Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

		ИСПЫТАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
	Выявление качественных и количественных параметров пластов, вскрывае­мых в процессе бурения скважин, возможно лишь при сочетании разных методов их исследований — промышленно-геофизических, гидродинамических с исследованиями кернового материала. Среди этих методов особое место занимают гидродинамические, позволяющие получить приток пластового флюида, отобрать натурные пробы, оценить характеристику коллекторских свойств пласта и степень его загрязнения в призабойной зоне. Суть гидродинамических методов заключается в изоляции продуктивного горизонта от воздействия столба жидкости (буровой) и от остальных про­дуктивных горизонтов в создании перепада давления в данном объекте с це­лью получения движения пластового флюида со стороны массива коллектора к скважине, чтобы зарегистрировать объемную скорость притока и характер смены давления в скважине против испытуемого объекта на протяжении все­го периода испытания и, конечно, отобрать представительные пробы пласто­вого флюида. Значение этих исследований очень велико, так как на основании их анализа удается определить продуктивные пласты и отличить их от непро­дуктивных, получить информацию, позволяющую существенно сократить расходы на бурение скважин. Для испытания объектов в открытом стволе в процессе бурения исполь­зуются две группы специальных аппаратов: 1)  аппараты, спускаемые в скважину на бурильных трубах; 2)  аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле. В скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной труб, кроме ука­занных выше, используются гидродинамические испытатели пластов на базе струйных аппаратов, спускаемые в скважину также на трубах - бурильных или насосно-компрессорных. Применение испытателей пластов (на бурильных трубах или на каро­тажном кабеле) стало неотъемлемой частью технологического цикла строи­тельства разведочных скважин. Помимо всех различий в технологии испытания, цель этих методов — получение кривых притока и кривых восстановления давления. 2.1. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ Испытатели на трубах включают следующие основные узлы: фильтр, пакер, собственно испытатель с уравнительным и главным впускным клапанами, запорный и циркуляционный клапаны. Эти испытатели предназначены для 28

	испытания скважин в одно-, двух-, многоцикловых режимах и рассчитаны для исследования скважин в открытом стволе и после спуска эксплуатаци­онной колонны. На рис. 2.1 изображена схема компоновки испытателя пласта с глубин­ными приборами и пробоотборником с закреплением пакера на стенках скважины. На рис. 2.2, 2.3 изображены схемы компоновки испытателя плас­тов с одним и двумя пакерами и с упором фильтра ("ноги") на забой сква­жины.
		Рис. 2.1. Общая схема компоновки наполнителя пластов с закреплением пакеров на стенках скважины: / - устьевое оборудование; 2,5- бурильные трубы; 3 -ротор; 4 — сливной клапан; 6 — компенсатор; 7 — мно­гоцикловой испытатель; 8 — пробоотборник с маномет­ром; 9, 11 - верхний и нижний пакер соответственно; 10 — фильтр с манометром; 12 — опорный якорь; 13 — манометр
		Рис. 2.2. Схема компоновки испытателя пластов с одним пакером с упором на забой скважины: 1,4- бурильные трубы; 2 - циркуляционный клапан; 3 - верхний манометр; 5 - запорно-поворотный клапан; 6 - испытатель; 7 - ясс; 8 - пакер; 9, 12 - утяжеленная бурильная труба; 10 - нижний манометр; // - фильтр; 13 - упорный башмак
		13
	29

		Рис. 2.3. Схема компоновки испытателя пластов с двумя пакерами и с упором "ноги" на забой скважины: / - быстросъемные трубы; 2 - пробный кран; 3 -стол ротора; 4 - задвижка превентора; 5 - колонна бурильных труб; 6 - циркуляционный клапан; 7 -верхний манометр; 8 - бурильная труба; 9 - запорно-поворотный двухцикловой клапан; 10 — испытатель пластов; // - ясс; 12 - пакер ПЦ; 13 - основной ма­нометр для записи КВД; 14 - щелевой фильтр; 15 -уравнительный клапан; 16 — контрольный манометр; 17 - утяжеленные бурильные трубы; 18 - упорный башмак
	В табл. 2.1 представлены характеристики трех типов испытателей пла­стов типа КИИ двухциклового действия. Одними из основных элементов испытателей пластов являются цилин­дрические пакеры сжатия. Их характеристики приведены в табл. 2.2. Паке-рование происходит при нагрузке на пакер от 15-30 до 150-200 кН в зави­симости от диаметра скважины и свойств резины. При испытании пластов с упором на забой скважины в момент достижения хвостовиком забоя резино­вый элемент пакера под нагрузкой сокращается по длине, увеличивается в диаметре и изолирует расположенную выше пакера зону от подпакерной испытуемой зоны скважины.
	30

	Таб ли ца 2.1
	Показатели äàà-2å-146 äàà-2å-95 КИИ-М-65 Диаметр внешнего корпуса, мм 146 95 67 Диаметр скважины, мм 190-295 108-161 75-112 Диаметр пакерующего элемента, мм 170-270 95-145 67-95 Максимальная длина одного узла, м 2,3 2,5 2,575 Длина полной компоновки, м 16,2 18,18 18,465 Масса, кг: узла 200 100 50 полного комплекта 120 910 325 Допустимый перепад давления на пакере, МПа 35 35 35 Допустимая забойная температура, °С 170 170 170 Допустимая осевая нагрузка, кН: при сжатии 300 100 45 при растяжении 600 250 150
	Таб ли ца 2.2
	Показатели èñê-176 èñ-146 6èñ-146 èñ-95 ПЦР-95 èñ-65 èñê-65 Внешний диаметр, мм: корпуса 178 146 146 95 95 67 67 пакерующего эле- 245 170 170 109 105 67 67 мента То же 270 180 180 115 115 78 78 190 195 135 135 87 87 220 220 145 145 92 92 Осевая нагрузка при 150-200 100-120 100-120 60-80 60-80 15-30 15-30 пакеровании, кН Допустимый перепад 35 35 35 35 35 35 35 давления, МПа Длина пакера, мм 2373 2300 1633 1525 1435 1410 1450
	Наиболее распространена однопакерная компоновка ИПТ (см. рис. 2.2), когда испытатель пластов с опорой на забой спускается в скважину сразу после обнаружения в процессе бурения перспективного на нефть или газ объекта. В таких случаях интервал испытания и забой скважины находятся на небольшом расстоянии (10-20 м). Испытуемые интервалы, как правило, характеризуются или полным отсутствием зоны проникновения, или не­большими ее размерами. Пакерование и испытание осуществляются с упо­ром башмака 13 на забой скважины. В компоновке испытателя применяют один пакер 8 и фильтр //с манометром 10, который устанавливают против интервала испытания на бурильных трубах / и 4. Над пакером расположен ясс 7, испытатель 6, запорно-поворотный клапан 5, бурильные трубы / и 4, циркуляционный клапан 2. Второй манометр 3 установлен над пакером. Также над пакером в бурильных трубах размещается пробоотборник. В за­висимости от плана работ и интенсивности выхода газа из бурильных труб при открытии запорно-поворотного клапана испытания может проходить в одно- и двухцикловом режимах. Назначение, шифры основных узлов КИИ-2М-146 и их параметры при­ведены ниже. Испытатель пластов ППГ-146 предназначен для вызова притока из пласта, изолированного от остальных частей скважины пакером, при сни­женном противодавлении на пласт. 31

