Способ испытания пластов

СОЮЗ СОВЕТСНИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИН 19 51)5 Е 21 В 49/00 ОПИСАН ТЕНИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И (ЛНРЫТИЯМПРИ ПЮТ СССР К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВ(71) Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокогоразведочного бурения(56) Технология освоения скважин сприменением СГПС, РЛ 39-0147009-50685Лапшин П.С., Нагуманов М,М, Техни.ка и методика испытания пластов впроцессе бурения без подъема бурильных труб, Совершенствование вскрытия,испытания и освоения продуктивныхпластов в эксплуатационных и разведочных скважинах. М.: Недра, 1969,с. 48-49.(54) СПОСОБ ИСПНТАНИЯ ПЛАСТОВ(57) Изобретение относится к горной Изобретение относится к горной промышленности, а именно к испыта- . нию скважин в -процессе бурения.Цель изобретения - повышение эффективности испытания и получение большего объема пробы.На Фиг. 1 показана схема спущенной в скважину колонны бурильных труб с пакером, седлом и долотом; на фиг. 2 - схема посадки пробоотпромышленности. Цель - повышение эффективности испытания и получениебольшего объема пробы. В скважинуопускают оборудованную пакером и сед".лом колонну бурильных труб с долотом. Производят вскрытие бурениемиспытываемого пласта. На кабеле спускают внутрь труб пробоотборный снаряд с клапаном и устанавливают егов седло. В колонну бурильных трубзакачивают одновременно в разныхколичествах самогенерирующие газ,водные растворы, один из которых содержит полиакриламид, нитрит натрияи воду при следующем соотношенииингредиентов, мас.3: полиакриламид0,5-1,0, нитрит натрия 21,0-35,0,вода - остальное; другой включаетмоноэтаноламин, соляную кислоту иводу в следующем соотношении ингредиентов, мас. 4: моноэтаноламин 18.,0"30,0; соляная кислота 12,0-20,0;вода " остальноеИзолируют пласт,испытывают его с последующей регистрацией кривых притока и восстановлениядавления. 7 ил. борного снаряда в седло и закачивание в колонну бурильных труб одновременно самогенерирующих газ водныхрастворов на фиг. 3 - схема изоляции каффпакером испытуемогопласта, откры- З,тие устьевой задвижки и вытеснениена поверхность раствора образовавшим"ся газомф на фиг. 4:- схема поступле"ния пластового Флюида в освобожденную от раствора полость труб поддействием депрессии; на Фиг. 5 - схема процесса выдержки инструмента вскважине для регистрации восстановления давления, на Фиг, б - схемаподъема пробоотборного снаряда послеснятия пакера с места установки ивытеснение пластового Флюида из трубпутем обратной циркуляции;на Фиг,7 схема процесса продолжения бурения.;скважины.Способ испытания пластов включаетследующие операции. В скважину 1 опускают оборудованную пакером 2 и седлом3 колонну бурильных труб с долотом4 и производят вскрытие бурением испытуемого пласта (Фиг. 1), Затемвнутрь труб на каротажном кабеле 5:клапаном 7 и устанавливают снаряд бв седло 3 (Фиг. 2), после чего вколонну бурильных труб закачиваютодновременно в равных количествахсамогенерирующие газ водные раство,ры Один иэ которых содержит полиэк 25риламид, нитрит натрия и воду в следующем соотношении ингредиентов,мас. 3:Полиакриламид 0,5-1,0Нитрит натрия30Вода Остальноеа другой включает моноэтаноламин,соляную кислоту и воду в следующемосоотношении ингредиентов, мас.Моноэтаноламин 13,0-30,0Соляная кислота 12,0-20,0Вода ОстальноеВ результате смешивания указанныхрастворов в бурильных трубах образуется смесь, выделяюща азот. Газо 40жидкостная смесь при открытии задвижки на устье вытесняет жидкость изтруб, опорожняя часть из них, Дляпридания раствору вязкости в егосостав введен полиакриламид, а моноэтаноламин участвует в реакции синтеза азота, Таким образом достигается равномерность насыщения растворагазом,При изолированном спомощью пакера 2 и открытом клапане 7 снаряда 650происходит поступление Флюида изпласта в эсвобожденную от раствораполость труб (Фиг. 4), при закрытомклапане 7 - выдержка для регистрации55восстановления давления в исследуемой зоне (Фиг. 5), По окончании испытания и снятия пакета с места егоустановки производят подъем пробоотборного снаряда и вытеснение пласто. вого флюида из труб путем обратной циркуляции (фиг. 6), Без подъема бурильных труб из скважины обеспечивается возможность продолжения процесса бурения (фиг. 7).