Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения icon

Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения



НазваниеМетодические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения
страница2/3
Дата конвертации04.01.2013
Размер387.48 Kb.
ТипМетодические рекомендации
источник
1   2   3

^ 8. Контроль работы испытательного инструмента и оценка качества выполненного испытания


48. При спуске ИПТ необходимо непрерывно контролировать положение уровня жидкости в кольцевом пространстве. Скважина содержится заполненной до устья.

49. При спуске ИПТ необходимо периодически осуществлять контроль герметичности спускаемого комплекса по плану организации работ и руководству по эксплуатации изготовителя.

50. Необходимо непрерывно контролировать все осевые нагрузки при спуске и подъеме оборудования и осуществлении технологических операций с забойными клапанами.

51. После открытия клапана ИПТ следует 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. Компоновка ИПТ с якорем позволяет более оперативно решать эту задачу.

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

закрыть запорный клапан;

снять пакер с места установки;

контролировать время до полного прекращения выхода воздуха из труб;

открыть циркуляционный клапан и обратной промывкой вытеснить пластовую жидкость из труб в установленную на безопасном расстоянии от буровой установки емкость при соблюдении требований пожарной безопасности буровой емкость с соблюдением требований по предупреждению пожара, измерить объем жидкости, поступившей из пласта в трубы, отобрать пробы жидкости для химического анализа:

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

обеспечить подъем инструмента со скоростью, предотвращающий вызов притока из пласта;

при подъеме инструмента необходимо непрерывно доливать затрубное пространство скважины.

53. 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:

испытание технически качественное (завершенное), если оно проведено без аварий и осложнений и 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.

54. Испытание объекта считается 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 и кривой восстановления давления;

на диаграммах манометров, установленных в трубах над ИПТ, однозначно оценивается герметичность бурильных труб, НКТ и узлов ИПТ;

на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в устройстве для измерения затрубного давления, зафиксированы герметичная пакеровка, открытие клапана ИПТ, закрытие запорно-поворотного клапана (далее – ЗПК) и постоянное давление в затрубном пространстве.

55. При однозначном установлении притока пластового флюида в процессе испытания признаками для оценки возможностей пласта являются объем притока и его интенсивность, форма диаграммы кривой притока и восстановления забойного давления (выпуклость, кривизна линии и наличие пологого конечного участка КВД).

56. При отсутствии очевидных признаков притока критерием завершенности испытания может служить наличие качественных диаграмм скважинных манометров, на которых зарегистрирован процесс испытания объекта.


^ 9. Испытание пластов приборами на кабеле


57. Испытания пластов приборами на кабеле включают две операции:

гидродинамический каротаж – измерение пластового и гидростатического давления и последующий расчет коэффициента гидропроводности пород в точках измерения;

опробование пластов – отбор и подъем герметизированных проб пластовых флюидов.

Испытания выполняют с помощью одной и той же аппаратуры, содержащей скважинный прибор и наземный пульт управления.

Скважинный прибор выполняет следующие операции:

изоляцию исследуемого участка ствола скважины путем прижатия к стенке герметизирующего резинового башмака;

вызов притока жидкости и газа из коллектора за счет перепада давления между пластом и емкостью прибора;

измерение давления в полости стока прибора;

герметизацию и подъем на поверхность отобранной пробы.

Прибор содержит взаимозаменяемые узлы опробования и испытания, а также от одного до трех баллонов, емкостью 6 дм3 каждый, для утилизации пробы (пробосборник). Сменными являются датчик давления, который подбирают на предельную величину ожидаемого давления в скважине, и герметизирующий башмак двух типоразмеров для скважин различного диаметра.

58. Испытания проводят после комплекса геофизических исследования и работы в скважинах (далее – ГИС) для исключения неоднозначной геологической интерпретации данных комплекса ГИС в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами для определения межфлюидных контактов и пластовых давлений в продуктивных пластах.

