В процессе DST производится временное завершение ствола скважины, которое дает информацию о том, следует ли завершать скважину:
- зона временного завершения изолируется от остальной части ствола скважины пакерами;
- затем измеряются давление и флюиды в пластах.
- пакер расширяется относительно отверстия, чтобы отделить заполненную буровым раствором кольцевую секцию от интересующего интервала;
- испытательный клапан позволяет пластовым жидкостям поступать в бурильную трубу во время испытания;
- уравнительный клапан позволяет выравнивать давление после испытания, чтобы можно было извлечь пакер.
Данные, полученные с помощью DST:
- образцы жидкости;
- пластовое давление ( P)
- свойства пласта, включая проницаемость ( k ), скин- фактор ( S ) и радиус исследования;
- оценки производительности, включая расход;
- гидродинамическая информация.
- измерить динамику давления в скважине;
- получить информацию о пластовом флюиде;
- подтвердить наличие промышленного нефтегазового резервуара, разведанного бурением скважины.
В середине 20 века Schlumberger усовершенствовала технологию DST, применив трос для испытания пластов.
Инструмент для испытания пластов выстреливал кумулятивным зарядом через резиновую прокладку, которая была расширена в скважине до тех пор, пока она не была надежно зафиксирована в скважине на требуемой глубине.
Пластовые флюиды протекали через перфорацию и соединительную трубку в контейнер, размещенный внутри инструмента.
После заполнения контейнер закрывался, герметизируя образец флюида при давлении пласта.
Затем инструмент поднимался на поверхность, где образец можно было исследовать.
Скважина по существу не контролируется во время испытания ствола скважины, поэтому следует проверить противопожарное оборудование и превенторы перед началом работы.
Обычно DST проводят сразу после бурения через потенциальную продуктивную зону, поскольку воздействие повреждающих жидкостей минимально, а скважина находится в лучшем состоянии для установки седла пакера.
Седла пакера обычно располагаются в песчаниках или карбонатах над испытательным интервалом или под ним.
Для ориентиров используется скорость проходки(ROP) и шлам.
Мягкие породы, характеризующиеся высокой скоростью проходки, обычно не подходят для хороших седловин пакера, поскольку у пакера возникают проблемы с посадкой или захватом стенки ствола скважины.
Это приводит к плохим уплотнениям давления или даже соскальзывания пакера по стволу скважины.
Продолжительность периодов притока и остановки во время испытания имеет решающее значение для получения хороших данных о пласте.
Чаще используется испытание с двойным потоком и двойным закрытием.
Начальный период притока в 3-5 мин устраняет эффект суперзаряда фильтрата бурового раствора вблизи ствола скважины.
Первое наращивание выполняется в течение 60 мин для определения допустимого значения P.
Второй период притока используется для сбора образца жидкости и создания возмущения давления на расстоянии за пределами любой поврежденной зоны.
Продолжительность конечного периода притока может составлять 60 - 120 мин в зависимости от времени, доступного для испытания, и конечного наращивания.
Конечное наращивание используется для оценки проницаемости пласта, повреждения и радиуса исследования и должно быть не менее продолжительным, чем конечный период притока.
Предпочтительно проводить конечное наращивание в три раза дольше конечного периода притока, чтобы гарантировать регистрацию хороших данных о переходном давлении.
Испытания могут проводиться как в открытых, так и в обсаженных скважинах.
Испытание бурильной колонны включает в себя развертывание ряда инструментов, известных как испытательная компоновка низа бурильной колонны (КНБК).
Состав базовой испытательной КНБК для бурильной колонны:
- пакер или пакеры, которые действуют как расширяющаяся заглушка, используемая для изоляции секций скважины для процесса испытания;
- клапаны, которые могут открываться или закрываться с поверхности во время испытания;
- регистраторы, используемых для регистрации давления во время испытания.
