяются средние значения времени фонтанирования; времени подъема уровня до устья с момента прекращения фонтанирования; забойного давления, при котором начинается фонтанирование и забойного давления, при котором начинается подъем уровня. Все эти характеристики периодического фонтанирования