Способ контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах

Изобретение относится к области исследований газонефтяных скважин в ходе проведения испытания продуктивных пластов на трубах, в частности - для контроля интенсивности проявления пласта. Технических результатом является увеличение информативности исследований при испытании пласта на трубах, повышение эффективности проведения за работой испытателя пластов, обеспечение оперативного управления режимом испытания и повышение точности данных о гидродинамических свойствах пласта. Способ контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах включает использование датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика расхода газовоздушной смеси, находящихся на буровой площадке, для технологического контроля процесса испытания пласта. В данном способе перед началом процесса испытания пласта датчик веса размещают в зоне между талевым блоком (или элеватором) и верхней трубой испытательной компоновки - непосредственно на буровом крюке или вертлюге, а датчик оборотов вращения ротора устанавливают на верхней трубе испытательной компоновки. По совокупным изменениям показаний датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика газовоздушной смеси осуществляют учет дебита поступающей в трубы пластовой жидкости, контроль герметичности ствола скважины и корректируют время открытого периода испытания пласта.

 

Изобретение относится к области исследований газонефтяных скважин в ходе проведения испытания продуктивных пластов на трубах, в частности - для контроля интенсивности проявления пласта. Из истории вопроса.

Испытания пластов на трубах (далее - ИПТ) проводятся, как правило, сервисными компаниями в ходе строительства разведочных и поисковых скважин. Сам процесс ИПТ достаточно формализован, существует достаточное количество нормативной документации, регламентирующей подробности всего цикла подготовки и проведения испытаний [1, 2]. Однако информация об успешности проведения операции, получаемая в процессе проведения ИПТ известными способами, недостаточна. В первую очередь это обусловлено отсутствием информационного канала связи между забойными манометрами и устьем скважины - вся информация бывает доступна только после подъема из скважины испытательной компоновки на буровых трубах и последующей расшифровки записей автономных манометров. Полученная таким образом косвенная информация является субъективной, не отличающейся достоверностью. При этом, как известно. - одним из признаков открытия впускного клапана испытателя пластов является интенсивный выход воздуха из бурильных труб, сопровождаемый притоком жидкости. В зависимости от интенсивности выхода воздуха корректируется время открытого/закрытого периода испытания пласта. Наблюдение за этим процессом ведется с одного из отводов стояка, что не всегда удобно и небезопасно для работающего персонала, причем степень проявления притока персоналом определяется интуитивно, исходя из практического опыта, что в принципе недопустимо!

Известно использование диаграммы изменения показаний датчика веса на крюке для оценки количества жидкости, поступающей в скважину в ходе испытания, а также ее плотности [3]. Датчик веса имеется на всех буровых установках и, как правило, дублируется. Сущность метода измерений заключается в контроле степени натяжения неподвижного конца талевого каната в зависимости от объема и плотности поступающей в скважину жидкости по показаниям датчика расхода промывочной жидкости, и датчика расхода газовоздушной смеси. Однако точность таких измерений недостаточна, поскольку датчик веса закрепляется в «мертвой зоне» талевого каната, что приводит к значительным погрешностям, вносимым силой трения талевой системы. При этом примерный дебит скважины оценивают только после завершения испытания и подъема испытательной компоновки путем подсчета погонных метров труб, заполненных пластовым флюидом:

Q = H π r 2 T

где Q - дебит, Н - прирост жидкости в трубах за весь период испытания,

r - радиус бурильных труб, Т - время открытого периода испытания.

Величина Н определяется визуально по границе уровня жидкости в трубах, и при содержании большого количества газа в жидкости подвержена значительной погрешности. Таким образом, дебит скважины в процессе испытания практически не поддается количественной оценке, а следовательно, корректировка времени притока запаздывает по времени или вообще не происходит при отсутствии косвенных признаков притока, например, таких как интенсивный выход воздуха из труб.