	Рабочий ход грузового штока, мм........................     200 Наибольшая нагрузка, кН: ÒÊËχ˛˘‡fl................................................     300 растягивающая............................................     600 ÑÎË̇, ÏÏ....................................................     2150 Диаметр, ÏÏ.................................................     146 å‡ÒÒ‡, Í„.....................................................     231,5 Ясс гидравлический применяется для облегчения снятия пакера с места по окончании испытания. Ход ¯ÚÓ͇, ÏÏ...............................................     320 Растягивающая нагрузка, кН.............................     600 Гидравлическая неуравновешенная площадь, см2...     90; 58 ÑÎË̇, ÏÏ....................................................     1615 Диаметр, ÏÏ.................................................     146 å‡ÒÒ‡, Í„.....................................................     158; 128 Пакер цилиндрический ПЦ-178, ПЦ-146 используется для разобщения скважины с испытанным пластом. Ход ¯ÚÓ͇, ÏÏ............................................... 350; 280 Растягивающая нагрузка, кН............................. 600 Диаметр резинового элемента пакера, мм............ 170; 180 196; 220 245; 270 Фильтр Ф-146 предназначен для фильтрации жидкости, поступающей из зоны испытанного пласта сквозь испытующие приспособления. ÑÎË̇, ÏÏ.............. 4120 å‡ÒÒ‡, Í„................ 260 Переводник для установления приборов ПП-146. Назначение пере­водника - установление глубинных приборов (манометров, термометров). ÑÎË̇, ÏÏ....................... 2100 Диаметр, ÏÏ.................... 146 å‡ÒÒ‡, Í„........................ 124 Клапан циркуляционный КЦ-146 используется с целью восстановления прямой и обратной циркуляции над испытателями пластов. ÑÎË̇, ÏÏ....................... 608 Диаметр, ÏÏ.................... 146 å‡ÒÒ‡, Í„........................ 64 Приспособление для опрессования (ПО-000). Назначение приспо­собления - создание гидравлического давления в узлах ИПТ для испы­тания на герметичность и заполнение масляной камеры испытателя плас­тов. Максимальное давление, МПа   40 ÑÎË̇, ÏÏ.......................      400 Ширина, ÏÏ....................      210 Ç˚ÒÓÚ‡, ÏÏ......................      300 å‡ÒÒ‡, Í„........................      29,3 Клапан запорно-поворотный двойного закрытия (ЗП-2-146). Его на­значение - двухкратное закрытие и открытие полости бурильных труб с целью записи при помощи глубинных манометров начальной и конечной кривой восстановления давления (КВД). Число оборотов закрытия__ 10; 30 Растягивающая нагрузка, кН. 600 å‡ÒÒ‡, Í„......................... 224,7 32

	Обвязка к приспособлению для сжатия (ОПС-000). Назначение обвяз­ки - подвод масла в приспособление для сжатия и управление его работой. ÑÎË̇, ÏÏ....................... 500 Ширина, ÏÏ.................... 300 å‡ÒÒ‡, Í„........................ 36,6 Приспособление для сжатия (ПСГ-146,000). Приспособление исполь­зуется для сжатия и растяжения испытателя пластов. ÑÎË̇, ÏÏ.......................      600 Длина хода штока, мм........      245 Диаметр, ÏÏ....................      152 å‡ÒÒ‡, Í„........................      48,2 Удлинитель (41.000) обеспечивает сбор по секциям для предупрежде­ния изгиба штока при затягивании комплекса в буровую с мостков и подборе длины колонны бурильных труб. ÑÎË̇, ÏÏ....................... 800 Диаметр, ÏÏ.................... 146 å‡ÒÒ‡, Í„........................ 52 При испытании пластов с упором на забой скважины через 30-180 с после передачи нагрузки на пакерующий элемент закрывается уравнитель­ный клапан и открывается впускной клапан испытателя пластов. Момент открытия клапана фиксируется на устье скважины показаниями стрелки ги­дравлического индикатора веса. Важно не упустить колебания этой стрелки. Момент открытия клапана можно обнаружить и по резкому перемещению верхней трубы вниз. При хорошо промытом забое проседание инструмента отсутствует. Однако главным признаком открытия клапана испытателя и наличия притока из пласта следует считать выход газа (воздуха) из труб. При обна­ружении продуктивного нефтяного, а тем более газового пласта интенсивный выход воздуха и газа наблюдается визуально. Для фиксации притока опера­торы обычно пользуются резиновым шлангом, соединяющим верхнюю муфту бурильной трубы с сосудом, заполненным водой. При этом выход пузырьков газа сквозь слой воды характеризует интенсивность притока флюида. В комплекс ИПТ входит устьевая головка, облегчающая контроль выхода газа, и отбор его проб. Характер изменения давления, зафиксированного манометрами 16, 13 и 7 (см. рис. 2.3), показан кривыми I, 77, 777 на рис. 2.4. Схема пробоотбор­ника-накопителя (й) и компоновка ИПТ с пробоотборником (б) изображена на рис. 2.5.
	2.2. МНОГОЦИКЛОВЫЕ ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ Более усовершенствованные узлы и широкий выбор вспомогательных при­способлений входят в состав многоцикловых испытателей пластов - трубных испытателей третьего поколения. В табл. 2.3 содержатся технические харак­теристики многоцикловых испытателей пластов. На рис. 2.6 изображены разные варианты компоновок этих испытателей в зависимости от необходимости решения геолого-промысловых задач и тех­нического состояния скважины. В табл. 2.4 представлено описание назначения основных узлов много­цикловых испытателей пластов. 33

			Рис. 2.4. Характер изменения давления, зафиксированного манометрами: / - диаграмма верхнего (трубного) ма­нометра для регистрации притока (уровня) в трубах; рх - р2 - спуск труб, давление столба жидкости в трубах не изменяется; р2 - р3 - рост давления в период притока пластовой жидкости в трубы после пакерования и открытия клапана; р3 - р4 - прекращение прито­ка, стабилизация давления в трубах; рА — ръ- давление в трубах при подъеме испытателя с закрытым клапаном; // - диаграмма манометра в фильтре: pt - р2 - ступенчатый рост гидростати­ческого давления при спуске испытате­ля; рг ~ р\ ~ падение давления при открытии клапана и регистрации при­тока р'г - р3; р3 - Pi - перекрытие при­тока (точка р3)я запись КВД; рА - срыв пакера; р4 - рь - давление в период срыва пакера и подъема испытателя; /// - диаграмма контрольного маномет­ра: р, — р2 ~ ступенчатый рост давления гидростатического столба жидкости при пуске испытателя пласта ИПТ; р2 — р3 -р4 - давление в подпакерной зоне в период вызова и перекрытия притока; рА— ръ- изменение давления в процес­се подъема ИПТ
		Рис. 2.5. Компоновка ИПТ и пробоотборник: / - шток; 2 - запорное приспособление; 3 -уплотняющие кольца; 4 - полость испытателя; 5 - клапан; 6 - запорный клапан; 7 - пробо­отборник; 8 — испытатель пластов
	34

	Таб ли ца 2.3
	Параметры åàÉ-146 åàÉ-127 åàä-95 åàä-80 åàä-65 Внешний диаметр, мм 146 127 95 80 67 Длина, мм: максимальная секции 2918 2890 2600 3470 3200 общего комплекса 27 450 27 150 21400 23 410 16 500 Допустимая нагрузка, кН: сжимающая 1500 1250 600 400 200 растягивающая 700 600 450 200 1500 Крутящий момент, кН-м 10 7,5 4,9 3,9 3,1 Максимальный перепад давления, МПа 45 45 45 45 40 Максимальная температура, °С 200 200 200 200 200 Масса, кг: максимальная секции 235 163 120 92 78 общего комплекса 5442 5682 1810 635 540 Тип присоединительной резьбы 3-121 3-101 3-76 3-62 3-56 Диаметр скважин, мм 190-295 161-243 118-165 97-112 78-102
	Рис. 2.6. Компоновка испытателей пластов: а - с двумя пакерами; б - селективного испытания объектов; в - многоциклового испытания объектов в наклонно направ­ленных стволах; 1,3- бурильные трубы; 2 - циркуляционный клапан; 4, 17, 23 -переводники; 5, 6, 9, 12, 25 - патрубки; 7 - штуцер; 8 - запорно-поворотный кла­пан; 10 - ИПТ; // - приспособление для вращения; 13 - пробоотборник; 14 - ясс; 15 - безопасный замок; 16, 21 - пакер; 18    - распределяющее приспособление; 19  — фильтр; 20 — уравнительное приспо­собление; 22 - фильтр; 24 - хвостовик

