Техническая характеристика ИПТ

1 2 3 4 5 6 7

СОДЕРЖАНИЕ

1. Технические средства для испытания скважин

1.1. Комплекты испытательного оборудования

1.2. Компоновка ИПТ

2. Подготовительные работы к испытанию

2.1. Подготовка скважины к испытанию

2.2. Определение времени безопасного пребывания инструмента на забое скважины

2.3. Определение места установки пакера

3.Проведение испытания

3.1. Подготовка оборудования к работе

3.2. Спуск ИПТ в скважину

3.3. Установка пакера

3.4. Снятие пакера

3.5. Подъем инструмента

4. Выполнение операций в осложненных скважинах

4.1. Особенности работ

5.Меры безопасности при испытании

5.1. Общие положения и организация работ

5.2. Подготовка оборудования и скважины к испытанию

5.3. Производство работ

6. Классификация скважин по назначению, виды и способы бурения.

7.Организация буровых работ, технико-экономические показатели строительства скважин.

8. Бурильная колонна и ее элементы

Буровой инструмент

Долота специального назначения.

Расширители.

Долота для бурения с отбором керна (бурголовки).

Керноприемные устройства.

11. Буримость горных пород: расчленение разреза на интервалы одинаковой буримости

Режимы бурения, выбор долот, их износ.

Выбор диаметра, типа и модели долота.

Рациональная отработка долот.

Износ вооружения долот различных типов.

Расчет и выбор осевой нагрузки на долото.

Технические средства для испытания скважин

Комплекты испытательного оборудования

1.1.1. В настоящее время отечественной промышленностью выпускаются серийно трубные испытатели пластов (ИПТ) двухцикловые: КИИ-2м-146, КИИ-2м-95, КИИМ-65, имеющие диаметр 146,95 и 65 мм; и многоцикловые:МИГ-146, МИГ-127, МИК-95, МИГ-80, МИГ-65, имеющие диаметры 146,127,95,80 и 65 мм.

Техническая характеристика названного оборудования приведена в таблице 1, а в таблице 2 приведен перечень узлов, входящих в комплекты ИПТ.

1.1.2. В комплекты типа КИИ входят следующие узлы ИПГ- испытатель пластов: гидравлический (ИПГ-146, ИПГ-95, ИПГ-65, кроме того, в комплекте КИИ-95 предусмотрен еще испытатель пластов, ИПГ-95-У, имеющий упрощенную конструкцию). ЗПК- запорно - поворотный клапан (ЗП-146, ЗП-95- клапаны одинарного действия; ЗП2-146, ЗП2-95, ЗП-65 – клапаны двойного действия); ЯГ – ясс гидравлический (ЯГ-146, ЯГ-95, ЯГ-65); КЦ-циркуляционный клапан (КЦ-146, КЦ-95, КЦ-65); ПЦ – пакер с металлической опорой (ПЦ-146, ПЦ-95, Пц-65); ПЦР – пакер с раздвижной резиновой опорой (ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-95, ПЦР-65); Ф- фильтр (Ф-146, Ф-95, Ф-65); ПП- переводник для установки глубинных приборов.

1.1.3. Комплекты многоциклового испытательного оборудования МИГ-146, МИГ-127, МИГ-80 оснащены одинаковыми основными узлами, которые не имеют существенных конструктивных отличий. Многоцикловой испытатель пластов МИК-95 включает основные узлы, отличающиеся от узлов оборудования ряда МИГ, поэтому рассмотрены элементы испытателя МИК-95 отдельно.

Многоцикловые испытатели пластов размерного ряда МИГ включают следующие узлы: ИПМ- многоцикловой испытатель пластов (ИПМ2-146, ИПМ2-127, ИПМ-80, ИПМТ-65); УРВ – устройство для раздельного вращения (УРВ2-146, УРВ2-127, УРВ-80, УРВ-65); К3-клапан запорный (КЗ-2-146, КЗ-3-127, ЗП2-80, ЗП2М-65); Ш – штуцер гидравлический (Ш2-146, Ш2-127, Ш-80, Ш-65); ЯГЗ – ясс гидравлический (ЯГЗ-3-146,ЯГЗ-2-127, ЯГЗ-80, ЯГТ-65); КЦМ- циркуляционный клапан (КЦМ -3 - 146, КЦМ2 - 127, КЦМ –80,КЦ2- 65); кроме того в комплект МИГ-80 включен дополнительный клапан заливочно- циркуляционный КЗУ-80, который может устанавливаться вместо клапана КЗЦ-80); ПИГ- пробоотборник