Кроме того, время открытого периода испытания пласта задается недропользователем на основании известных способов контроля оценки количества жидкости, поступающей в скважину в ходе испытания, исходя из среднестатистических данных предшествующих испытаний на других скважинах данного региона и не всегда оптимально для качественного определения характеристик отдельного исследуемого пласта. Кроме того, при длительных операциях испытаний пласта существует риск экологического загрязнения окружающей среды продукцией, изливающейся из скважины в процессе проводимых работ.

Задачей настоящего изобретения является увеличение информативности исследований при испытании пласта на трубах, повышение эффективности проведения контроля за работой испытателя пластов, обеспечение оперативного управления режимом испытания и повышение точности данных о гидродинамических свойствах пласта.

Поставленная задача решается следующим образом.

В соответствии со способом контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах, включающем использование датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика расхода газовоздушной смеси для технологического контроля процесса испытания пласта, согласно изобретению, перед началом процесса испытания пласта датчик веса размещают в зоне между талевым блоком (или элеватором) и верхней трубой испытательной компоновки -непосредственно на буровом крюке или вертлюге, а датчик оборотов вращения ротора устанавливают непосредственно на верхней трубе испытательной компоновки, по совокупным изменениям показаний датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика газовоздушной смеси осуществляют учет дебита поступающей в трубы пластовой жидкости, контроль герметичности ствола скважины и корректируют время открытого периода испытания пласта.

Предложенный способ контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах имеет следующие преимущества:

- размещение датчика веса в зоне между талевым блоком (или элеватором) и верхней трубой испытателя пластов, а именно - непосредственно на буровом крюке или вертлюге, исключает влияние на его показания сил трения, вносимых талевой системой.

- установка датчика оборотов ротора непосредственно на верхней трубе испытательной компоновки обеспечивает удобство работы персонала, осуществляющего контроль числа оборотов труб при смене позиций «открыто» - «закрыто» впускного клапана, при этом сам датчик не подвергается внешним динамическим воздействиям, (например, при случайных ударах компоновочной трубы о стол ротора в процессе спуска испытательной компоновки на глубину);

- показания датчика веса в совокупности с данными имеющихся на буровой площадке датчиков расхода дают необходимую информацию о дебите жидкости, поступившей из пласта в трубы в период притока; что в совокупности с данными датчика расхода газовоздушной смеси позволяют оперативно скорректировать время открытого периода испытания пласта, а в совокупности с показаниями датчика расхода жидкости на выходной трубе дает информацию о герметичности испытательной колонны и пакера.

На практике для реализации предложенного способа контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах (ИПТ) датчик веса, датчики расхода жидкости и датчик расхода газовоздушной смеси (ГВС), а также датчик оборота ротора монтируются перед началом испытания согласно предложенному изобретению. А именно - датчик веса устанавливают непосредственно на буровом крюке или вертлюге, а датчик вращения устанавливают непосредственно на верхней трубе испытательной компоновки. В зависимости от поставленной задачи проводимых испытаний пласта датчик расхода промывочной жидкости устанавливают на манифольд или в нагнетательную линию бурового насоса - для контроля количества нагнетаемой жидкости, либо на выпускной трубе на выходе из скважины - для контроля поглощения промывочной жидкости. При этом датчик расхода ГВС устанавливают на отводе ведущей трубы - при испытании пласта с обвязкой устья скважины через ведущую трубу, либо на линии отвода продукции из скважины в емкость - при испытаниях с устьевой головкой.

Для проведения испытания пласта могут использоваться уже имеющиеся на буровой площадке указанные датчики, если схема их расположения соответствует заявляемым в изобретении местам расположения оборудования для проведения испытания пласта.

Затем на колонне бурильных труб или насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают в скважину комплекс испытательного оборудования, в состав которого входят, как правило, один (или два) пакер, ИПТ, запорно-поворотный клапан, пробоотборник, ясс, циркуляционный клапан. Пакером изолируют интервал скважины с возможно продуктивным пластом, фиксируют показания датчика веса до момента поступления продукции из пласта в колонну труб и открывают впускной клапан испытателя пласта и/или запорно-поворотный клапан. Запорно-поворотный клапан открывают вращением бурильных труб (или НКТ) с устья скважины посредством вращения ротора буровой установки. Имеющийся на верхней трубе датчик вращения позволяет фиксировать количество произведенных оборотов труб и тем самым - точно определить, когда запорно-поворотный клапан установлен в положение «открыто» (серийно выпускаемые запорно-поворотные клапаны (типа ЗПКМ 2-146М), используемые при испытании пластов на трубах переключаются последовательно с позиции «открыто» на «закрыто» вращением труб на 10 оборотов вправо).