	Таб ли ца 2.4
	Узел Шифр Назначение Испытатель пластов сква­жин на трубах ИПГ Испытатель пластов Клапан запорный пово­ротный Клапан циркуляционный Ясс гидравлический Пакер цилиндрический Фильтр Замок безопасный ИП зп кц яг пег ф ЗБ Комплекс оборудования для: испытания перспективных пластов в необсаженных скважинах с целью вызова притока из пласта; отбора проб пластовой жидкости (газа) и определения основных гидродинамических ха­рактеристик исследуемого пласта Основной клапанный механизм для: перекрытия внут­ренней полости колонны труб от скважинной жидкости при спуске и подъеме ИПТ; соединения бурильных труб с испытуемым интервалом; уравнивания давления над и под пакером перед его снятием и в процессе спуска и подъема ИПТ Механизм предназначен для перекрытия бурильных труб в процессе испытания с целью получения кривой восстановления пластового давления Механизм для осуществления прямой и обратной цир­куляции жидкости в любой момент процесса испытания пласта Механизм для облегчения снятия пакера после испыта­ния или ликвидации прихвата хвостовика ИПТ Узел для герметичного перекрытия кольцевого про­странства ствола скважины с целью изоляции испытуе­мого объекта от остального ствола скважины Толстостенный патрубок с продольными щелями и пере­водниками, служащими для предупреждения забивания механическими примесями штуцера и проходных кана­лов ИПТ и для размещения глубинных регистрирующих приборов Механизм для откручивания колонны бурильных труб и ИПТ с целью поднятия их в случае прихвата
	2.3. КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ КИОД-110 Комплекс предназначен для исследования, интенсификации и освоения объ­ектов в скважине, обсаженной эксплуатационной колонной, а также для их доразведки. Комплекс опускается в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах. Комплекс (рис. 2.7) включает многоцикловой испытатель пластов 8, пробоотборник 9, уравнительный клапан 12, якорь 13, секционный пакер 10 и малогабаритную устьевую головку /. КИОД-110 позволяет проводить исследования как с однопакерной, так и селективно с двухпакерной компоновкой, а также испытывать несколько объ­ектов за один спуск комплекса оборудования в скважину, выполнять интен­сификацию притока из пласта за счет очистки призабойной зоны пласта путем многократного гидравлического воздействия на нее чередованием де­прессии и репрессии. Его конструктивные параметры позволяют работать в скважинах с гидростатическим давлением до 30 МПа. Технические данные Плотность промывочной ÊˉÍÓÒÚË, Í„/Ï3....................................................     900-1200 Максимальная глубина испытуемого объекта, м............................................     5000 Минимальная глубина испытуемого объекта, м.............................................     900 Максимальная рабочая температура, °С......................................................     120 Допустимые осевые нагрузки, кН: при ÒʇÚËË.......................................................................................     150 при растяжении.................................................................................     300 Допустимый перепад давления на комплексе, МПа.......................................     30 Минимальный диаметр проходных каналов узлов, мм...................................     35 Диаметр внешний основных комплектующих частей, мм.................................     НО Масса ÍÓÏÔÎÂÍÒ‡, Í„...............................................................................     1000 36

	Рис. 2.7. Комплекс испытательного оборудования КИОД-110: / - головка устьевая ГУ-30 ш; 2, 6 - НКТ; 3 - клапан сливной КС-100; 4 - клапан перепускной КП-110; 5 - клапан заливной КЗА-110; 7 — устройство для установки скважинного манометра; 8 — испытатель пластов ИПТ-110; 9 - пробоотборник ПО-110; 10 - пакер секционный ПС-115, ПС-135; // - фильтр; 12 - клапан уравнительный КЗ-110; 13 - якорь ЯК-110/136, üä-135/156
	13
	2.4. ПРИСПОСОБЛЕНИЕ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОГО ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ УСПД-Ш-168 Оборудование УСПД-146-168 предназначено для испытания в многократном режиме одного или нескольких пластов, причем испытание до трех пластов может выполняться с отбором герметизированной пробы из каждого пласта. Оборудование используется в составе серийных ИП с якорями или в компо­новке с упором на забой скважины. Приспособление для селективного испытания состоит из упорного узла, узла впускного и уравнительного клапанов с блоком проб отборочных камер и сигнального приспособления. Упорный узел служит для предупреждения самопроизвольного прокру- 37

	чивания штока при спусках-подъемах, передачи крутящего момента с помо­щью расположенного ниже узла ИП и обеспечения свободного вращения УСПД в сжатом положении. Узел впускного клапана служит для чередования открытия и закрытия проходного канала приспособления (выполнение периодов приток - восста­новление давления), а также управления работой пробоотборочных камер. Уравнительный клапан предназначен для уравнения давления на паке-ре по окончании исследования. Кроме того, он служит байпасом для спуска и подъема оборудования. Шток уравнительного клапана через сменную муфту соединен со што­ком впускного клапана каркасом блока пробоотборника, на котором закреп­лены три пробоотборочные камеры. Приспособление, управляющее их рабо­той, обеспечивает поочередную или одновременную работу камер. Режим работы пробоотборника задается при сборке УСПД перед очередным испы­танием. Сигнальное приспособление УС-146 предназначено для передачи на поверхность сигнала о создании депрессии на пласт. Сигнал о создании де­прессии передается на поверхность в виде увеличения нагрузки на индика­торе веса с одновременным проседанием труб на 3—8 см. Принцип действия сигнального приспособления заключается в том, что для передачи депрессии на пласт осевая нагрузка передается размещенным ниже узлам через масля­ную подушку. Открытие впускного клапана и уменьшение давления под впу­скным клапаном и под пакером приводят к разгерметизации масляной каме­ры, в результате чего шток сигнального приспособления быстро перемеща­ется вниз, что отображается на показаниях ГИВ и положении труб.
	2.5. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ ИСПЫТАТЕЛЯ ПЛАСТОВ 2.5.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ИСПЫТАТЕЛЬ ПЛАСТА ИПГ ИПГ - основной узел комплекта испытательного оборудования. Он предназ­начен для герметичного разделения полости пустых или частично заполнен­ных жидкостью бурильных труб и затрубного пространства при спускоподъ-емных операциях. При выполнении операций по вызову притока и восста­новлению давления при помощи уравнительного клапана в испытателе и под пакером выравнивают давление, что облегчает спуск и срыв пакера. Одной из главных функций испытателя, входящего в состав многоцикловых испы­тателей пласта (МИГ), является создание многократных депрессий (открытых и закрытых периодов), способствующих очистке пласта и повы­шению качества информации за счет записи КВД после каждого притока. Шифр испытателя пластов многоциклового действия - ИПМ. Конструкция испытателя пласта диаметром 146 мм изображена на рис. 2.8. Испытатель состоит из корпуса, внутри которого перемещается шток 3 с впускным клапаном // для впуска жидкости из пласта в трубы. В верхней части переводника установлен разделительный поршень 5, благодаря кото­рому гидравлическое давление внутри тормозной камеры поддерживается равным гидростатическому давлению столба промывочной жидкости в за-трубном пространстве. При передаче на испытатель нагрузки от бурильной колонны его шток 3 прижимается к упорному кольцу поршня 6 и тормозная жидкость из нижней части камеры будет перетекать в верхнюю полость по 38

	Рис. 2.8. Многоцикловой испытатель пластов ИПМ-146: 1 - штуцер; 2 - фильтр; 3 - ¯ÚÓÍ; 4 — ограничивающая втулка; 5 — разделительный поршень; 6 - пор­шень; 7 - сальниковый вкладыш; 8 - гайка; 9 - гильза уравнительно­го клапана; 10, 12 - герметизирую­щие втулки; // - приемный клапан
	кольцевой щели, образовавшейся между стенками канала и стержнями в поршне 6. Во время перетока жидкости шток 3 вместе с приемным клапаном //и гильзой 9 уравнительного клапана будет медленно перемещаться вниз отно­сительно корпуса. Таким образом достигается замедленное закрытие уравни­тельного клапана и плавное открытие приемного клапана испытателя плас­та. В момент, когда герметизирующие кольца поршня 6 окажутся ниже ради­альных отверстий переходника, гидравлическое сопротивление перетока жидкости исчезает и шток испытателя вместе с гильзой уравнительного клапана под воздействием механической нагрузки приходит в граничное нижнее состояние. Этот момент четко фиксируется индикатором веса на ус­тье скважины, что является очень важным показателем закрытия уравни­тельного и открытия приемного (впускного) клапанов испытателя для по­ступления пластовой жидкости в бурильные трубы. По истечении заданного времени открытого периода испытания колонну бурильных труб приподни­мают до полного снятия нагрузки с пакера. При этом шток испытателя вмес­те с приемным клапаном // свободно перемещается вверх, так как его вы­ступ отходит от герметизирующего бурта упорного кольца поршня 6. Тор­мозная жидкость из надпоршневого пространства в подпоршневое свободно 39

	без гидравлических потерь перетекает по широкому кольцевому каналу меж­ду штоком 3 и поршнем 6. После закрытия приемного клапана растягивающее усилие через гильзу 9 уравнительного клапана передается на корпус испытателя пластов, жестко связанный с размещенным ниже раздвижным механизмом, предупреждаю­щим возможность преждевременного открытия уравнительного клапана. При повторной передаче на шток испытателя сжимающего усилия приемный клапан опять откроется. Таким образом, путем осевых перемещений колонны бурильных труб можно многократно осуществлять открытый и закрытый пе­риоды испытания. 2.5.2. ЗАПОРНО-ПОВОРОТНЫЕ КЛАПАНЫ Запорно-поворотные клапаны (рис. 2.9) предназначены для закрытия сква­жины (бурильных труб, расположенных выше пакера) по окончании перио­да притока с целью записи кривой восстановления давления (КВД), а так-
	-13		Рис. 2.9. Запорно-поворотный клапан КЗ-145: / - грузовой шток; 2, 17 - перевод­ники; 3 — гильза; 4 — храповик; 5, 19 - пружины; 6,7- сферические опоры; 8 - нижняя опора; 9, 12 -¯ÚËÙÚ˚; 10 — „‡È͇; 11 — ‚ËÌÚ; 13 — корпус; 14 - верхняя гильза; 15 - „ËθÁ‡; 16, 20 - Í·ԇÌ˚; 18 - втулка; 21 - седло; А - осевой канал; Б - радиальные отверстия; В - отверстие; Г - герметизирую­щие кольца
	40