59. Благоприятные условия для проведения испытаний существуют в вертикальных и слабонаклонных скважинах диаметром от 146 до 280 мм при температуре до 120 °С и давлении от 8,5 до 80 МПа против пластов с тонкой глинистой коркой и постоянным диаметром скважины.

60. Испытания не проводят в горизонтальных и наклонных (с наклоном более 40 °) скважинах, а также в интервалах ствола, препятствующих плотному прилеганию башмака к стенке скважины вследствие образования толстых глинистых или шламовых корок, волнистой поверхности и трещиноватости стенок скважины.

61. Выбор интервалов и глубин испытаний зависит от решаемых геологических задач и особенностей строения геологического объекта:

для выделения коллекторов методом гидродинамического каротажа (далее – ГДК) исследует весь предполагаемый коллектор от подошвы до кровли с интервалом от 0,2 до 1,0 м в зависимости от его толщины. Коллекторы выделяют по наличию притоков из исследованных участков пласта;

для установления граничных значений геофизических параметров, необходимых для выделения коллекторов по количественным критериям, в интервал испытаниы включают участки пласта, характеризующиеся различными геофизическими характеристиками, в том числе заведомо непроницаемые участки, и проводят их испытания из расчета не менее трех точек на участок. Сопоставляя характеристики ГИС с результатами испытаний, устанавливают граничные значения геофизических параметров;

измерения пластового давления при наличии зон аномально высокого или аномально низкого пластового давления в одновременно эксплуатируемых многопластовых залежах, при неравноиерной выработке запасов с применением систем заводнения и прорывах нагнетаемых вод, выполняют в пределах всех проницаемых интервалов последовательно снизу вверх.

62. Для оценки характера насыщенности коллекторов толщиной более четырех метров пласт исследуют первоначально в режиме ГДК с интервалом 0,5-1,0 м от подошвы к кровле.

Далее среди исследованных участков выбирают наиболее проницаемые, по одному в подошвенной, кровельной и центральной частях пласта.

После этого в режиме опробование пластов (далее – ОПК) испытывают участок в подошвенной части пласта. Если из него получена проба нефти или газа без признаков пластовой воды, то пласт считают продуктивным.

При наличии в пробе пластовой воды последующим спуском опробуют кровельную часть пласта. Если при этом будет установлено наличие плостовой воды, то пласт считают водосносным. Если в кровельной части пласта получены нефть или газ, а в подошвенной – вода, то последующими опробованиями в переходной зоне уточняют положение межфлюидного контакта.

При определении межфлюидного контакта первоначально устанавливают его положение по данным ГИС или с использованием другой информации (например по гипсометрическому положению контакта и кровли пласта). Первая точка испытания должна соответствовать глубине предполагаемого контакта. Если получена проба нефти или газа, то следующую точку ОПК намечают на 2 м ниже, если в пробе присутствует вода, то на 2 м выше. Если в новой точке испытания смена флюида не наблюдается, то процедуру повторяют снова с интервалом 2 м до смены флюида или до получения смеси воды и углеводородов. Определение положения контакта, когда расстояние между участками с разным характером насыщенности составляет менее 2 м, проводят последующими опробованиями снизу вверх с шагом 0,5 м до первого появления в пробе углеводородов.

Определение проницаемости в точках пласта, исследованных методом ГДК, осуществляют по зарегистрированным кривым давления. Если по результатам исследований изменения давления не зарегистрированы, участок считается непроницаемым. При отсутствии сведений о вязкости флюида вычисляют параметр подвижности флюида в пласте.

63. Первичную калибровку преобразователей давления проводит изготовитель аппаратуры с помощью аттестованных измерительных приборов в термобарокамере при заданных термобарических режимах.

Периодическую калибровку датчика давления не проводят. Ориентировочно работоспособность датчика проверяют по измеренным в скважине значениям гидростатического давления.

64. Подготовительные работы к исследованиям проводят в стационарных условиях в закрытом помещении, приспособленном для работ с горюче-смазочными материалами.