Данные от датчика веса, датчиков расходов жидкости, датчика расхода ГВС и датчика оборотов ротора по электрическим проводникам поступают на пульт бурильщика (или любую другую систему сбора и обработки сигналов датчиков с выводом на дисплей персонального компьютера или выносной дисплей). После открытия скважины на приток наблюдают за приращением показаний датчика веса, по которым отслеживают заполнение внутреннего объема труб поступающей из пласта продукцией и, в совокупности с показаниями датчика расхода ГВС, осуществляют в случае необходимости коррекцию времени, отведенного на открытый период испытания пласта.

Далее в процессе работы по совокупности параметров всех указанных датчиков по пульту бурильщика осуществляют контроль за процессом режима испытания пласта. При этом непосредственно в ходе ИПТ производят расчет дебита поступающей из пласта дополнительной жидкости, который определяется по формуле:

Q = Δ P ρ Δ T

где Q - дебит, - прирост веса на датчике за время ΔТ, ρ - плотность жидкости, предварительно рассчитанная по другим геофизическим исследованиям.

Это показывает, что точность определения дебита жидкости, поступающей в трубы в процессе ИПТ, зависит только от разрешающей способности используемого датчика веса (в связи с чем для объектов, характеризующихся малыми дебитами, следует устанавливать более чувствительные датчики веса).

Таким образом, по изменениям параметра датчика веса, размещенного в зоне между талевым блоком и верхней трубой испытательной компоновки, в совокупности с показаниями датчиков расхода жидкости можно судить об интенсивности пластовых проявлений и осуществлять своевременную корректировку времени, отведенного на открытый период испытания - уменьшить время открытого периода испытаний при больших дебитах скважины, либо увеличить время открытого периода испытаний при малых дебитах скважины.

При этом при отсутствии изменений показаний датчика веса, то есть по Q=0, можно судить о наличии в интервале исследований пласта низкопроницаемых коллекторов, косвенно подтверждаемых отсутствием или очень слабым выходом воздуха из труб, регистрируемое датчиком расхода газовоздушной смеси. А по сравнению показаний датчика расхода промывочной жидкости до и после открытия запорно-поворотного клапана в случае отсутствия их изменений можно судить о герметичности компоновки испытательного оборудования и пакера.

Создавая посредством запорно-поворотного клапана последовательные периоды для притока пластовой жидкости и восстановления давления в трубах, выполняют программу проведения исследований пласта.

Способ контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах, включающий использование датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика расхода газовоздушной смеси, находящихся на буровой площадке, для технологического контроля процесса испытания пласта, отличающийся тем, что перед началом процесса испытания пласта датчик веса размещают в зоне между талевым блоком (или элеватором) и верхней трубой испытательной компоновки - непосредственно на буровом крюке или вертлюге, а датчик оборотов вращения ротора устанавливают на верхней трубе испытательной компоновки, по совокупным изменениям показаний датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика газовоздушной смеси осуществляют учет дебита поступающей в трубы пластовой жидкости, контроль герметичности ствола скважины и корректируют время открытого периода испытания пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к системе и способу определения происхождения и температуры хранения и, следовательно, глубины подземных залежей углеводородов. Техническим результатом является повышение степени идентифицирования местоположения углеводородной залежи.

Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для исследования газоконденсатных смесей в пористой среде, а именно для определения давления начала конденсации в пористой среде.
Изобретение относится к способам геоэкологической оценки территории при проектировании строительства объектов в криолитозоне. Технический результат заключается в обеспечении профилактики наступления чрезвычайных ситуаций технического и биологического характера, при которых может произойти разрушение объектов, а также болезни или гибель людей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к нефтепромысловому оборудованию для отбора пробы продукции скважины преимущественно в виде высоковязкой газожидкостной смеси.