	Таб ли ца 2.5
	Параметры áè2-145 áè2-127 áè2-95 áè2-80 áè2-65 Внешний диаметр, мм 146 127 95 80 67 Длина, мм 1517 1510 1980 2000 1830 Рабочий ход, мм 20 20 90 90 70 Число оборотов, необходимое для обеспе- чения периодов: первого закрытого 10 10 10 10 10 второго открытого 20 20 20 20 20 второго закрытого 30 30 30 30 30 Минимальный диаметр проходного кана- 20 20 15 15 15 ла, мм Допустимая нагрузка (при р = 0-45 МПа), Tfl-T* к. п.. сжимающая 2700 1800 1000 600 250 растягивающая 2600-1150 1800-790 1000-900 600-400 250-180 Допустимый крутящий момент, кН-м 29 23,3 17,2 8,6 3,4 Усилие гидравлической неуравновешен- 8600 1960 — 1310 0 ности (рг = 10 åè‡), ç Тип присоединительной резьбы á-121 á-101 á-76 á-62 á-56 Масса, кг 167 135 120 68 38
	же для автоматического заполнения раствором бурильных труб при спуске в скважину ИПТ (для регулирования депрессии на пласт при испытании). Различают клапаны одинарного (КЗ, ИП) и двойного перекрытия (ЗП2), позволяющие осуществлять соответственно один или два открытых и один или два закрытых периода. Созданы также запорно-поворотные клапаны многоциклового действия ЗПКМ2. Управление режимами испытания (запорным клапаном) осуществляется вращением колонны бурильных труб. Техническая характеристика запорно-поворотных клапанов двойного за­крытия представлена в табл. 2.5.
	2.5.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЯССЫ Гидравлические яссы служат для обеспечения снятия пакера с места или при ликвидации прихвата хвостовика и фильтра. В зависимости от конст­руктивного исполнения яссы можно разделить на две основные группы: от­крытого и закрытого типов. Тормозная камера яссов открытого типа соединя­ется с затрубным пространством и заполнена промывочной жидкостью. Рас­тягивающее усилие, необходимое для их включения в работу, зависит от ги­дростатического давления столба бурового раствора в затрубном пространст­ве. В яссах закрытого типа тормозная камера заполняется жидкостью (специальной, например, маслом МС-20) и герметично изолируется от кон­такта с буровым раствором. В отличие от яссов открытого типа растягивающее усилие, необходимое для включения в работу ясса закрытого типа, не зависит от величины гидро­статического давления столба промывочной жидкости в затрубном простран­стве, что является одним из основных его преимуществ. Принципиальная схема ясса закрытого типа изображена на рис. 2.10. При передаче сжимаю­щего усилия подвижной шток 2 с поршнем 3 занимает граничное нижнее состояние относительно корпуса /. Для включения ясса в работу на шток 2 через колонну бурильных труб передается растягивающее усилие. При этом шток своим выступом прижимается к седлу поршня 3 и тормозная жидкость может перетекать в подпоршневое пространство лишь по кольцевой щели 41

	Рис. 2.10. Ясс закрытого типа
		малого сечения. Благодаря этому создается значительное ги­дравлическое сопротивление перетока жидкости, в результа­те чего нижняя часть бурильных труб со штоком 2 передви­гается медленнее ее верхней части и колонна растягивается в пределах упругой деформации. По истечении некоторого времени поршень 3 выходит в расширенную часть корпуса /. При этом гидравлическое сопротивление перетока жидкости мгновенно исчезает, шток 2 под воздействием усилия упругой деформации колонны бурильных труб резко перемещается в граничное верхнее состояние и ударяется выступом в торец камеры. Этот удар через корпусные детали ясса передается оборудованию, расположенному ниже. Для создания повтор­ного удара достаточно опять передать на шток 2 сжимающую нагрузку, под воздействием которой он вместе с поршнем свободно вернется в граничное нижнее состояние, а затем повторить подъем колонны бурильных труб.
	2.5.4. ПАКЕРЫ МЕХАНИЧЕСКОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ИСПЫТАТЕЛЕЙ ПЛАСТОВ Эти пакеры предназначены для герметичного разобщения испытуемых пластов с остальной частью ствола скважины. Для проведения операций в необсаженном стволе скважины используют пакеры трех типов: с жесткой металлической опорой, с раздвижной резиновой опорой и с раздвижной металлической опорой. Принцип их действия одинаковый и заключается в том, что при упоре хвостовика на забой скважины или на ее стенки (с ис­пользованием специальных якорных приспособлений) на остов пакера со­здается механическая сжимающая нагрузка, под воздействием которой эле­мент пакера деформируется до плотного прижатия его к стенкам скважины. Технические характеристики пакеров содержатся в табл. 2.6.
	Таблица 2.6
	Параметры èñÉ-146 èñÉ-95 èñÉ-65 Диаметр, мм: остова 146 95 67 штока 73 40 34 сменного резинового элемента 220; 195; 145; 135; 92; 87; 180; 170 115; 109 78; 67 Оптимальная сжимающая нагрузка при пакерова- 80-120 60-80 20-40 нии, кН Допустимый перепад давления, МПа 45 45 45 Допустимая растягивающая нагрузка (при пере- 600 250 150 паде давления 45 МПа), кН Длина, мм: осевая 2300 1525 1410 резинового элемента 980 640 720 Средняя масса, кг 180 65 33
	42

	Рис. 2.11. Пакер с жесткой металлической опорой
	Конструкция пакера с жесткой металлической опорой изображена на рис. 2.11. Резиновый элемент 4 в верхней части имеет металлическую головку с резьбой, через кото­рую его соединяют с переводником 3. Под резиновым эле­ментом установлена опора 5 соответствующего диаметра, на­винченная на переводник 6. При помощи замковой резьбы этот переводник соединяется с фильтром. Под действием механической сжимающей нагрузки переводники / и 3 сме­щаются вниз относительно штока 2, вследствие чего резино­вый элемент 4 сжимается, перекрывая ствол скважины. По­сле окончания испытания корпусные детали пакера под воз­действием растягивающего усилия смещаются вверх и его резиновый элемент возвращается в исходное положение. Опыт эксплуатации пакеров свидетельствует, что для обеспечения нормальной проходимости при спуске в сква­жину их максимальный внешний диаметр должен быть в 1,1-1,15 раза меньше диаметра скважины. На гидравличес­кий элемент пакера при передаче на него механических усилий воздействует также гидравлическое усилие, возника­ющее при соединении подпакерной зоны с полостью бу­рильных труб, т.е. в момент открытия приемного клапана испытателя пластов. Значение перепада давления, выдержи­ваемое резиновым элементом пакера, может достигать 45 МПа. 2.5.5. ОПОРНЫЕ ЯКОРЯ
	Когда возникает необходимость разгрузить бурильный инструмент не на за­бой скважины, а на ее стенки, в компоновку включаются ее опорные якоря. При их использовании можно устанавливать пакер в разных интервалах скважины в зависимости от состояния ее ствола и проводить селективные испытания нескольких горизонтов за один спуск инструмента, а также гори­зонтов с большим удалением от забоя скважины. Промышленность выпускает следующие опорные якоря: для работы в открытом стволе - ЯК-110/135, ЯК-132/158, ЯК-170/220, ЯК-190/240; для работы в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 114, 140 и 168 мм - металлические якоря ЯМ-95/114, ЯМ-95/140, ЯМ-95/168. Опорные якоря используются, когда забой скважины находится на рас­стоянии более 50 м от испытуемого объекта, а также при испытании не­скольких объектов за один спуск испытателя пластов. Это позволяет исклю­чить установление дорогих цементных мостов и значительно сократить за­траты времени на испытание скважины. На рис. 2.12 изображена принципиальная схема опорного якоря, кото­рый при работе с испытателями пластов свинчивается переводником / с ниппелем 10 пакера ПЦГ-146, ПЦГ-95. При спуске ИПТ в скважину упорные плашки 3 находятся в сцеплении с фиксатором 4 и размещаются в нижней части конуса 2. Подпружиненный планками 6 центратор якорного приспо 43

