Під час випробування

Пакеруючий вузол – один з найважливіших і найненадійніших вузлів в комплекті випробувального інструменту. Аналіз робіт показує, що приблизно 40-45% невдалих операцій з випробування пластів пов’язано з негерметичністю пакерування, причому з ростом глибин цей відсоток збільшується. Вирішальне значення для підвищення ефективності пакерування мають такі чинники:

1) вибір оптимального діаметра пакеруючого елемента;

2) вибір місця встановлення пакера в розрізі свердловини;

3) зменшення перепаду тиску на пакеруючий елемент під час випробування.

Діаметр гумового елемента пакера повинен забезпечити нормальну прохідність останнього по стволу свердловини і герметичне розмежування пласта від її решти частини протягом всього періоду випробування.

Діаметр гумового елемента визначається співвідношенням діаметра свердловини і діаметра гумового елемента, який називають коефіцієнтом пакеровки.

Для пакерів механічного стискування, які використовуються в комплекті випробувального інструменту, оптимальна величина цього співвідношення, відповідно до результатів аналітичних розрахунків і досвіду робіт, повинна дорівнювати: . Для пакерів з розсувною гумовою, або металевою опорою величина коефіцієнту k може бути збільшена до 1,2.

Друге завдання може бути успішно вирішене на основі точного визначення діаметра свердловини та її профілю в інтервалі пакерування. Тому в обов’язковий комплекс геофізичних досліджень перед спуском випробувача входять каверно- та профілеметрія. В нестійких розрізах при наявності великої кількості звужень і каверн ці види досліджень мають надзвичайно важливе значення. Ділянка ствола, де планується встановлювати пакер, повинна бути складена стійкими породами з мінімальною кавернозністю та випучуванням. До таких порід належать вапняки, щільні пісковики, міцні глинисті сланці, стійкі глини, соляні відклади.

Максимальна ефективність пакерування досягається тоді, коли пакер встановлюється у таких інтервалах свердловини:

а) щільні і міцні породи покрівлі випробовуваного пласта (найраціональніший варіант);

б) стійка частина ствола свердловини вище кавернозної покрівлі випробовуваного об’єкта;

в) у верхній непроникній частині випробовуваного об’єкта, якщо вище його покрівлі ствол свердловини на віддалі більше 100 м має підвищену кавернозність.

Для точної прив’язки пакера до інтервалу пакерування важливе значення має узгодження довжини колони труб та каротажного кабелю. Ця задача вирішується декількома шляхами з використанням даних каротажу, каверноміра, профілеміра та магнітного локатора муфт. Вибір способу прив’язки пакера залежить від наявності геофізичної апаратури, досвіду робіт та кваліфікації персоналу.

Один з них використовується при спущеному КВІ у свердловину. При цьому вище першої труби над циркуляційним клапаном встановлюється короткий патрубок, який служить репером. Після спуску КВІ до наміченої глибини в колону труб опускають прилад радіоактивного каротажу з локатором муфт, і за ним знаходять глибину розташування короткого патрубка. Віддаль від короткого патрубка до пакера і фільтра відома, тому співставляючи дані локатора муфт і проведених раніше каротажних робіт, прив’язують пакер до вибраного наперед інтервалу пакерування.

За іншим способом проводиться подвійний каротаж. Спочатку проводиться каротаж у відкритому стволі за прийнятою технологією після цього в свердловину спускають колону труб з таким розрахунком, щоб її башмак знаходився приблизно на тій глибині, на якій він буде знаходитись під час випробування пласта. Далі в колону труб пропускають каротажний прилад з таким розрахунком, щоб він вийшов у відкритий ствол свердловини і записують каротажну діаграму з точною відбивкою башмака колони. В деяких випадках каротаж в колоні проводять після останнього (перед випробуванням) довбання. Після підйому колони труб збирають КВІ і спускають у свердловину. З урахуванням проведених перед тим каротажних робіт підбирають довжину бурильних труб і патрубків з такого розрахунку, щоб фільтр і пакер знаходились точно в намічених раніше інтервалах.

В якості реперних відміток використовують також спеціальні перевідники з радіоактивними ампулами або на бурильні труби наносять магнітні мітки.

На рисунку 2.33 показана схема прив’язки пакера з використанням діаграми магнітної локації муфт, діаграми резистивиметра та електричного лічильника глибини.

Щодо третього завдання, то, чим менший перепад тиску на пакері, тим кращі умови його роботи. Але такі умови погіршують ефективність випробування пласта, оскільки величина депресії повинна бути якомога більшою. Це протиріччя може бути усунуто, якщо для пакерування використовувати здвоєний пакер, а між ними встановити розподільний пристрій. Технологія робіт з використанням розподільного пристрою описана в пункті 2.10.