Изобретение относится к области исследования фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа. Техническим результатом является увеличение продолжительности срока службы плунжерных насосов установок для определения фазовых проницаемостей.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для моделирования, проектирования подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных структурах пласта коллектора и оценки активного объема ПХГ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к определению исходных данных для проектирования разработки продуктивной залежи вмещающей, нефть с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ, проявляющую неньютоновские свойства нелинейной вязкопластичной нефти.

Изобретение предназначено для расчета динамики добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами(ТрИЗ), в том числе в результате опережающего обводнения запасов нефти.

Группа изобретений относится к способам и системам для измерения потерь газа в системе поверхностной циркуляции буровой установки. Технический результат заключается в надежном и точном измерении потерь газов в системе поверхностной циркуляции буровой установки и механизме отбора газов.

Изобретение относится к способу и устройству для повышения добычи на месторождении, содержащем породу, которая включает в себя по меньшей мере один раскрываемый путем размельчения породы минерал ценного материала и по меньшей мере один другой минерал, причем минерал ценного материала имеет более высокую плотность, чем по меньшей мере один другой минерал.

Изобретение относится к системе и способу для мониторинга и диагностики резервуаров. Техническим результатом является повышение эффективности мониторинга и диагностики резервуаров. Способ содержит этапы, на которых собирают данные околоскважинных измерений, представляющих условия в или около множества скважин в пределах резервуара, и сохраняют данные околоскважинных измерений в одной или более базах данных, графически представляют пользователю имитационные межскважинные данные, сгенерированные имитацией резервуара на основании, по меньшей мере, частично, данных околоскважинных измерений, графически накладывают, по меньшей мере, некоторые данные околоскважинных измерений на имитационные межскважинные данные, графически представляют пользователю один или более эксплуатационных индикаторов, рассчитанных на основании, по меньшей мере, частично, имитационных межскважинных данных, определяют отклонение, по меньшей мере, одного эксплуатационного номинального значения, идентифицируют и представляют пользователю рекомендованное действие, применимое к одной или более скважинам из множества скважин для корректировки отклонения, если это отклонение превышает пороговое значение, и обновляют и представляют пользователю, по меньшей мере, один эксплуатационный индикатор, при этом упомянутое обновление показывает эффективность рекомендованного действия после его выполнения. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к системе и способу преобразования оценок запасов в модели пласта в стандартный формат. Техническим результатом является повышение точности определения геологического объема. Способ включает преобразование в последовательную форму оценок запасов, замкнутой триангулированной решетки и сетки мощности пласта, каждое из которых отражает модель пласта, в байтовый массив с помощью компьютерного процессора, сжатие байтового массива и преобразование сжатого байтового массива в печатную строку. