Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах (стр. 18 )

(обязательное)

Критические сжимающие нагрузки на хвостовик

Диаметр труб, мм	Толщина стенки, мм	Нагрузки, кН, при диаметре (мм) скважин
110	135	145	190	214	234	269	295
60	7	34,3	29,4	27,5	-	-	-	-	-
	9	42,0	37,6	33,3	-	-	-	-	-
73	7	-	43,5	41,4	-	-	-	-	-
	9	-	53,7	51,4	-	-	-	-	-
	11	-	64,0	61,0	-	-	-	-	-
89	7	-	61,0	59,4	52,2	-	-	-	-
	9	-	76,7	74,6	65,0	-	-	-	-
	11	-	91,0	89,0	77,5	-	-	-	-
102	8	-	-	82,0	73,5	-	-	-	-
	9	-	-	91,0	82,0	-	-	-	-
	10	-	-	100,0	90,5	-	-	-	-
114	8	-	-	-	89,4	85,4	79,6	-	-
	9	-	-	-	100,0	95,5	91,0	-	-
	10	-	-	-	110,0	105,0	99,0	-	-
	11	-	-	-	119,0	115,0	108,0	-	-
127	7	-	-	-	92,0	88,0	84,5	81,0	77,5
	8	-	-	-	104,0	100,0	96,0	92,5	88,7
	9	-	-	-	116,0	112,0	108,0	104,0	98,0
	10	-	-	-	128,0	127,0	118,0	114,0	109,0
140	8	-	-	-	-	114,0	108,0	105,0	101,0
	9	-	-	-	-	129,0	124,0	121,0	114,0
	11	-	-	-	-	158,0	151,0	148,5	144,5
146	8	-	-	-	-	123,0	119,0	115,0	112,0
	9	-	-	-	-	137,0	132,5	129,0	125,0
	10	-	-	-	-	151,0	146,5	142,0	138,0
	11	-	-	-	-	165,0	160,0	155,5	150,5
168	9	-	-	-	-	160,0	157,0	153,5
	10	-	-	-	-	177,0	173,5	170,0

Приложение Д

(рекомендуемое)

Наиболее вероятная интерпретация проб

Характеристика отобранной пробы	Критерии интерпретации
Чистая нефть	В интервале имеется пласт (пласты), содержащий подвижную нефть, пласт вскрывался в равновесных условиях
Нефть с пластовой водой в виде эмульсии или в свободном состоянии	В интервале испытания кроме нефтеносного пласта вскрыт водоносный пласт или пропласток с подошвенной водой
Нефть с буровым раствором или фильтратом	В интервале испытания имеется нефтеносный пласт, но при вскрытии промывочная жидкость проникла в призабойную зону пласта. Пакер был установлен на значительном расстоянии от кровли пласта.
Нефть с большим содержанием газа	В интервале испытания имеется нефтеносный пласт с большим содержанием газа. Испытание проведено при большой депрессии, в камере пробоотборника оказалась газожидкостная смесь. Негерметичен пробоотборник, проба нефти вытекла через нижний клапан, газ выделился из нефти. К интервалу испытания приобщен газонасыщенный интервал. Пробоотборник установлен на значительном удалении от интервала испытания
В основном газ	В интервале испытания имеется газоносный пласт. Для окончательного заключения необходимы данные об углеводородном составе газа
Незначительное количество (или пленка) нефти и пластовая вода	В интервале испытания имеется пласт с остаточной нефтью, которая поступила в трубы при максимальной депрессии. В испытуемом интервале находится пласт (пропласток) с высоковязкой нефтью Проницаемость водоносного пласта значительно выше проницаемости нефтеносного пласта. Для окончательного заключения испытание следует повторить в селективном режиме.
Пластовая вода (без признаков нефти)	В интервале испытания имеется водоносный пласт Подтверждением этого вывода могут служить результаты анализа газа, извлеченного из воды.
Пластовая вода, буровой раствор, фильтратов смеси с буровым раствором (без признаков нефти)	В интервале испытания имеется только водоносный пласт. Углеводородный состав извлеченного газа должен служить дополнительным критерием. Критерием, позволяющим судить о возможной насыщенности пласта, является состав растворенного газа, характерный для типичных газов, пластовой воды или нефти. Испытание рекомендуется повторить в селективном режиме при более длительном вызове притока.
Буровой раствор	Объем извлеченной из пласта жидкости недостаточен для оценки характера насыщенности пласта.
За 1 час открытого периода в трубы поступило менее 0,1 м3 скважинной жидкости с признаками остаточной нефти, пластовой воды (в пробе высокое содержание изобутана и изопентана)	Объект испытания не содержит коллекторов промышленной продукции - практически «сухой» объект. Для окончательного заключения привлекаются данные промыслово-геофизических исследований, керновый материал.

Приложение Е

(обязательное)

ОБРАБОТКА ДАННЫХ ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТА

Обработка данных испытания пласта включает:

- определение характера насыщения на основе анализа глубинных проб продукции притока;

- оценку качества технологических операций по диаграммам изменения давления при испытании пласта;

- обработку диаграмм давления с целью определения гидродинамических параметров пласта.

Выходной документацией в результате обработки данных испытания является окончательное заключение по испытанному объекту с рекомендацией о дальнейших работах по углублению или эксплуатации скважины.

1.1 Типовые диаграммы скважинных манометров

1.1.1 Оценку качества технологических операций испытания пласта проводят по диаграммам изменения давления глубинных манометров, установленных в приборных патрубках компоновки ИПТ (рисунок 1.1.1):

MI - под нижним пакером в патрубке с отверстием в переводнике при селективном испытании;

MII - под фильтром в переводнике с перегородкой вне потока пластового флюида;

MIII - в фильтре в потоке пластового флюида;

MIV - в трубах между запорным и циркуляционным клапанами;

MV - в трубах выше циркуляционного клапана.

Диаграмма манометра MI позволяет контролировать спуско-подъем инструмента (технологические остановки, интервалы сужения ствола и др.), пакеровку нижнего пакера (достаточна ли осевая нагрузка), поглощение в пластах под нижним пакером в процессе испытания при селективном разобщении объектов.

По диаграмме манометра MII контролируют гидродинамическое давление в скважине, фактическое забойное давление в момент открытия впускного клапана испытателя и его изменение по циклам испытания. Диаграмма этого манометра расшифровывается для установления характера изменения забойного давления в процессе испытания и расчета основных параметров пласта.