Опробование перспективных горизонтов

Для опробования перспективных горизонтов в процессе бурения глубоких скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые, пока приствольная зона объекта еще существенно не загрязнена, применяют комплекты испытательного инструмента, позволяющие проводить одноцикловое и многоцикловое испытание скважин.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление нефтегазосодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта.

Для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола предназначены пакеры с металлической опорой.

Надежность пакеровки прежде всего определяется правильным выбором диаметра пакерующего элемента.

Диаметр резинового элемента механического пакера

d_p.п=(0,85÷0,9)D_c,               (19.17)

где D_c - диаметр скважины в месте установки пакера, м.

Проходимость пакера по стволу скважины и надежность пакеровки при испытании характеризуется коэффициентом пакеровки.

         (19.18)

Минимальные значения k_п, при которых обеспечивается надежная пакеровка в зависимости от устанавливаемых перепадов давления на пакер, приведены ниже.

Перепад давления на пакер, МПа	<16	16-25	>25
Коэффициент пакеровки	1,08-1,10	1,10-1,12	1,12-1,14
Характеристика работы пакера	Повышенная устойчивость	Средняя устойчивость, проходимость	Повышенная проходимость

При выборе интервала испытания следует стремиться к тому, чтобы вся эффективная мощность проницаемой части пласта, найденной по результатам геолого-геофизических исследований, находилась в пределах интервала между пакером и забоем скважины.

Нагрузка, необходимая для пакеровки, определяется по формуле

                 (19.19)

где Е_у - модуль упругости резины, Е_у=9А МПа; S_о - площадь сечения резинового элемента пакера до деформации; k_п - коэффициент пакеровки.

Депрессия, создаваемая для получения притока пластовой жидкости при первичном вскрытии перспективного горизонта

Р_деп≥3(ρ_б.рgz_пл-р_пл),          (19.20)

которая во избежание разрушения объекта испытания должна удовлетворять условию

Р_деп<0,5[σ_сж- 2(ρ_г.пgz_пл-р_пл)]                      (19.21)

где σ_сж - прочность породы при одноосном сжатии. Па; р_г.п - объемная плотность вышележащей толщи пород, кг/м3.

Глубина заполнения жидкостью, необходимой для создания депрессии плотностью ρ_ж≤ρ_б.р:

z_ж=z_пл - (р_пл - p_деп)/ρ_жg             (19.22)

В начальный момент опробования избыточное наружное давление, действующее на пластоиспытатель и пакер достигает максимума

р_и.н=ρ_б.pgz_и.п — ρ_жg(z_и.п- z_ж),               (19.23)

где z_и.п - глубина установки испытателя пластов.

Если один пакер не способен воспринимать такой перепад давлений, то устанавливают последовательно два пакера.

Необходимую величину осевой сжимающей нагрузки G_c.п(кН) целесообразно создавать за счет веса секции УБТ, длина которого определяется по формуле (9.4).

Во время пакеровки и опробования объекта хвостовик, расположенный ниже пакера, испытывает осевое сжатие от действия трех сил: от осевой сжимающей нагрузки G_c.п, гидравлической нагрузки G_c.г, возникающей при открытии главного клапана пластоиспытателя, и силы трения F_тр пакера о стенки скважины.

Действующая на хвостовик в начальный момент сжимающая (статическая) Gcт нагрузка может быть определена по номограмме, приведенной на рис. 19.4 (на ней приведен пример пользования номограммой: Dc=240 мм; dшт=90 мм; Δр=20 МПа; Gст=780 кН). Рис. 19.4. Номограмма для опрелелеия статической нагрузки на хвостовик. Расчет максимально допустимых сжимающих нагрузок на хвостовик осуществляется по формуле               (19.24)

где σ_т - предел текучести материала труб. Па; S - площадь поперечного сечения хвостовика, м2; d_c, d_т - соответственно диаметры скважины и хвостовика, м; q - вес 1 м хвостовика, Н; W - момент сопротивления сечения хвостовика, м3.

