Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах (стр. 23 )

Пример. Глубина испытания Н = 4000 м, интервал испытания h = 50 м, удельный вес бурового раствора g = 1,12 г/см3, бурильные трубы dт = 114 мм, диаметр скважины 190 мм.

Определяем: Н h/1000 = 4000·50/1000 = 200 м2 (см. рисунки 2.2.3 и 2.2.4) и на пересечении линии 114-190 находим точку, абсцисса которой определяет длину труб, заполненных за счет упругого расширения бурового раствора из интервала испытания L = 11 м.

Таблица 2.4

Наружный диаметр труб, мм	Объем 1 пог. м кольцевого пространства между диаметром скважины и бур. трубами, при диаметре скважины
190 мм	214 мм	243 мм	269 мм	295 мм
УБТ 203	-	-	14	24,5	36
178	3,4	11,1	21,5	31,9	43,4
146	11,6	19,2	29,6	40,1	51,6
СБТ 168	6,2	13,8	24,2	34,6	46,2
140	12,9	20,6	31,1	41,4	52,9
127	15,5	23,1	33,5	44,0	55,5
114	18,1	25,7	36,1	46,5	58,1
102	20,2	21,8	38,3	48,7	60,2

Рисунок 2.2.1 Определение гидропроводности призабойной зоны (испытание на бурильных трубах, d = 114 - 127 мм). Шифр кривых: интервал испытания, Н, м.

Исходные данные: Q(t) / DР(t), Т, Н.

Порядок построения: абс

Рисунок 2.2.2 Определение гидропроводности призабойной зоны (испытание на НКТ)

Шифр кривых: интервал испытания, Н, м. Исходные данные: (t) / DP, Т, Н.

Порядок построения: абс

Рисунок 2.2.3 Определение упругого расширения пластовой жидкости

Рисунок 2.2.4 Определение упругого расширения пластовой жидкости

Таблица 2.5

Наружный диаметр труб, мм	Толщина стенки труб, м	Объем 1 пог. м внутритрубного пространства бурильных труб, дм3
Утяжеленные бурильные трубы
203	51,5	7,9
178	44	6,4
146	36	4,3
Стальные бурильные трубы
168	9	17,7
168	10	17,3
140	8	12,0
140	9	11,6
140	10	11,3
127	7	10,0
127	8	9,7
127	9	9,4
127	10	9,0
114	7	7,8
114	8	7,6
114	9	7,3
114	10	7,0
114	11	6,7
102	7	6,0
102	8	5,8
102	9	5,5
102	10	5,2

Таблица 2.6

Диаметр обсадной трубы, мм	Толщина стенки труб, мм	Объем 1 пог. м внутритрубного пространства обсадных труб, дм3
168	8	18,2
168	9	17,7
168	10	17,3
168	11	16,8
168	12	16,3
146	7	13,7
146	8	13,3
146	9	12,9
146	10	12,5
146	11	12,1
140	7	12,4
140	8	12,0
140	9	11,6
140	10	11,4
140	11	11,0
127	7	10,0
127	8	9,7
127	9	9,3
114	7	7,9
114	8	7,6
114	9	7,3

УТВЕРЖДАЮ

Главный геолог

Производителя работ

___________________

"___"__________200 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по результатам обработки данных исследования скважин ИПТ

Скважина
Площадь
Категория скважины	Интервал испытания	м
Состояние скважины
Время после вскрытия пласта сут	Номер спуска
Диаметр скв. в инт. испыт. 216.00 мм	Дата испытания
Внутренний диаметр труб 108.00 мм	Тип испытателя
Возраст пород	Нач. отряда
Литология	Нач. партии

	1 цикл	2 цикл	3 цикл
Продолжительность притока, мин	5,5	89,5
Продолжительность восстановления давления, мин	59,5	31,5

ТАБЛИЦА ВЫСОТ И ПЛОТНОСТЕЙ ЖИДКОСТЕЙ

Жидкость	Высота, м	Плотность, г/см3
Долитая в трубы	100	1.00
Поднятая нефть
Поднятая пласт. вода
Поднятая смесь	460	1.00
Поднятый фильтрат
Поднятый буровой раствор

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПО ЦИКЛАМ

Параметр	Ед. изм.	Цикл 1	Цикл 2	Цикл 3
Пласт. давление по КВД	МПа	10,758	10,661
Пласт. давление по притоку	МПа	10,758	10,661
Коэфф. гидропроводности
- удаленной зоны (по КВД)		11,60	9,85
- призабойной зоны (по притоку)		8,43	8,12
- призабойной зоны (по высотам)		7,52	9,95
Средний фактический дебит	м3/сут	100,74	56,38
Сред. депрессия на притоке	МПа	8,596	6,305

Исходные данные, зарегистрированные цифровыми манометрами и импортированные в БД системы.

Редактированные данные зондирования по скважине. Число циклов испытания 2,0.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА

Параметр	Ед. измер	Значение	Абсол. погр.	Отн. погр. %
Пластовое давление	МПа	10,724	1,44	1,35
Коэфф. гидропроводности
- удаленной зоны		10,99	1,06	9,64
- призабойной зоны		8,13
Коэфф. призаб. закупорки		1,35
Коэфф. продукт. пласта
- ожидаемый	м3/сут МПа	5,7
- потенциальный	м3/сут МПа	7,7
- при данном испытании	м3/сут МПа	9,4
Дебит
- ожидаемый	м3/сут	36,54
- потенциальный	м3/сут	49,37
- при данном испытании	м3/сут	60,33
Средняя депрессия за испытание	МПа	6,438

ПРИМЕЧАНИЕ