			Рис. 2.12. Якорное приспособление
			собления при спуске скользит по стенке скважины, а вин­том 8, расположенным в пазу втулки 9, удерживается от перемещения вверх вдоль штока 7. Проталкиватель упор­ных плашек 3 размещен ниже фиксаторов и соединен с обоймой 5. Для приведения опорного якоря в рабочее состояние на необходимой глубине надо выполнить следующие опера­ции: поднять колонну труб на 1-2 м; ротором повернуть колонну труб на 1,5-2 оборота вправо, чтобы вывести винт 8 из зацепления в фасонном пазу втулки 9; плавно опус­тить бурильную колонну и разгрузить ее до 120-150 кН. При этом шток двигается вниз относительно центратора, который за счет трения планок 6 удерживается на стенке скважины, а проталкиватель отжимает фиксатор 4 и пере­мещает упорные плашки 3 по направляющим пазам конуса. Упорные плашки при дальнейшем движении штока 7 вхо­дят в контакт со стенкой скважины и тормозят скольжение якорного приспособления вниз. С момента внедрения упорных плашек в стенки сква-
		-7	жины осевая нагрузка на пакер воспринимается упорными плашками и передается на стенки скважины. При снятии пакера с места его установки осевая нагрузка снимается натяжением колонны бурильных труб, шток перемещается вверх относительно центратора якоря, винт входит в фи­гурный паз гильзы и фиксирует центратор якорного при­способления. Упорные плашки под воздействием собствен­
	ного веса опускаются по направляющим пазам конуса и входят в сцепление с фиксатором. При последовательном испытании двух и более объектов на один спуск-подъем якорное приспособление устанавливается выше (или ниже) испытуемого интервала подъемом (или спуском) некоторого числа труб и выполнением операций, аналогичных описан­ным выше. Применение якорей обеспечивает точную привязку па­кера к исследуемому пласту, исключает из компоновки ис­пытателя пластов хвостовики и затраты на установление цементных мостов при испытании с селективным разобще­нием пластов независимо от расстояния до забоя скважины. Якоря применяются в комплексе с ИПТ для исследования открытого ствола скважин диаметром 118; 140; 145; 190; 214; 215,9 мм и с оборудованием для ремонта скважин, обсажен­ных колонной диаметрами 140; 146; 168; 219; 245 мм. Основные технические данные якорей приведены в табл. 2.7. Заклинивающий узел представляет собой конусную обойму, по пазам которой перемещаются планки для передачи осевого усилия на стенки сква­жины и закрепления якоря. Регулированное перемещение плашек во время спуска и подъема инструмента в скважине достигается с помощью деталей узла синхронизации. Заклинивающие плашки якоря выводятся в рабочее состояние при освобождении штока в замковом приспособлении. Фрикцион 44

	Таб ли ца 2.7
	Параметры ЯК- ЯК- ЯК- ЯК- 110/135 132/158 170/220 190/240 Диаметр якоря, мм: по заклинивающему узлу, не более 110 132 170 190 по планкам фрикциона, не более 135 158 220 240 по максимальному выходу, не менее 135 158 220 240 Осевая сжимающая нагрузка на заклинивающий 350 550 900 1100 узел якоря, кН, не более Осевая растягивающая нагрузка на якорь, кН, не 180 200 350 420 более Среднее контактное давление, передаваемое на 100 100 90 90 стенки скважины (колонны), МПа, не более Тип присоединительной резьбы: верхняя (муфта) á-76 á-76 á-121 á-121 нижняя (ниппель) á-76 á-76 á-121 á-121 Длина якоря, мм, не более 2600 2600 3800 2800 Масса якоря, кг, не более 100 140 210 250
	якоря, соединенный с замковым приспособлением, удерживает все подвиж­ные детали якоря в неподвижном состоянии при движении штока вверх или вниз. Планки фрикциона обеспечивают первичное трение якоря на стенках скважины (колонны) во время спускоподъемных операций, перевод якоря из транспортного состояния в рабочее вращением вправо на 1,5-2 оборота труб и плавную посадку колонны труб вниз до закрепления якоря на стенке скважины. Во время этой операции фрикцион удерживается на месте за счет трения о стенки колонны (горной породы), а шток, освобожденный от сцепления в замковом приспособлении, двигается вниз, освобождая цангу синхронизатора, толкатели которого передвигают заклинивающие плашки в пазах обоймы до жесткого закрепления в породе или на стенке колонны под воздействием сжимающей осевой нагрузки, создаваемой весом колонны труб.
	2.5.6. МЕХАНИЧЕСКИЙ ПАКЕР ПМ Пакер ПМ (рис. 2.13) состоит из двух частей: резинового элемента 13 и опорного якоря 15~34. Он служит для разобщения исследуемого объекта и создания опоры для испытываемого инструмента в скважине. В верхней час­ти пакер имеет пробку /, переводник, состоящий из концевой муфты 2 и па­трубка 3 под элеватор, переводника 4, навинченного на шток 14, и корпус-центратор 5 с установленной внутри него силовой пружиной 6. На толсто­стенном штоке 14, выполненном со шлицевыми проточками, расположены верхний и нижний узлы металлического перекрытия, между которыми нахо­дится резиновая уплотняющая гильза (пакер) 13. Наличие узлов механичес­кого перекрытия позволяет использовать уплотняющую гильзу меньшей длины и упростить технологию ее изготовления, повысить износоустойчи­вость резины, особенно при установке пакера в кавернозных коллекторах. Верхний узел металлического перекрытия состоит из обоймы 7, в кото­рой собраны взаимоперекрывающиеся плашки 8. На внутренней поверхнос­ти плашек находятся наклонные срезанные выступы. По диаметру плашек выполнены пазы, в которых установлены замкнутые кольцевые пружины //, закрытые крышками 9 на винтах 10, что предупреждает выпадение плашек из обоймы, и винт 12. Взаимное перекрытие плашек достигается ступенча­тыми срезами их концов. 45

	Рис. 2.13. Механический пакер ПМ Нижний узел металлического перекрытия отличается от верхнего конфигурацией обоймы 15. Узел предварительного упора включает конусную обойму 16 и плашки 17, ко­торые могут двигаться по пазам обоймы. Плашки находятся в сцепле­нии с фиксаторами 19. При помощи пружины 21 они устанавливаются в пазах переходника 18 и поджимаются гайкой 24 с винтами 20 и 23. Фикса­торы предупреждают вход упорных плашек в рабочее состояние при спу­ске пакера в скважину. Узел толка­теля состоит из штока 33, гильзы 29, соединенной с опорами 25 и 30. Между опорами и направляющей 28 размещены планки 26 с пружинами 27, обеспечивающими трение планок по стенкам скважины. Нижняя опора ■26 30 соединена винтом 31 с гильзой 32, имеющей фигурный вырез и взаимо- '21 действующей с винтами 34 на штоке 33. Фиксированное положение гиль­зы с вырезом и винтом предупрежда­ет перемещение узла толкателя 22 к штоку. Установка пакера происходит следующим образом. На необходимой глубине в скважине инструмент при­поднимается на 1-2 м и после пово­рота вправо на 1,5-2 оборота плавно опускается вниз. Усилие трения под­пружиненных планок 26 удерживает узел толкателя на стенке скважины, а шток 33 с винтами 34, вышедшими после движения вверх - вправо -вниз из сцепления с гильзой 32, пе­ремещается вниз. Движение вниз приводит к утоплению фиксаторов 19 толкателем 22, освобождению плашек /7 от сцепления с фиксаторами и перемещению плашек по пазам конусной обоймы до сцепления с горной породой (стенкой скважины). Создание осевой нагрузки приводит к сжатию пружины 6 и взаимодей­ствию штока 14 с выступами плашек 8. Это обеспечивает дополнительное перекрытие кольцевого пространства скважины металлическими деталями, предупреждает затекание и защемление деформированной резиновой уплот­няющей втулки 13, разобщающей интервал испытания. При снятии осевой нагрузки и движении штока вверх узел металлического перекрытия под воз- 46