Перед выездом на скважину проводят разборку прибора и проверку его узлов и деталей для выявления возможных механических повреждений и свободного перемещения подвижных деталей. Проверенные детали подготавливают к сборке согласно руководству по эксплуатации прибора.

При сборке применяют комплекты сменных деталей, соответствующие глубине и диаметру скважины, где будут проводиться работы: для скважин диаметром более 190 мм резиновый башмак прибора имеет радиус кривизны лицевой поверхности 100 мм, для скважин меньшего диаметра – 75 мм.

Проверку работы прибора проводят на стенде путем включения электродвигателя на открытие прижимного элемента до срабатывания концевого выключателя.

65. Для обеспечения достоверности и качества материалов испытаний в скважине проводят в обязательном порядке перечисленные ниже регламентные работы.

66. Регистрацию нуль-сигнала и стандарт проводят, используя эталонный резистор пульта питания и измерения, при каждом спуске прибора в скважину при расположении кабельного наконечника на уровне стола ротора. Продолжительность регистрации каждого сигнала – 5 с.

Контроль полярности сигнала с датчика давления проводят только при первом спуске прибора.

67. Если показания датчика увеличиваются с глубиной, то спуск прибора в скважину продолжают. При уменьшении показаний прибор поднимают до уровня стола ротора, меняют местами вхлды измерительных линий датчика давления на пульте, регистируют нуль- и стандарт- сигналы, после чего проводят спуск прибора в интервал испытаний.

Выбор исследуемых точек, очередность проведения исследований и технологию перестановки прибора с одной точки на другую выполняют согласно пункта 52. Диаграммы давления на каждой глубине исследования регистрируют отдельными файлами.

68. Непосредственно после подъема прибора на поверхность проводят отбор и измерение проб флюидов.

69. Объем газовоздушной смеси, не превышающий нескольких кубических дециметров, определяют вытеснением воды из мерной емкости специального газосборника, а при больших количествах смеси – методом снижения давления.

70. Если газа отобрано много и давление за одно измерение снижается незачительно (в пределах погрешности), то измерение давления повторяют 2-3 раза, объем выпущенного газа суммируют, используя для расчета начальное (до выпуска газа) и конечное (после двух-, трехкратного выпуска газа) значения давления.

71. Пробы газовоздушной смеси отбирают в перевернутые бутылки с водяным затвором или специальные пробосборники.

Отбирают три пробы газа объемом 0,3-0,5 дм3 каждая: первую – сразу после продувки газом системы соединительных шлангов, вторую – при снижении давления в пробосборнике на 30 % - 50 % по сравнению с начальным, третью – при снижении давления до атмосферного.

72. Количество отобранной жидкости измеряют с помощью мерной емкости.

Измерение количества нефти проводят после ее отстаивания.

Следует учитывать количество жидкости, увлеченной газом и остающейся на стенках пробосборника и в каналах прибора. Пробы жидкости для анализа отбирают в бутылки объемом не менее 1 дм3.

73. Исследования физических параметров проб жидкости (плотности, вязкости и удельного электрического сопротивления) проводят непосредственно на скважине и повторно в стационарной лаборатории. Химический анализ отобранной воды и исследования свойств отобранной нефти осуществляют в специализированных лабораториях.

74. Экспресс-анализ газовоздушных смесей (определение суммарного содержания гоючих газов и их компонентного состава) осуществляют на скважине с помощью оборудования станции геолого-технологических исследований. Детальный анализ газов (определение неуглеводородных газов, нормальных и изомерных соединений) проводят в стационарных лабораториях.

75. Регистрацию и документирование операций испытаний, включая контроль нуля и стандартных сигналов, проводят при каждом спуске прибора в скважину. Кривые давления на каждой глубине испытаний записывают в отдельный файл. Файл недропользователя включает файлы давления по всем точкам исследований и необходимые сведения об объекте исследования.