Гидравлическая нагрузка приближенно рассчитывается по формуле

P_г≈(S_с — S_х)[ρ_б.рgz_пак - ρ_жg(z_пак - z_ж)]          (19.25)

где S_c, S_x - соответственно площадь поперечного сечения скважины в месте пакеровки и площадь сечения хвостовика, м2; z_пак - глубина установки пакера, м

Силу трения можно оценить по следующей формуле (П.С. Лапшин, 1974)

P_тp≈k_тpμ_тpр_и.нπd_сh_р.п/(d²_р.п — d²_ш)/(d²_с-d²_шт)             (19.26)

где k_тр- опытный коэффициент, k_тр≈0,2; μ_тр - коэффициент трения резинового элемента о стенки скважины, μ_тр =0,1; h_р.п - высота резинового элемента пакера, м; d_шт - диаметр штока пакера, м.

Напряжения изгиба в хвостовике можно оценить по формуле

          (19.27)

где d_x - наружный диаметр хвостовика, м; I_х - момент инерции сечения хвостовика, м ; W_x - момент сопротивления того же сечения, м3; q_x -масса 1м хвостовика, кг.

Дополнительные сжимающие температурные напряжения в хвостовике на время опробования

σ_т=α_tEΔt,               (19.28)

где α_t - температурный коэффициент линейного расширения хвостовика, К^-1.

Поправка, учитывающая влияние температуры на модуль упругости,

Е=Е₂₀k_Е(t₃-20)             (19.29)

и предел текучести материала хвостовика

σ_т=(σ_т)₂₀-k_σ(t₃-20),                 (19.30)

где Е₂₀ и (σ_т)₂₀ - модуль упругости и предел текучести при температуре 20 °С, приводимые в справочной литературе; k_Е и k_σ - температурные поправки, МПа/К, для стали k_Е≈70 МПа/К и k_σ≈0,47 МПа/К.

Условие прочности хвостовика при сжатии

σ_т≥k₃( σ_z + σ_u +σ_t), (19.31)

где σ_z - напряжение осевого сжатия, Па, σ_z=(Р_с.п+Р_г+Р_тр)/S_x (собственным весом хвостовика за малостью обычно пренебрегают); k_з= 1,3 - коэффициент запаса прочности.

Дополнительная ударная нагрузка, действующая в момент открытия главного клапана пластоиспытателя из-за резкого снижения давления в подпакерной зоне

Р_уд=(Р_сп+Р_г)√1+2ES_х(z_пак-h_пр)(d_o/D_c)4/μ_шl_хР_г                    (19.32)

где h_пр - высота столба бурового раствора, эквивалентная по создаваемому давлению высоте столба жидкости в бурильных трубах, м,

h_пр=(z_пак-z_ж)ρ_ж/ρ_б.р             (19.33)

d_о - диаметр отверстия в штуцере пластоиспытателя, м; μ_ш - коэффициент расхода штуцера, μ_ш=0,6÷0,65; l_x - длина хвостовика, м.

Условия прочности по ударной нагрузке

Р_уд<[Р]_уд                   (19.34)

где [Р]_уд - допустимая ударная нагрузка, Н;

[P]_уд=k_бk_удS_x(σ_т-σ_и-σ'_z)                    (19.35)

k_уд - коэффициент, учитывающий возрастание предела текучести хвостовика при динамическом нагружении по сравнению со статическим, k_уд=2÷2,34,

σ'_z=P_cп/S_x, (19.36)

При проведения операций с испытателем пластов бурильные трубы испытывают различные нагрузки: растягивающие усилия при спуске и подъеме инструмента; сжимающие усилия при нагружении пакера и открытии испытателя пластов; внешние сминающие давления при испытании неглубоких скважин; дополнительные напряжения кручения при вращении бурильной колонны (при смене позиций запорного клапана), увеличивающиеся с глубиной; растягивающие осевые и сжимающие радиальные нагрузки при срыве пакера, которые могут достигать опасных значений.