	Таб ли ца 2.8 Параметры èå-1-170/190 èå-1-190/214 Диаметр, мм: скважины 190 214 внешний пакера 170 190 Максимальный выход, мм: упорных плашек 210 234 подпружиненных плашек 210 234 плашек металлического перекрытия в рабочем состоя- 186 ±1 210 ± 1 нии внутреннего штока 55 70 Осевая нагрузка, кН 80-120 80-120 Перепад давления, МПа 25 25 Длина, мм 3150 3250 Масса, кг 220 250 Тип присоединительной резьбы 3á-133 3á-133
	действием усилия пружины 6 перемещается в исходное по­ложение относительно штока, а кольцевые пружины сдви­гают плашки в обоймах. Плашки узла предварительного упора при движении вниз по конусной обойме принимают транспортное поло­жение и входят в сцепление с фиксаторами. Винт 34, дви­гаясь вверх со штоком 33, автоматически попадает в фигур­ный вырез втулки 32. Техническая характеристика пакеров ПМ приведена в Ú‡·Î. 2.8.
	2.5.7. ПАКЕРЫ ПРМП-1	РЕЗИНОВО-МЕТАЛЛИЧЕСКОГО ПЕРЕКРЫТИЯ
	Предназначение этого пакера аналогично другим пакерам. Пакер может спускаться с якорным приспособлением и выполнять функции нижнего пакера. В отличие от серий­ного пакера ПЦ пакер ПРМП-1 имеет узлы металлического перекрытия кольцевого пространства, что в значительной степени повышает надежность герметизации и износостой­кость резинового элемента. После создания упора в скважине хвостовиком или якорным приспособлением шток 13 (рис. 2.14) двигается вниз и выдвигает плашки 8 металлического перекрытия, между которыми сжимается резиновая уплотняющая втулка 12. Возвращение плашек перекрытия происходит после снятия нагрузки и хода штока вверх. Передача вращающего момента совершается через шлицевое соединение между нижней частью штока и обоймой 14 с патрубком 16. Роль шпонок выполняют винты 15. Техническая характеристика этих пакеров приведена в Ú‡·Î. 2.9.
			— 7
			-10
	Рис. 2.14. Пакер резиново-металлического перекрытия ПРМП-1-170/190: 1, 18 - заглушки; 2 - муфта; 3, 16 - патрубки; 4, 17 - переводники; 5 -корпус-центратор; 6 - пружина; 7, 14 - обоймы; 8 - плашка; 9, 11, 15 -винты; 10 — конечная пружина; 12 — уплотняющая втулка; 13 — шток
	47

	Таб ли ца 2.9
	Параметры ПРМП-1-170/190 ПРМП-1-190/214 Диаметр, мм: скважины 190 214 внешний пакера 170 190 плашек металлического перекрытия в рабочем 186 ±1 210 ± 1 состоянии внутреннего штока 55 70 Осевая нагрузка, кН 80-120 80-120 Перепад давления, МПа 25 25 Длина, мм 2330 2330 Масса, кг 130 150
	2.5.8. УРАВНИТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН ПАКЕРА При применении двухпакерной компоновки ИПТ при селективном испыта­нии пластов в нижний пакер устанавливается уравнительный клапан, пред­назначенный для обеспечения перетока бурового раствора через шток ниж­него пакера при спуске ИПТ в скважину и закрытия проходного канала па­кера при установке его в нижнем положении. Уравнительный клапан (рис. 2.15) снабжен запорной иглой 2, установ­ленной в верхнем переходнике / серийного пакера ПЦ-146 или ПГЦ-146. Седлом уравнительного клапана служит шток 3 пакера, в который при деформации резиновой гильзы входит игла клапана. В компоновке ИПТ по технологии селективного испытания пласта нижний пакер устанавливается при помощи присоединительной муфты, что повышает надежность пакерова-ния и улучшает условия эксплуатации резиновой втулки. При установлении пакера его резиновая втулка 4, ограниченная нижней опорой 5 и переводником 6, под воздействием осевой на­грузки деформируется, шток 3 двигается вверх, и игла 2 перекрывает сечение канала штока, разобщая исследуемый интервал и нижнюю часть ствола скважины. В момент снятия нижнего пакера с места и подъема ИПТ игла вы­ходит из канала штока и открывает канал для перетока -3 затрубного бурового раствора в интервал под нижним па-кером.
	2.5.9. БЕЗОПАСНЫЕ ЗАМКИ При испытании перспективных горизонтов в глубоких скважинах возможно возникновение прихвата хвостовика или пакера. При помощи гидравлического ясса не всегда можно ликвидировать прихват, поэтому необходимы при­способления, обеспечивающие аварийное разобщение ко­лонны бурильных труб и прихваченного оборудования. С этой целью в комплект испытательного оборудования включен безопасный замок, позволяющий при вращении колонны вправо развинтить левое резьбовое соединение
	Рис. 2.15. Пакер ПЦ-146 с уравнительным клапаном
	48

	Рис. 2.16. Безопасный замок
	этого замка. Безопасный замок, как правило, устанавлива­ют непосредственно над пакером, однако он может быть установлен и под ним. В корпусе 4 (рис. 2.16) размещен шток 2 с перевод­ником /. В верхнюю часть корпуса ввинчена групдбукса 3 с левой резьбой, находящаяся в постоянном шлицевом сцеплении со штоком 2. Внутренняя полость корпуса вы­полнена в виде шлицевой втулки с шестью выступами. Утолщенная нижняя часть штока 2 снабжена тремя шли-цевыми выступами, благодаря которым шток находится в сцеплении с корпусом 4. Пропускное приспособление, состоящее из резиновой втулки 5 и винта 6, служит дополнением к уравнительному клапану испытателя пластов. При передаче сжимающих усилий шток 2 смещается в крайнее верхнее положение, втулка 5 размещается в расточке корпуса и герметично ра­зобщает внутреннюю полость штока и затрубное прост­ранство. Поэтому, если откроется впускной клапан испы­тателя пластов, внутренняя полость останется изолиро­ванной от затрубного пространства. Принцип работы безопасного замка следующий. В случае прихвата пакеры через колонну бурильных труб передают вращающее усилие на шток 2. Потом инструмент нагружают, и шток 2, переместившись в крайнее нижнее положение, поворачивается вправо вместе с групдбуксой 3 на 120°. После этого инструмент приподнимают, шток 2 смещается на пазах в верхнее положение и проворачива­ется еще на 120°. Таким образом, при создании усилия кручения и поворотно-поступательных движений шток 2 проворачивается вместе с групдбуксой 3, соединенной с корпусом левой резьбой. Через 12 полных оборотов групдбукса отсоединяет­ся от корпуса, шток 2 свободно вынимается из корпуса, и оборудование под­нимают из скважины.
	2.6. УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Для проведения работ с трубными испытателями устье скважины обвязы­вается по схеме, изображенной на рис. 2.17. В частности, такая схема включает монтаж устьевой головки и ее обвязку с насосными агрегатами и может применяться в случае, когда условия испытания позволяют продолжи­тельно (> 1 ч) выдерживать испытательное оборудо-вание в скважине при запакерованном стволе. Это в первую очередь относится к условиям прове­дения работ в обсаженных скважинах, а также в открытом стволе перспек­тивных горизонтов, когда допускается длительное стояние на притоке и по­ставлена цель исследовать испытуемый пласт при разных режимах его ра­боты. Устьевая головка изображена на рис. 2.18. В корпусе 5 размещен пробковый кран 8, служащий для соединения или или разобщения устьевого
	49

	На йыкид
		Рис. 2.17. Упрощенная схема обвязки устья скважины: / - заглушка; 2 - устьевая головка; 3, 10 - краны высокого давления; 4 - шарнирное соединение; 5 - труба высокого давления; 6 - крестовина; 7 - манометр; 8 - разъединитель; 9 - вентиль; // - штуцерная камера Рис. 2.18. Устьевая головка
		манифольда с трубами. Герметичность труб в закрытом состоянии обеспечивается уплотняю­щими резиновыми кольцами 4, 6, 9. На торцах пробки 10 выполнено углубление под шести­гранный ключ, которым закрывают или откры­вают кран. Шайба 7, закрепленная на корпусе винтами, позволяет установить пробку 10 в не­обходимом положении (открыто-закрыто). В нижней части корпуса ввинчен ствол 2, на кото­рый надета крестовина 3 с резьбами для соеди­нения с устьевым манифольдом. В верхней части ствола размещена заглушка /. При необходимос­ти вместо нее можно подсоединять показываю­щий манометр. Между корпусом 5 и крестовиной 3 размещен роликовый подшипник, благодаря которому можно поворачивать корпус со стволом без поворачивания крестовины. Для монтажа устьевого манифольда предусмотрена крестови­на, на которой находится проточка под элеватор. Вес всей колонны бурильных или насосно-компрессорных труб воспринимается роликовым подшипником устьевой головки.
	50

