Инструменты для тестирования формации
1. Важность тестирования формации
В разведке нефти бурение является самым прямым методом разведки. Используя инструменты для испытания пластов для тестирования бурения, цементирования, завершения и испытаний скважин, операторы могут определить запасы нефтяного месторождения, понять характеристики месторождения и составить разумный план развития. Процесс от бурения до испытания скважины обычно занимает много времени и дорогостоящий. Прокладка обсадных колон и цементирование особенно дороги и стоят гораздо дороже, чем само бурение. Во многих разведочных скважинах, когда результаты испытаний не достигают коммерческой стоимости добычи, многие скважины заброшены, что приводит к значительной трате капитала и задержке графика разведки. Чтобы изменить эту ситуацию, страны по всему миру провели обширные исследования инструментов для испытаний форм, и эти инструменты уже применялись в реальных разведочных работах. В последние годы их также постепенно продвигают и используют в Китае.
Инструменты для испытаний формации могут использоваться для испытаний в открытых скважинах и в обсадных скважинах на суше и в открытом море. Испытания в корпусных скважинах не являются основным применением и относительно просты, поэтому здесь оно не описано. Испытания в открытых скважинах играют центральную роль в исследовании и обладают следующими преимуществами:
1. Тестирование может проводиться оперативно, чтобы избежать длительного пропитывания нефтяной зоны буровым раствором, который может загрязнить или закупорить резервуар, либо избежать закупорки нефтяной зоны низкого давления, вызванного цементированием. Это облегчает выявление зон низкого давления нефти и получение более точных данных.
2. Тестирование происходит быстро. Когда во время бурения встречаются нефтяные или газовые выставки, тестирование можно провести немедленно. В обычных условиях необходимые данные обычно можно получить за один-два дня. Бурение может продолжаться, а после бурения всей скважины интервалы выставок нефти и газа можно проверять поэтапно, чтобы получить данные по каждому интервалу. Это гораздо быстрее, чем запускать обсадную колонку и проводить тест скважины.
3. Можно сэкономить большое количество обсадной колонки, цемента и ненужного рабочего времени. После завершения бурения интервалы между нефтью и газом, определяемые с помощью электрических логов, иногда бывают не очень точными. В некоторых случаях водную зону принимают за нефтяную зону, и скважина завершается. Если использовать тестер формации, ошибку в электрическом каротажировании можно исправить, а затраты на разведку значительно снизить.
Недостатки инструментов для испытания пластов — относительно высокая производственная стоимость и возможность заедания при открытом испытании. Эти недостатки можно постоянно улучшать с помощью обширной практики на местах.
2. Структура и принцип работы инструментов для тестирования формации
Инструменты для испытаний формации в основном состоят из оборудования для контроля поверхности и инструментов для подъёмных скважин. Сборка инструментов в скважине вводится в скважину на бурильной трубе. Буровая труба служит как соединительным элементом, так и проходом для потока жидкости, связывая скважинный инструмент с оборудованием управления поверхностью. Функции оборудования управления поверхностью включают: 1. приводить в действие инструмент для работы скважины. С помощью контролируемого вращения, подъёма или опускания бурильной трубы тестовый клапан в инструменте для скважины открывается или закрывается, позволяя жидкости или газу пласта попасть в бурильную трубу и выходить на поверхность. 2. служить временной сборкой головки для добычи нефти или газа. 3. позволить сбросить необходимые инструменты в бурильную трубу. Наземное оборудование в основном включает
В состав наземного оборудования входят поверхностная испытательная фонтанная арматура, манифольд бурового пола, индикаторная головка, устройство для сброса приборов и петля высоконапорной линии (Hose Loop).
Основные функции сборки инструмента в скважине включают:
1. Закрепить испытательный инструмент, особенно когда испытания проводятся в верхней части скважины.
2. Изолировать интервал образования, отделяя целевой зону от других пластов, чтобы газ и жидкость в целевой зоне попадали в инструмент испытаний.
3. Контролировать направление потока бурового раствора и пластовой жидкости, чтобы инструмент для испытаний точно позиционировался и тестировался до полного вытаскивания на поверхность.
4. Измерять и фиксировать текущее давление, давление пласта и температуру нефтяной зоны, а также извлекать определённое количество образца пластовой жидкости в условиях под скважиной.
5. Предотвращение заедания тестового инструмента и предоставление рыболовных или выпускных инструментов для освобождения застрявшей конструкции.
В основном скважинная сборка состоит из якорной трубы, пакера с открытыми отверстиями, клапана обратной циркуляции, многопоточного тестера, клапана обхода с открытой скважиной, предохранителей, регистраторов давления и температуры, гидравлического джака, предохранительного соединения и связанных компонентов.
Рабочий процесс полного инструмента для испытаний формации следующий. После завершения бурения тестовый инструмент запускается в скважину. Когда он достигает заранее заданной глубины, наземное оборудование подключается, и проводится анкерирование, пока пакер установлен. После выделения пласта проводятся традиционные испытания скважин, такие как промывка скважины и индуцированный поток, а также измеряются необходимые параметры пласта, такие как скорость добычи. Инструменты в скважине начинают работать одновременно. После завершения работы буровой раствор снова циркулируется; пакер отключается, и якорь освобождается; Затем вынимают инструменты для скважины. Если возникает сопротивление или инструмент застревает и его нельзя вытащить, для его освобождения можно использовать банки или другие инструменты для освобождения. После полного извлечения буровой колонны и инструментов на поверхность испытания завершаются.
3. Характеристики характеристик формационных испытателей
В последние годы некоторые тестировщики формации импортировались из-за рубежа, в основном продукция из Johnston and Lynes в США. Основные характеристики этих двух типов тестеров формации в целом схожи, но существуют определённые различия в методах работы и в частях конструкции. Ниже приведены основные характеристики характеристик тестера формации Джонстон:
I. Наземное оборудование
1. Рабочее давление: 5 000, 10 000 и 15 000 psi
(350), (700) и (1050) кг/см²
2. Испытательное давление: 10 000, 15 000 и 20 000 psi
(700), (1050) и (1400) кг/см²
3. Рабочая среда: отсутствие сероводорода (H2S)
4. Минимальный диаметр цилиндра: 1-1/2 дюйма. (гибкая линия потока)
5. Рабочая нагрузка: 350 000 фунтов (158 тонн)
II. Скважинные инструменты и приборы
1. Применимый диапазон: открытое отверстие или корпусное отверстие
2. Применимые размеры скважин: 5 дюймов. до 6 1/4 дюйма.
5 3/4 дюйма. до 7 3/4 дюйма.
7 с половиной дюйма. до 10 3/4 дюйма.
9-5/8 дюйма. до 12 1/4 дюйма.
3. Технические характеристики регистраторов давления
Максимальное давление
1 600, 2 800, 4 700, 6 400, 9 000, 14 000 и 20 000 psi
Время работы: 24, 48, 96 и 192 часа
4. Технические характеристики термометра
60–220°F (15,55–104,44°C)
100–300°F (37,78–148,89°C)
200–400 °F (93,33–204,44°C)
