Класифікація інструменту для випробування пластів та вибір його типу

Для того, щоб зручніше оцінити кожний із засобів з точки зору технічних можливостей, визначити його положення в існуючому асортименті і вибрати у подальшому схему випробування для вирішення поставлених завдань їх класифікують за такими ознаками:

1) ступінь відбору пластового флюїду (обмежений, необмежений );

2) зв’язуючий елемент з поверхнею ( колона труб, кабель-канат, не мають безпосереднього зв’язку з устям свердловини);

3) характер ізоляції пласта, що підлягає випробуванню (тільки зверху, зверху і знизу, в точці);

4) спосіб закріплення пакеруючого елементу у свердловині (опора на вибій, опора на стінки свердловини, без потреби опори);

5) характер управління клапанами (за рахунок обертання колони труб, за рахунок осьових переміщень колони труб);

6) конструкційні відмінності конкретних моделей обладнання.

Найважливішою ознакою класифікації вважається зв’язуючий елемент випробувача з устям свердловини, оскільки від нього залежить кількість відібраного флюїду та обсяг отриманої інформації про параметри продуктивного пласта.

Випробувачі які опускають на колоні труб, мають можливість необмеженого відбору флюїду та дають максимальний обсяг інформації про досліджуваний пласт. До вад, які притаманні цьому типу випробувачів належать:

1) значний обсяг підготовчих робіт і витрат часу на проведення СПО;

2) можливість суттєвого забруднення пласта фільтратом промивальної рідини через значний розрив у часі між первинним розкриттям та випробуванням;

3) велика вартість робіт.

Випробувачі, у яких зв’язуючим елементом є кабель-канат, використовують для відбору у герметичний балон невеликого об’єму флюїду ( ) та запису характеру зміни тиску і температури в балоні за період відбору проби. Випробувачі такого типу мають такі переваги:

1) мінімальний обсяг підготовчих робіт до спуску випробувача у свердловину;

2) мінімальні витрати часу на відбір проби та СПО;

3) мінімальне забруднення пласта фільтратом промивальної рідини до початку випробування.

Основною вадою таких випробувачів вважається малий

обсяг інформації про випробовуваний пласт та незначне охоплення його товщини.

Випробувачі, які не мають безпосереднього зв’язку з устям свердловини, закидають у колону бурильних труб і випробування проводять у період перебування долота на вибої. При такому випробуванні об’єкт практично не забруднений фільтратом промивальної рідини, крім того, мінімальні витрати часу на підготовку і проведення операції та мінімальна вартість робіт. Але використання таких пристроїв можливе тільки при роторному способі буріння, окрім того, вони відбирають малий об’єм флюїду і дають незначний обсяг інформації про пласт.

Другою важливою ознакою класифікації випробувачів вважається спосіб закріплення пакеруючого елемента у свердловині. Випробувачі, які працюють з опорою на стінки свердловини, у технологічному відношенні є більш гнучкими, оскільки забезпечують швидку зміну місця встановлення пакеруючого елемента у випадку його негерметичності без підіймання всього інструменту на поверхню.

Вихідною інформацією для вибору технологічної схеми випробування, типу обладнання, а також режиму випробування служать такі дані:

1) мета проведення операції (дослідження, випробування), перелік потрібних гідродинамічних характеристик пласта;

2) діаметр свердловини у інтервалі випробування, наявність звужень чи каверн вище інтервалу випробування;

3) глибина свердловини;

4) віддаль покрівлі пласта від вибою свердловини;

5) вибійний тиск та температура;

6) наявність у розкритому розрізі проявляючих пластів, які розташовані нижче пласта, що підлягає випробуванню;

7) стан ствола свердловини з точки зору можливого прихоплення інструменту;

8) оперативність отримання інформації.

Всі випробувачі у яких точкою опори під час випробування є вибій, передбачають використання хвостовика. Якщо в силу будь-яких причин (жолобоутворення, недостатня міцність порід в інтервалі встановлення пакера) не вдається забезпечити надійну ізоляцію випробовуваного пласта, то єдиним виходом з такого становища є необхідність підіймання інструменту на поверхню. Зазвичай, інструмент спускають повторно зі зміненою довжиною хвостовика і встановлюють пакер у іншому інтервалі, тобто у випадку негерметичності пакерування не можна оперативно змінити місце встановлення пакера без підіймання інструменту з свердловини. У всіх випробувачах переважно використовуються пакери механічного стиснення. Пакеруюча здатність таких пакерів забезпечується при співвідношеннях між діаметром свердловини і діаметром пакера в межах 1,1-1,12. Очевидно, що при таких малих співвідношеннях пропустити пакер по стволу свердловини з зазором 10-15 мм надзвичайно важко. Тому часто трапляються випадки, коли інструмент зависає під час спуску, або руйнується гумовий елемент пакера. Насамкінець, випробувачі такого типу не рекомендується використовувати для випробування пластів, які віддалені від вибою більше, як 200 м, через можливу втрату поздовжньої стійкості хвостовика і виникнення аварійних ситуацій.

Тому тип випробувача вибирають, виходячи з таких міркувань.

У випадку, коли пласт заплановано випробувати з оперативним отриманням мінімальної інформації про нього, або ствол свердловини знаходиться в ускладнених умовах (наявність каверн, звужень, небезпека прихоплень інструмента чи викидів флюїду), для випробування доцільно використовувати прилади, які опускають на кабелі, або, які закидають у колону труб під час буріння свердловини.

Випробувачі, які опускають на колоні труб, призначені для випробування тих об’єктів, у яких наявність нафти чи газу підтверджена даними оперативних методів та геофізичних досліджень, з метою отримання максимального обсягу інформації про випробовуваний пласт під час проведення випробувань на різних режимах.

2.7 Випробування пластів випробувачами,