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к системе и способу определения оценок запасов для пласта. Техническим результатом является повышение точности определения объема пласта. Способ, согласно которому ресемплируют сетку атрибутов путем сопоставления сетки атрибутов и сетки мощности пласта с тем, чтобы сетка атрибутов содержала узел сетки атрибутов в каждой точке узла сетки мощности пласта, создают унифицированную сетку с множеством ячеек и узлом унифицированной сетки в каждой точке узла сетки атрибутов, причем каждый узел унифицированной сетки имеет значение, которое является произведением значения мощности пласта узла сетки мощности пласта в точке соответствующего узла унифицированной сетки и значения атрибута соответствующего узла ресемплированной сетки атрибутов в точке соответствующего узла унифицированной сетки, заменяют каждое недопустимое значение для соответствующего узла унифицированной сетки одним значением из числа постоянного значения и среднего значения, разделяют каждую ячейку унифицированной сетки на четыре треугольника, причем каждый из четырех треугольников содержит вершину в центре соответствующей ячейки и две вершины, которые образуют одну из четырех сторон соответствующей ячейки, создают усеченную призму, имеющую объем для каждой совокупности четырех треугольников, с помощью компьютерного процессора, суммируют объемы всех усеченных призм, причем результат суммирования отражает начальные геологические запасы нефти, делят значение начальных геологических запасов нефти на объемный коэффициент месторождения, что соответствует начальным геологическим запасам нефти в резервуаре для хранения нефти, и умножают значение начальных геологических запасов нефти в резервуаре для хранения нефти на коэффициент извлечения углеводородов из пласта, что соответствует запасам извлекаемых углеводородов. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к системе и способу создания сетки мощности пласта для определения оценки запасов пласта. Техническим результатом является повышение точности определения объема пласта. Способ, согласно которому создают множество полилиний пересечением вертикальной плоскости с замкнутой триангулированной решеткой при предварительно определенном интервале среза вдоль оси Х в пространственных рамках для замкнутой триангулированной решетки, причем каждая из полилиний содержит первую точку и последнюю точку, создают множество полигонов соединением первой точки и последней точки каждой полилинии в соответствующей вертикальной плоскости, выравнивают каждый полигон перпендикулярно к соответствующей вертикальной плоскости, создают сетку, в которой каждый узел сетки на сетке инициализируют с нулевым значением, вычисляют множество значений мощности пласта с использованием каждого выровненного полигона, установленного с предварительно определенным интервалом мощности пласта, и создают сетку мощности пласта с помощью компьютерного процессора путем присвоения каждого значения мощности пласта соответствующему узлу сетки на сетке. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения количества углеводородного флюида, присутствующего в породе углеводородсодержащего пласта. Порода содержит органический материал и пористый проницаемый неорганический материал. Способ включает этап получения данных, относящихся к химическим и кинетическим свойствам органического материала, литологическим характеристикам породы, мощности породы и к температуре и давлению в пласте, этап ввода полученных данных в компьютерно-реализуемую модель и этап прогона этой модели. Прогон модели выполняется с целью: а) моделирования генерации углеводородного флюида в породе на основе введенных данных и определения с помощью этого количества генерированного углеводородного флюида, б) формирования прогностических данных, в) определения общего количества углеводородного флюида, присутствующего в породе, на основе этих прогностических данных. Кроме того, описаны соответствующая система и машиночитаемый носитель. Технический результат - повышение точности получаемых прогнозных данных. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 15 ил.