П р и м е р 1. Скважина бурилась с применением глинистого раствора с удельным весом 1,2 г/см до глубины 3525 м (фиг, 1), причем бурильные трубы 1 с применялись диаметром 114 мм толщиной 8 и 9 мм, выше долота 4 установлен пакерный узел 2 с внутренним седлом 3. Пакер находился выше долота на 5 м.При необходимости испытания пласта вскрытого в интервале 3520-3525 м в скважину сначала спустили пробоотборный снаряд 5 с клапаном 6 на каротажном кабеле 7, как показано на фиг. 2, а затем внутрь бурильных труб закачали смесь из двух водных растворов 1 и 2,. Эта смесь образовалась путем закачки по двумя манифольдам двумя насосами одновременно (ЦА 700) через смеситель, установленный на устье скважины, причем раствор 1 состоял иэ водного раствора полиакриламида 0,53 с нитритом натрия 217., а раствор 2 - из водного раствора моноэтаноламина 183 и соляной кислоты 123. В результате смешивания этих растворов в Равных количествах по 1 О м (всего 20 м) в бурильных трубах была получена смесь следующего состава, мас. 3: Полиакриламйд 0,5Нитрит натрия 21,0Моноэтаноламин 18,0Соляная кислота 12,0Вода 48,5а согласно лабораторным исследованиям такая смесь дает 60 м азота на 1 м такого раствора, который начинает образовываться при смешивании в бурильных трубах, как показано на фиг. 2, и при этом часть глинистого раствора вытеснена в затрубное пространство. На приготовление и закачку указанной смеси затрачено 1,5 ч, после чего посажен пакер 2 для изоляции испытываемого интервала (3520- 3525 м) отостального ствола скважины и открыты задвижки двух манифольдов, по которым раньше производили закачку двух растворов, - на излив в запасную емкость.01368 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 5 16При этом образовавшаяся газожидкостная смесь под влиянием давлениягаза в количестве 20 х 60= 1200 мвытеснили из труб 1 О м жидкости(фиг. 3) и уровень жидкости в скважине понизился на 1000 м (Фиг. 4), чтосоздало в трубах область пониженногодавления и под влиянием этой депрессии из пласта, находящегося междузабоев скважины и посаженным пакером,начала поступать в бурильные трубыпластовая вода со следами неФти(Фиг. 4) в количестве 25 м за56 мин. Для регистрации кривой восстановления давления впускной клапанзакрыт путем подачи сигнала по кабелюи в таком состоянии скважина была оставлена в течение 1,5 ц, в течениекоторых регистрация КВД закончена,Затем пробоотборный узел был снятс седла и произведена распакеровкапакера и сразу после этого путем обратной циркуляции стали вытеснятьотобранную в трубы пластовую жидкостьна поверхность, как показано нафиг, 6, После отбора на устье скважины пробы пластовой жидкости на анализв количестве 2 л,подняли пробоотборный снаряд на кабеле 7 и продолжилибурение, как показано на Фиг. 7 - довскрытия следующего интервала испытания,В этом случае при наличии описанной минимальной концентрации химреарентов, расход газа оказался недостаточным, чтобы вытеснить более 10 мЗжидкости. Поэтому этот состав реагентов следует считать минимальным.П.р и м е р 2,На скважине М 320бурение велось долотом У 9 на бурильных трубах диаметром 114 мм с толшинами стенки 8 и 9 мм наглубине 3015 м,как показано на Фиг. 1. Решено былоиспытать интервал 3010-3015 м в соответствии с положением пакера над долотом. В связи с этим был спущен накабеле пробоотборный снаряд 5 с клапаном 6 на кабеле 7 и посажен в седло3 после чего в скважину закачанасмесь из двух водных растворов., Раствор 1 состоит из, мас4:Полиакриламид 0,7Нитрит натрия 28 ОВода ОстальноеРаствор 2 состоит из мас.В:Ионоэтаноламин 25,0Соляная киСлота 16,0Вода Остальное 6По 15 мкаждого раствора были одновременно закацаны через смеси- тель, установленный на устье скважи" ны и в результате в скважине получалась такая самогенерирующая газ, азот смесь 1: полиакриламид 0,7 нитрит натрия 28; моноэтаноламин 25 соляная кислота 16; вода 30,3.