	2.7. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА КАБЕЛЕ При работе испытателя пластов на кабеле выполняются следующие опера­ции: а)   изоляция небольшого испытуемого участка на стенке скважины от остальных частей ствола при помощи селекторного прижимного герметично­го элемента; б)   соединение пористого пространства испытуемого участка породы с баллоном для отбора пробы и создание (при необходимости) дренажного канала в пласте; в)  отбор пробы жидкости и газа из пласта в баллон и герметизация; г)  уравнивание давления на участке отбора пробы с гидростатическим, что обеспечивает беспрепятственный подъем прибора. Наличие притока и изменение давления при испытании контролируют­ся и регистрируются на поверхности при помощи дистанционных датчиков. Для работы используются спускоподъемное оборудование, регистрирующая аппаратура и кабель, применяемые при геофизических исследованиях сква­жин. Испытания пластов приборами, спускаемыми на кабеле, имеют свои ха­рактерные особенности. 1.  Высокая выборочность - исследуется очень небольшой интервал раз­реза. Это позволяет использовать испытатель для поинтервального исследо­вания, обнаружения места расположения водонефтяного и газожидкостных контактов, отбивки границ пластов. 2.   Высокая чувствительность испытателя к наличию углеводородов (нефти и газа) в породах связана с глубокой депрессией, создаваемой в пласте при отборе пробы. Герметизация и хранение в баллоне пластовых газов дает возможность изучать характер насыщения пластов несмотря на наличие зоны проникновения. 3.  Точная привязка результатов испытания с каротажными диаграммами позволяет обоснованно выбрать точки испытания и сопоставить эти резуль­таты с данными других геофизических методов. При наличии точной при­вязки существует возможность испытать пласты малой мощности. 4.  Оперативность. На одну операцию, даже при глубоких скважинах, потребуется 0,5-1,5 ч. Специальной подготовки скважина не требует. 5.  Невозможность открытого фонтанирования при испытании, так как во время работ гидростатическое давление в стволе скважины остается не­изменным. Это особенно важно при исследовании газоносных пластов. Учитывая оперативность геофизических методов с информативностью прямого испытания, испытатели пластов обеспечивают увязку результатов испытания с данными каротажа и существенно дополняют комплекс иссле­дований разведочных скважин. Процесс испытания можно разделить на три последовательные стадии: 1)  возникновение и распространение гидродинамического возбуждения в пласте; 2)  движение жидкости и газа из пласта в баллон; 3)  восстановление пластового давления в зоне испытания после оста­новки притока. Испытание пластов приборами на кабеле является сложным много­стадийным, неустойчивым процессом, протекающим в короткие промежутки времени. 51

	Впервые в нефтяной практике испытатель пластов на каротажном ка­беле был предложен в 1937 г. Г.С. Морозовым, Г.Н. Строцким и К.И. Бон-даренко. В США работы по созданию испытателей пластов на кабеле проводи­лись фирмой "Шлюмберже". С 1955 г. эти приборы начали широко исполь­зоваться фирмой "Шлюмберже" и другими геофизическими фирмами мира. Испытатель фирмы "Шлюмберже" спускают в скважину на семижиль­ном бронированном кабеле (рис. 2.19). Для работы прибора в скважине ис­пользуют энергию гидростатического давления жидкости в скважине. После установки прибора в заданном интервале сигналом по кабелю открывается управляющий клапан /. Промывочная жидкость поступает на поршень-мультипликатор 2, вытесняющий рабочую жидкость, которая наполняет гид­равлическую систему прибора, через регулятор давления 4 к поршням // прижимающего механизма. Поскольку поршень-мультипликатор создает в системе давление более высокое, чем гидростатическое, поршни // выдвига­ются из корпуса прибора. При этом прижимающая планка 12 и резиновый уплотняющий башмак 8, закрепленные на поршнях, прижимаются к проти­воположной стенке скважины с усилием в несколько килоньютонов. После этого по сигналу с поверхности срабатывает перфорационное приспособле­ние 9, создающее дренажный канал в пласте и открывающее доступ пласто­вому флюиду в емкость прибора 18. Конструкция емкости для пробы сложная. Она разделена на две части перегородкой, в которой находится дроссе­лирующее отверстие-штуцер 17 очень малого сечения (0,2—0,002 мм). В верхнюю часть емкости перед спуском прибора заливается вода, очищенная от твердых частиц, в ниж­ней — находится воздух под атмосферным давлением. Поступающие из пласта флюиды давят на подвижный поршень 16, вытесняю­щий воду из верхней части емкости в ниж­нюю через штуцер. Депрессия, воздейст­вующая на пласт, определяется гидравличе­ским сопротивлением штуцера. Снижение величины депрессии для предотвращения разрушения коллекторов позволяет облег­чить условия работы уплотняющего башмака и исключить ударные нагрузки в приборе. После отбора пробы открывается клапан 6, подающий рабочую жидкость к гидравличес-кому клапану баллона 14. Клапан переме­щается, герметизируя пробу в баллоне. Для снятия прижимного приспособления откры­вается клапан 5, соединяющий гидравличес­кую систему со сливной камерой 19, запол­ненной воздухом под атмосферным давле­нием. Рабочая жидкость направляется в сливную камеру, а обратные пружины 13
	Рис. 2.19. Принципиальная схема испытателя пластов на кабеле фирмы "Шлюмберже"
	52

	помогают вернуть башмак и прижимную планку в прежнее положение. По­скольку разница давления под башмаком и гидростатического давления про­должает создавать прижимное усилие, удерживающее башмак, то при этом загорается уравнительный пороховой заряд 10, отрывающий от стенки баш­мак или разрушающий его. Если не сработает клапан сливной камеры, то натяжкой кабеля срезают аварийный штифт 3. При этом нарушается уплот­нение гидравлической системы и давление в ней уравнивается с гидроста­тическим. Давление в гидравлической системе и в канале отбора пластовых флю­идов контролируется дистанционными датчиками давления 7 и /5. В качест­ве перфорационного приспособления применяется кумулятивный перфо­ратор. При установке блока с кумулятивным зарядом большой мощно­сти, способным пробить обсадную колонну и цементное кольцо, прибор может применяться для испытания обсаженных скважин. Наибольший размер прибора в поперечном сечении 140—160 мм в зависимости от пер­форационного блока позволяет использовать его в необсаженных скважи­нах диаметром 228 мм и более и в обсаженных скважинах диаметром более 157 ÏÏ. В поинтервальном испытателе пластов фирмы "Шлюмберже" устанав­ливаются два кумулятивных заряда на расстоянии 30 см друг от друга. В приборе, предназначенном для работы в необсаженных скважинах, оба заря­да находятся внутри одного герметизирующего башмака, а при сборке для обса-женных скважин у каждой точки отбора имеется индивидуальный уп-лотняю-щий элемент небольших размеров. Обе точки отбора соединены ка­налом с баллоном для пробы. Наличие двух точек отбора пробы вызвано желанием повысить ре­зультативность работ в неоднородных коллекторах, когда попадание на не­проницаемый пропласток служит условной причиной отсутствия притока, что требует дополнительных спусков прибора. В обсаженных скважинах, кроме того, наличие двух зарядов повышает надежность вскрытия плас­та. В сборке для обсаженных скважин герметизирующие элементы жестко под-соединяются на блоке прижимного приспособления. Уравнительный поро-ховой заряд и разрушающий башмак заменены управляющим уравни­тельным клапаном, который открывается при убирании прижимного при­способления. Между каналом отбора и баллоном установлен регулирующий клапан, который позволяет отобрать пробу без выстрела кумулятивными зарядами путем соединения герметизированных участков отбора с баллоном. Для повышения надежности герметизации баллона устанавливают обратный клапан. Испытатели пластов, используемые другими фирмами, незначительно отличаются от испытателя фирмы "Шлюмберже". Технические характеристики испытателей пластов на кабеле (по ката­логу фирмы "Дрессер Атлас") приведены в табл. 2.10. В б. СССР разработка и применение испытателей пластов на кабеле развивались аналогично зарубежным. ВНИИГДС (г. Уфа, Тверь) были впервые проведены испытания в скважинах и осуществлен серийный выпуск ИПК в 1963 г. После проведения исследований в скважинах глубиной 4 км и более возникла необходимость в новой принципиальной схеме прибора для этих условий. Большие ударные нагрузки и гидравлические удары приводи­ли к заклиниванию подвижных поршней. В результате воздействия высоко­скоростных течений раствора с абразивными добавками силовой цилиндр 53