^ 10. Обработка материалов испытаний и оформление результатов


10.1. Диапазон и допускаемые погрешности измерений при испытании скважин


76. Диапазон измерения глубинных манометров и дистанционных датчиков давления, используемых при испытании пластов в пределах 75 % - 90 % величины прогнозируемого пластового давления. Погрешность измерения – не более 0,5 %. Для специальных гидродинамических исследований допускается использовать манометры с чувствительностью 5 кПа.

77. Погрешность глубинных термометров и датчиков температуры – не более 0,1 °С. Для специальных исследований методом высокочувствительной термометрии допускается использовать термометры с чувствительностью 0,01 °С.

78. Качество кривых давления ИПК признается удовлетворительным, если оно отвечает следующим требованиям:

измерения выполнены с датчиком давления с непросроченной датой калибровки;

в пределах одного спуска-подъема имеется хотя бы одна запись нуля и стандартных сигналов;

расхождения измеренных значений гидростатического давления в начале и конце исследования не превышают погрешность измерений;

в точке притока длительность участка стабилизации давления при восстановлении до пластового – не менее 15 с.


^ 10.2. Обработка материалов испытаний


79. Экспресс-обработку кривых давления ИПК, на которых регистрируют все процессы, происходящие в полости стока прибора, начинают с выявления на кривых участков, соответствующих притоку и заполнению конкретных камер прибора и восстановлению давления до пластового.

Обработка информативных участков включает:

определение давления, отвечающего участку стабилизации на кривой восстановления давления (давление в конце отбора): в первом приближении его принимают за пластовое давление Рпл, еслипродолжительность участка стабилизации показаний во времени составляет не менее 15 с;

определение скорости притока флюида Q и депрессии і, для каждой измерительной камеры прибора по формулам:


Qі = vі / tі (3)

і = Рпл і (4)

где vі – объем і-й камеры прибора, см3;

tі- время заполнения і-й камеры, снимаемое с диаграммы давления, с;

Qі- скорость притока в і-ю камеру, см3/с;

і – номер камеры прибора;

і – давление притока в і-ю камеру, МПа;

расчет проницаемости пласта в точке исследования при заполнении различных камер прибора проводят по формуле


прі= Qіф / А і (5)

где прі – проницаемость пласта в исследуемой точке при депрессии і, мД;

ф – вязкость фильтрующегося флюида, сПа;

А – геометрический коэффициент стока, равный 0,13 м.

При отсутствии сведений о вязкости флюида рассчитывают коэффициент подвижности пр/ ф.

80. Результаты испытаний пластов приборами на кабеле используют для принятия решений о проведении дополнительных испытаний пласта пластоиспытателем на бурильных трубах, о спуске обсадной колонны, уточнения граничных значений и критериев для интерпретации комплекса ГИС и других целей.

81. При проведении испытаний пластоиспытателем на трубах по информативным спускам ИПТ определяет фактические режимные характеристики испытания. По выделенным коллекторам дают оценку их насыщения, устанавливают гидродинамические параметры пласта. Оценивают промышленное значение нефтегазонасыщенных коллекторов, уточняют пластовое давление и состояние приствольной зоны.

По объектам, где приток практически отсутствует (пласт «сухой»), обработка результатов на этом завершается. По объектам с неоднозначной оценкой определяют причины неопределенности, возможные ошибки и условия, при выполнении которых при повторном испытании может быть получен достоверный результат (установлено наличие или отсутствие коллектора).

82. Для исследования соотношения физических параметров «давление-объем-температура» используют пробы, отобранные после выхода скважины на установившийся режим проточными глубинными пробоотборниками.

83. Испытание скважины считают законченным, если по всем интервалам, определенным к испытанию, получены результаты, которые позволяют дать качественную характеристику содержимого пласта и оценить его гидродинамические параметры, а отсутствие притока подтверждается комплексным изучением геолого-геофизических материалов.