Эту смесь закачали в количестве 30 м за 2 ч и соответственно такое же количество глинистого раствора вытеснили в затоубное пространство (Фиг. 2). Согласно лабораторным данным 1 м такого состава генерирует 90 м азота, а 30 м - 2700 м. Затем посадили пакер как показано на фиг. 3, и открыли выкидные задвижки на устье скважины. При этом газовая смесь стала бурно выходить под влиянием расширяющегося газа азота и было вытеснено 1800 м столба жидкости из 4 бурильных труб. Вслед за этим в образовавшуюся пустую полость труб под действием депрессии забойного давления из пласта стала поступать неФть с водой в колицестве 3,2 м за 40 мин открытого притока (Фиг. 4). Затем приток в скважину закрыли с помощью клапана 6 и произвели запись КВД в течение 65 мин (фиг. 5) Затем сняли пробоотборный снаряд с седла, произвели распакеровку, при которой пакер принял прежнее незапакерованное положение, и обратной циркуляцией вытеснили пластовую жидкость на поверхность в. запасную емкость, Затем подняли пробоотборный снаряд на поверхность и продолжили бурение до вскрытия следующего перспективного пласта (фиг. 7):П р и м е р 3. В скважине 3 диаметром 190 мм бурение велось на глубине 4032 м на бурильных трубах диа" метром 114 мм с толщиной стенки 9,10 и 11 мм с установкой пакера 2 наддолотом на 7 м (фиг. 1). Решено испытать интервал 40-25- 4032 м, для цего был спущен на кабеле 7 пробоотборный снаряд 5 с клапаном 6 и посажен в седло 3. Затем в скважину была закацана смесь водного раствора 1 (на базе полиакриламида 1,04 и нитрита натрия 353 и раствора2 на базе моноэтаноламина 30,Пг и соляной кислоты 20,0, по 12 м каж" дого раствора, а всего 24 м- имеющего следующий состав в смеси, мас.3.Полиакриламид 1Нитрит натрия 35Моноэтаноламин 30Соляная кислота 20Вода 1 чСогласно лабораторной работы такой состав на 1 мз генерирует в результате химической реакции 112 м амлота и поэтому после его закачки в колонну бурильных труб (фиг. 2) последующей посадки пакера и открытия уатьевых задвижек в специальную емкость за счет выделения 2688 мз газа было вытеснено из труб около 20 м 9 жидкости и уровень понизился на 1950 м, за счет чего начался приток п 4 астовой нефти из испытываемого интервала со средним дебитом 28 м/ /цут и за 1 ч притока получено в пуси тс 1 й полости труб около 1,2 м нефти с пластовым газом (фиг. Й) . После закрытия клапана 6 для построения КВДстояли в течение 2 ч, а затем клапан открыли, приподняли пробоотборный снаряд, распакеровали пакер, который принял прежнее незапакерованное состфяние, после чего путем обратной цйркуляции вытеснили всю пластовую нефть путем обратной циркуляции в запасную емкость (фиг, 6). Затем подняли кабель с пробоотборным снарядом идистанционными глубинными прибора" мй на поверхность и продолжили бурение (Фиг, 7). Следует отметить, что при дальнейшем увеличении концентрации за счет недостатка воды. реакция до конца не пойдет, т.е, пойдет, но неэффективно, раствор получился слиш" ком вязким и его трудно будет прокачивать в скважину и поэтому описанный 5в примере 3 состав для генерации азота следует считать максимальным,Формула и зобретенияСпособ испытания пластов, при ко.тором н скважину опускают оборудованную пакером и седлом колонну бурильных труб с долотом, производятвскрытие бурением испытуемого пласта,спускают внутрь труб пробоотборный 15 снаряд и устанавливают его в седло,изолируют пласт, испытывают его споследующей регистрацией кривых притока и восстановления давления,о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с 20 целью повышения эффективности испыта"ния и получения большего объема пробы, перед изоляцией испытываемого,пласта в колонну бурильных труб закачивают одновременно в равных коли чествах самогенерирующие газ водныерастворы, один из которых содержитполиакриламид, нитрит натрия и водув следующем соотношении ингредиентов,мас. 3:30 Полиакриламид 0,05-1,0Нитрит натрия 21,0-35,0Вода Остальноеа другой включает моноэтаноламин,соляную кислоту и воду в следующемсоотношении ингредиентов, мас. 3:Моноэтаноламин 18,0-30,0Соляная кислота 12 0-20,0Вода Остальное.