	퇷 ÎË ˆ‡ 2.10
	Диаметр Максималь- Максималь- Объем Габариты Мас- Область применения скважины, но допусти- но допусти- баллона, л прибо ра, мм са, кг мм мое давле- мая темпе- Диа- Дли- ние, МПа ратура, °С метр на Для необсаженных 200-305 140,4 157 20,9 165 8900 600 скважин Для необсаженных 178-343 140,6 177 11,3 133 8800 250 скважин, малогаба- ритные Для обсаженных 127-178 140,6 177 9,4 92 10 200 320 скважин
	изнашивался, ненадежно работали термоустойчивые заряды, уплотняющие резиновые клапаны и т.д. Для создания термоустойчивого испытателя пластов ИПТ-7-10 была ис­пользована замкнутая гидравлическая система двойного действия с золотни­ковым клапаном-распределителем. Применение золотникового переключателя в термоустойчивом испытателе пластов ИПТ-7-10 исключает возможность возникновения резких гидравлических ударов в гидравлической системе прибора и больших ударных нагрузок в его деталях, которые имели место в испытателях типа ИПК при подаче высокого гидростатического давления на силовой и обратный клапаны. В приборе ИПТ-7-10 опасность заклинивания подвижных частей из-за температурных деформаций меньше, чем в силовом узле испытателя пластов типа ИПК. Это, а также сниженные рабочие пере­пады давления обеспечивают работу прибора ИПТ-7-10 на больших глубинах при значительных гидростатических давлениях. Испытатели пластов с дистанционными датчиками давления ИПД-7-10 разработаны на основе прибора ИПТ-7-10 и повторяют его принципиальную схему. Испытатель ИПД-7-10 обеспечивает при отборе проб дистанционную регистрацию давления в баллоне с целью контроля процесса испытания, определение пластового давления и оценку гидродинамических параметров пласта. Испытатели пластов для необсаженных скважин ИПН-7-10 предназна­чены для исследования коллекторов, в которых чередуются плотные и про­ницаемые пласты и значительная часть объекта не дает притока. Поэтому необходимо увеличивать число испытуемых точек, что увеличивает время и стоимость работ. Прибором ИПН-7-10 при отсутствии притока из испытуемого участка пласта (что видно по показаниям датчиков) можно последовательно испыты­вать еще 8—10 участков без подъема на поверхность, пока не будет получен приток. При необходимости испытания наиболее перспективного участка можно повторить исследования с выстрелом кумулятивным зарядом. Испытатель ИПН-7-10 экономически оправдывает "прощупывание" верх­ней и нижней частей пласта для оценки их эффективной мощности. Испы­татель ИПН-7-10 в данное время - основной прибор для исследования необ­саженных скважин. Выпускаются также испытатели пластов для необсаженных глубоких скважин малого диаметра ИПН-5-7 и испытатель пластов для обсаженных скважин ИПО-5-6. Прибор ИПО-5-6 предназначен для исследования основ­ного фонда обсаженных скважин с колоннами диаметром от 125 до 152 мм. В его конструкции использована принципиальная схема привода от ги­дростатического давления с замкнутой гидравлической системой двойного 54

	Табли ца 2.11
	Параметры àèä-4-5 àèä-7- ИПТ-7-10, àèç-5- ИПН-7-10 èÉ-4-7 àèé-5-6 10 ИПД-7-10 7 Диаметр скважины, мм по долоту по ко- лонне 118-145 190-270 190-290 140-190 190-290 112-196 125-152 Минимальное давле- 4 5 4 64 0,5 5 ние скважины, обес- печивающее срабаты- вание прибора, МПа Максимальное допус- 35 50 100 100 100 50 60 тимое давление, МПа Максимальная рабо- чая температура, °С: скважинного прибо- 100 100 200 200 150 120 120 ра датчика давления _ _ 120 150 120 120 _ датчика притока — — — 200 150 120 120 Объем баллона, л 3,8 6,3 8 58 6 6 Наличие заряда для + + - - + - + создания дренажного канала Количество циклов 1 1 3 38 10 1 — срабатывания прибо- ра без подъема из скважины при испы- тании непроницае- мых интервалов Габариты скважинно- го прибора, мм: длина 3 000 3 000 2 800 3 000 3 200 2 800 2 850 диаметр без башмака 70 100 102 90 102 80 100 диаметр с башмаком 70 132 135 102 132 95 115 Количество жил кабе- ля, необходимое для работы прибора: без датчиков 3 3 1 12 1 3 — с датчиками — — 3 13 3 3 —
	хода, золотниковым распределителем и поршнем-демультипликатором, анало­гичная схеме приборов ИПН. Выпускаются также испытатели пластов для структурно-поисковых и гидрогеологических скважин ИПГ-4-7. В конструкции этого прибора исполь­зована принципиальная схема электромеханического привода. Такой тип привода может быть успешно реализован на глубине до 3000 м, позволяет проводить работу независимо от величины гидростатического давления и да­ет возможность многократного срабатывания прибора. Для работы с испытателями пластов на кабеле используется пере­движная лаборатория на автомобиле. В ней смонтировано оборудование, не­обходимое для разборки и проверки испытателей, тарирования дистанцион­ных датчиков. Пульт управления и контроля находится на другой машине — каротажной станции-подъемнике. Технические характеристики испытателей пластов, выпускаемых се­рийно, приведены в табл. 2.11.
	2.8. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА БАЗЕ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ В Ивано-Франковском институте нефти и газа (Р.С. Яремийчук, В.Р. Воз-ный, 1979-1985 гг.) разработана принципиально новая конструкция испыта­телей пластов на базе струйных аппаратов. Приспособление УГИП-1 (рис. 55

	Рис. 2.20. Устройство для гидродинамических исследований пластов УГИП-1 на базе струйного аппарата
	2.20) состоит из корпуса с седлом / под обратный клапан 12 и струйного аппарата 2. Корпус приспособления снабжен каналами 3 для нагнетания рабочей жидкости, каналами 4 для прохождения эжектированной жидкости, окнами 5 для выхода смешанной жидкости в затрубное пространство и каналом 6 для передачи давления из подпакерного пространства к преобразователю давления в электрический ток. Верхняя и нижняя части корпуса снабжены резьбой для подсоединения к насосно-компрес-сорным трубам. Струйный аппарат включает в се­бя подсоединяющую головку 7, преобразователь давления мембранный тензометрического типа ПДМТ 8, твердосплавный насадок 9, камеру сме­шения 10, диффузор //, обратный клапан 12 со штоком 13, втулку 14 для подсоединения изме­рительных приборов (глубинного манометра, тер­мометра и расходомера). Присоединительная го­ловка имеет разъем для обеспечения электричес­кого контакта. Приспособления УГИП-1 и УЕОС-2 предназначены для испытания пластов и вызова притока из продуктивных горизонтов с одновре­менной очисткой призабойной зоны пласта в об­саженных эксплуатационной колонной скважи­нах. Устройство позволяет: в процессе испытания скважины проводить запись кривых восстановления давления после снижения давления в подпакерном пространстве; управлять величиной депрессии и временем ее действия без использования компрессорных и азотных установок; проводить циклическое воздействие на пласт в режиме депрессия - ре­прессия с целью очистки призабойной зоны пласта; проводить дистанционный контроль при помощи регистрирующих при­боров изменения забойного давления в процессе исследования фильтра­ционных характеристик пласта и очистки его призабойной зоны. Исследование скважин с помощью УГИП-1 проводят в указанной ниже последовательности: спускают на насосно-компрессорных трубах пакер и корпус приспо­собления (после соответствующего действия - подготовки скважины) и па-керуют кольцевое пространство; устанавливают фонтанную арматуру с лубрикатором, опрессовывают отдельно НКТ и пакер соответствующими опрессовочными клапанами; спускают на каротажном кабеле струйный аппарат с обратным клапа­ном до его посадки в корпус;
	56

	проводят исследования, прокачивая раоочую жидкость через ни и струйный аппарат насосным агрегатом. При прохождении рабочей жидкости через струйный аппарат в камере смешения снижается давление, за счет чего обратный клапан открывается, и депрессия передается в подпакерную зону. Величина депрессии и время ее действия зависят от расхода рабочей жидкости, прокачиваемой через струй­ный аппарат, параметром контроля является давление насосного агрегата. Прекращение подачи рабочей жидкости ведет к уравниванию давления в камере смешения и внутри НКТ, обратный клапан при этом закрывается, и в подпакерном пространстве происходит процесс восстановления давле­ния. Цикл может повторяться многократно с различными значениями де­прессии и при различной длительности периодов (притока и восстановле­ния давления) и циклов. Регистрацию давления ведут на диаграмме в каро­тажной лаборатории АКС-Л; также возможна установка автономного глубин­ного манометра и пробоотборника к хвостовику обратного клапана. Технические данные УГИП Максимальный перепад давления, МПа.......................      50 Максимальная рабочая температура, °С: при работе с преобразователем давления..................      150 при работе с глубинным манометром........................      200 Максимальное значение создаваемой депрессии, МПа.....      50 Диаметр проходного канала приспособления, мм...........      42 Габаритные размеры, мм: диаметр.............................................................      110 длина................................................................      780 å‡ÒÒ‡, Í„..............................................................      32 К достоинствам указанного устройства относится то, что при испытании перспективных горизонтов имеется возможность проводить параллельно и геофизические исследования без дополнительных спускоподъемных опера­ций с НКТ и бурильным инструментом.