Группа изобретений относится к термодинамическим исследованиям нефтяных месторождений на основе измерения термодинамических свойств пластовых флюидов. Представлен способ для измерения термодинамических свойств пластовых флюидов, включающий: компоновку модульного сенсорного блока для оценки пробы флюида, содержащего углеводород, причем модульный сенсорный бок содержит корпус автоклава, имеющий в себе отборную камеру; загрузку пробы в отборную камеру; регулирование температуры и давления пробы в отборной камере, причем температуру пробы регулируют с помощью системы регулирования температуры, окружающей корпус автоклава; и использование единого датчика для определения как плотности, так и вязкости пробы в отборной камере. Также описано устройство для измерения термодинамических свойств пластовых флюидов. Достигается повышение информативности и надежности исследований. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 30 ил.

Изобретение относится к методикам вскрытия пласта и, в частности, к оптимизации расположения интервалов разрыва на основании минералогического анализа пласта. Техническим результатом является повышение эффективности создания трещин в пласте и увеличение продуктивности скважины. Способ содержит: (a) анализ образцов породы, взятых вдоль ствола скважины, (b) определение общего содержания глины, повышенного коэффициента окислительно-восстановительного металла и коэффициента относительной хрупкости образцов породы, (c) выдача каротажной диаграммы оптимизации разрыва, показывающей общее содержание глины, повышенный коэффициент окислительно-восстановительного металла и коэффициент относительной хрупкости вдоль ствола скважины, (d) определение местоположения точек начала разрыва вдоль ствола скважины на основании каротажной диаграммы оптимизации разрыва, причем указанные точки начала разрыва размещают вдоль ствола скважины в одном или нескольких интервалах, содержащих высокий коэффициент относительной хрупкости, высокий повышенный коэффициент окислительно-восстановительного металла и низкое общее содержание глины. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к анализу образцов пористых материалов применительно к исследованию свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов. Смешивают окрашенные катионным красителем твердые частицы с гранулами сыпучей среды, близкой по цвету к исследуемой пористой среде, и приготавливают по меньшей мере три калибровочных эталона при различных известных массовых концентрациях окрашенных частиц. Фотографируют приготовленные эталоны и проводят цифровой анализ полученных изображений на основе аддитивной цветовой модели RGB. Получают профили распределения интенсивности красного, зеленого и синего цветов для каждого эталона. На основе анализа полученных профилей выбирают норму для количественной характеристики изменения красного, зеленого и синего цветов во всех калибровочных эталонах и получают единую калибровочную кривую. Приготавливают суспензию из окрашенных твердых частиц и осуществляют прокачку суспензии через образец исследуемой пористой среды. Затем образец пористой среды разделяют на две части вдоль направления течения суспензии при осуществлении прокачки и фотографируют скол образца при тех же условиях, при которых были получены изображения калибровочных эталонов. Проводят цифровой анализ полученного изображения скола образца на основе аддитивной цветовой модели RGB и получают двумерное распределение интенсивности красного, зеленого и синего цветов на сколе образца. Определяют фоновые значения интенсивности красного, зеленого и синего цветов и определяют двумерное распределение массовой концентрации окрашенных твердых частиц суспензии на основе полученного двумерного распределения интенсивности красного, зеленого и синего цветов на полученном изображении скола образца, используя фоновые значения интенсивности красного, зеленого и синего цветов, выбранную норму и калибровочную кривую. Достигается упрощение и повышение информативности анализа. 15 з.п. ф-лы, 9 ил.

Система анализа флюидов содержит интегрированный вычислительный элемент (ИВЭ), образованный путем атомно-слоевого осаждения (АСО), который обеспечивает фильтрацию светового потока, прошедшего через образец, что обеспечивает возможность прогнозирования химического или физического свойства образца. Также система содержит датчик, который выполняет преобразование оптических сигналов в электронные. Также система выполнена с возможностью направлять световой поток перед или после фильтрации через линзу, на которую нанесён слой образованный или модифицированный путем АСО. Технический результат заключается в создании конструкции интегрированного вычислительного элемента, которая обеспечивает более точное определение химических и физических свойств вещества. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к каротажу бурового флюида или газовому каротажу в процессе бурения и, более конкретно, к способу и системе для получения характеристик пластовых флюидов в реальном времени. Техническим результатом является определение характеристик пластового флюида в реальном времени. Способ включает извлечение пробы газа из флюида, подверженного воздействию пласта во время скважинных операций, измерение температуры пробы газа, определение из пробы газа молярного вклада паровой фазы каждого из одного или более требуемых компонентов в указанном флюиде, определение парциального давления паров для каждого требуемого компонента с использованием указанной температуры, определение молярного вклада жидкой фазы каждого требуемого компонента с использованием определенного парциального давления пара, определенного молярного вклада паровой фазы и уравнения состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость, и вычитание известного химического состава указанного бурового флюида из суммы определенных молярных вкладов паровой фазы и жидкой фазы всех компонентов для получения характеристик пластового флюида. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области исследований газонефтяных скважин в ходе проведения испытания продуктивных пластов на трубах, в частности - для контроля интенсивности проявления пласта. Технических результатом является увеличение информативности исследований при испытании пласта на трубах, повышение эффективности проведения за работой испытателя пластов, обеспечение оперативного управления режимом испытания и повышение точности данных о гидродинамических свойствах пласта. Способ контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах включает использование датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика расхода газовоздушной смеси, находящихся на буровой площадке, для технологического контроля процесса испытания пласта. В данном способе перед началом процесса испытания пласта датчик веса размещают в зоне между талевым блоком и верхней трубой испытательной компоновки - непосредственно на буровом крюке или вертлюге, а датчик оборотов вращения ротора устанавливают на верхней трубе испытательной компоновки. По совокупным изменениям показаний датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика газовоздушной смеси осуществляют учет дебита поступающей в трубы пластовой жидкости, контроль герметичности ствола скважины и корректируют время открытого периода испытания пласта.

Наверх