(ПИГ-146,ПИГ-127,ПИП-65- пробоотборники конструктивно не отличаются); ЗБ- замок безопасный (ЗБ2-146, ЗБ2-127, ПЗ-80, ЗБ-65- конструктивно не отличаются); ПЦР- пакер с раздвижной резиновой опорой (ПЦР2-146,ПЦР2-127, ПЦ-80,ПЦ2-65- конструктивно не отличаются от пакеров ПЦР, применяемых комплектах КИИ); РУ – распределительное устройство (УУ2-146, УУ2-127, отсутствуют в комплекте МИГ-80, МИГ-65);Ф – фильтр (Ф2-146, Ф2-127, Ф-80, Ф1-65); ПП переводчик - для приборов (ПП2-146, ПП2-127, ПП-80, ПП1-65); ПЛ- переводник левый

(ПЛ-146, ПЛ-127, ПЛ-80, ПЛ-65).

Кроме того, комплекты испытательного оборудования оснащаются дополнительными узлами и присполсоблениями6 приспособления для сжатия, устройством для опрессовки, подгонными патрубками, переводниками и манометрами.

Многоцикловый испытатель пластов МИК-95 включает следующие узлы: ИПЦ-95- испытатель пластов, К-95- компенсатор, МП-95- подшипниковая муфта, КЗ-95- запорный клапан, ЯГ1-95 – ясс гидравлический, КУ-95- клапан универсальный, ПО-95 - пробоотборник, ЗА-95- аварийный замок, ПЦ2-95- пакер, РУ-95- распределительное устройство,Ф1-95- фильтр, ПП-95 – переводчик для установки приборов.

По назначению узлы комплекта СМИК-95 выполняют те же функции, что и аналогичные узлы в комплектах МИГ. Отличие состоит в том, что в данном испытателе вместо отдельного узла – устройства для раздельного вращения – применены два узла: компрессор и подшипниковая муфта.

1.1.4. Помимо указанных узлов, входящих в комплекты испытательного оборудования, применяются еще дополнительные к ним узлы. Институтом ВНИИНПГ разработаны следующие узлы для 146-мм испытательного оборудования:

ЗПКМ-146- запорно-поворотный клапан многоциклового действия, который может применяться в комплекте КИИ вместо запорно-поворотных клапанов одинарного и двойного закрытия; приводится в действие вращением колонны бурильных труб. ПМ-146- многоцикловая приставка, предназначенная для многократного перекрытия притока жидкости в трубы, которая также используется в комплектах оборудования КИИ вместо запорно-поворотных клапанов одинарного и двойного закрытия, приводится в действие вертикальным перемещением колонны бурильных труб. ПРМП-1 – пакер резино- металлического покрытия. ПМ- пакер механический. ЯУ- якорное устройство, служащее для опоры испытателя пластов на стенки скважины. ПН- пробоотборник- накопитель, устанавливаемый между запорно-поворотным клапаном и испытателем пластов.

Компоновка ИПТ

1.2.1. Тип узлов и последовательность их спуска в скважину определяется видом выбранного оборудования, конструкцией скважины, сложностью объекта, подлежащего испытанию, необходимостью выполнения планируемых режимов исследования.

На рисунке 1 приведены типовые схемы компоновок ИПТ, которые могут служить отправными при планировании конкретных операций.

1.2.2. В компоновках выделяются следующие звенья:

1.- звено опоры испытательного оборудования, либо в виде хвостовика с фильтром 1 и без фильтра 3 с упором в забой скважины, либо в виде якорного устройства с фильтром 2 без фильтра 4 с упором в стенки скважины или колонны;

11. – звено изоляции пласта от воздействия гидростатического давления промывочной жидкости в скважине: а- отдельно устанавливаемый пакер, изолирующий пласт от скважинной промывочной жидкости только сверху; б- система двух пакеров с распределителем давления, также предназначенная для изоляции пласта сверху; применяется в случае, если планируемый перепад давления на пакер оказывается выше допустимого; в - система двух пакеров, между которыми устанавливается фильтр, предназначенный для селективного испытания объекта; г- тоже, что и в, но с уравнительным устройством;

111. – звено основных узлов испытательного оборудования, служащее для регулирования процесса исследования: установка пакера, пуск скважины в работу, переключение режимов испытания, включение циркуляции промывочной жидкости, отбор герметация забойных проб, освобождение прихваченного инструмента, а также, в случае необходимости, разделение прихваченной части оборудования от основных узлов для извлечения последних из скважины; укомпоновка этого звена зависит от выбранной технологии испытания и наличия того или другого оборудования на базе.