При качественном проведении программы испытаний пласта, установивших ограниченность притока жидкости или газа, заключение о прекращении дальнейших работ по его испытанию может быть дано в следующих случаях:

получения необходимых сведений по результатам изучения пласта другими методами (отбором шлама, керна, различными методами ГИС);

соответствия величины проницаемости призабойной и удаленной от ствола скважины частей пласта, определенных по коэффициенту продуктивности и кривым восстановления давления.


^ 10.3. Оформление результатов испытаний


84. По результатам испытаний скважины составляют следующие документы по форме установленной в организации:

акт испытания на прочность и герметичность колонной головки, эксплуатационной колонны, фонтанной арматуры, выкидных трубопроводов, воздухопроводов и нагнетательных линий, перфорационной задвижки, лубрикатора, газосепаратора или трапа;

акт испытания (опробования) испытателем пластов, перфорации, испытания в колонне (на каждый выделенный объект);

акт установки цементных (разделительных) мостов в колонне;

акт испытания цементных (разделительных) мостов на герметичность;

акт окончания испытания скважины;

акт передачи скважины в эксплуатацию или о ликвидации (консервации) скважины;

акт проведенных ремонтных работ.

Перечисленные документы подписывают ответственные исполнители работ.

Все документы хранятся вместе с геологической документацией в деле скважины.

85. Результаты испытаний оформляют актом, составной частью которого является набор таблиц, согласно приложению 6 к настоящим Методическим рекомендациям. Таблицу результатов экспресс-анализа проб включают в акт, если на скважине проведен анализ проб.

86. Результаты обработки и интерпретации данных представляют в виде заключения, которое включает итоговую таблицу и, по согласованию с недропользователем, графический планшет.

В итоговой таблице приводят информацию об интервалах залегания исследованных объектов, глубине точек опробования, значениях гидростатического и пластового давлений в них, данные о дебитах и проницаемости, характере насыщенности по диаграммам давления и результатам детальных анализов проб, выполненных в стационарных условиях, результаты определения положений межфлюидных контактов.

На графическом планшете данные обработки и интерпретации приводят в сочетании с наиболее информативными по характеру насыщенности и фильтрационным свойствам данными ГИС. При наличии данных испытаний с помощью ИПТ или в процессе пробной эксплуатации их также помещают на планшете.

1   2   3



Похожие:

Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconТребования промышленной безопасности при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин Глава Общие требования
Настоящие Требования распространяются на подземный ремонт нефтяных и газовых скважин (далее прс) (поисковых, разведочных, эксплуатационных,...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по бурению скважин с использованием известково-битумных растворов; 2 Методические рекомендации по цементированию скважин
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по эксплуатации буровых насосов и их обвязок; 4 Методические рекомендации по освоению скважин азотом
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по проводке скважин с регулированием давления в систему «скважина пласт»; 4 Методические рекомендации по контролю воздушной среды
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconЗаявка на испытание скважины испытателями пластов
Забой м, искусственный забой м
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по визуальному и измерительному контролю свариваемых металлов и их соединений Глава Область применения
Ельного контроля основного металла и сварных соединений (наплавок) при изготовлении, строительстве, монтаже, ремонте, реконструкции,...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по ревизии, наладке и испытанию шахтных подъемных установок с асинхронным двигателем
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по составлению контента
Методические рекомендации составлены творческой группой под руководством Томпиевой М. И., ст преподавателя кафедры огнпо ипк пгс...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации г. Астана, 2010
Непрерывное профессиональное развитие медицинских работников. – Методические рекомендации. – Астана. – 2010. 31с
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по стилоскопированию деталей и сварных швов энергетических установок Общие положения
Настоящие методические рекомендации (далее – мр) распространяются на контроль металлов, полуфабрикатов, деталей, сборочных единиц...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©kzgov.docdat.com 2000-2014
При копировании материала обязательно указание активной ссылки открытой для индексации.
обратиться к администрации
Документы