В типовых компоновках приведено максимальное число узлов, которое может быть включено в сборку в соответствии с комплектностью изготовления оборудования. При облегченных условиях может быть исключена из компоновки часть узлов.

1.2.3. В звено основных узлов испытательного оборудования входят:

КЦ- циркулярный клапан, который во всех без исключения компоновках устанавливается сверху;

БТ- бурильные трубы (одна или две свечи), устанавливаются между циркулярным клапаном и расположенном ниже соединенными между собой узлами комплекта, за исключением случая, когда необходимо открыть КЦ механическим путем- вращением ЗПК, снабженного выдвигаемым штоком, тогда циркулярный клапан соединяется непосредственно с ЗПК;

М- переводчик для установки прибора (манометра), располагается над системой клапанов, переключающих режимы испытания, выше штуцера (если последний включен в компоновку); он служит для регистрации давления в бурильных трубах в течение всего процесса испытания, по данным которого затем легко восстановить объем поступившего флюида и возможные пропуски жидкости в бурильных трубах при спуско- подъемных операциях и во время испытания;

Ш- штуцерный узел, входит в компоновки оборудования МИГ-146, МИГ – 127, МИГ-80; он может быть включен также в КИИ2М-146;

ЗК- запорно- поворотный клапан, используется во всех компоновках КИИ, а в компоновках оборудования МИГ и МИК – в тех случаях, когда в них не включается устройства для раздельного вращения труб и раздвижные механизмы. В компоновках с оборудованием КИИ-2М-146и вместо запорно- поворотного клапана ЗП2-146 можно применять запорно- поворотный клапан многоциклового действия ЗПКМ»-146 или многоцикловую приставку МП-146 для осуществления операций в несколько циклов;

Таблица 1

Техническая характеристика ИПТ

Тип оборудования	КИИ-2М-146 КИИ-146	МИГ-146	МИГ-127	КИИ-2М КИИ-95
Наружный диаметр,мм	146	146	127	95
Максимальная длина отдельной единицы, м	2,2	2,92	2,89	2,6
Длина полного комплекта, м	1,6,6	17,6-27,5	17,9-27,2	18,2
Допустимая нагрузка, кН:
сжимающая	560	1450	1200	280
растягивающая	380	660	560	170
Крутящий момент, кН м	7,0	10,0	7,5	5,0
Максимальный перепад давления, МПа	30	45	45	30
Максимальная температура, ⁰С	170	200	200	170
Максимальная масса отдельной сборочной единицы, кг	230	235	163	110
Максимальная масса комплекта, кг	1200	5500	5700	2100
Диаметр обслуживаемых скважин, мм	190-295	190-295	161-143	118-165
Размер присоединительных резьб	3-121	3-121	3-101	3-76
Тип оборудования	МИК-95	МИГ-80	МИГ-65	КИИ-65 КИИМ-65
Наружный диаметр, мм	95	80	67	67
Максимальная длина отдельной сборочной единицы, м	2,6	3,5	2,78	2,6
Общая длина полного комплекта, м	21,4	23,4	16,5	18,2
Допустимая нагрузка,кН
сжимающая	980	580	170	150
растягивающая	245	170	147	150
Крутящий момент, кН м	4,9	1,5	1,0	4,0
Максимальный перепад давления, МПа	45	45	40	35
Максимальная температура, ⁰С	200	200	200	200
Максимальная масса отдельной сборочной единицы, кг	120	92	666	50
Максимальная масса комплекта, кг	1810	650	1200	300
Диаметр обслуживаемых скважин, мм	118-165	97-112	76-102	76-102
Размер присоединительных резьб	3-76	3-62	3-56	3-50