10.9.2. Випробувачі пластів на бурильних трубах

Випробувачі на трубах складаються з таких основних вузлів:

• фільтра;

• пакера;

• випробувача із зрівняльним і головним впуск­ним клапанами;

• запірного клапана;

• циркуляційного клапана.

Ці випробу­вачі призначені для випробування свердловин в одно-, дво-, багатоциклових режимах і розраховані для дослідження свердловин як у відкритому стовбурі так і після спуску експлуатаційної колони.

В табл.10.3 вміщено дані про характеристику трьох типів випробувачів пластів типу КВІ (комплект випробувальних інструментів) двоциклової дії.

Таблиця 10.3 - Характеристика випробувачів пластів типу КВІ

Тип інструменту	КВІ-2М-146	КВІ-2М-95	КВІ-М-65
Діаметр зовнішнього корпусу, мм	146	95	67
Діаметр свердловини, мм	190-295	108-161	75-112
Діаметр пакеруючого елемента, мм	170-270	95-145	67-95
Максимальна довжина одного вузла, м	2,3	2,5	2,575
Довжина повної компоновки, м	16,2	18,18	18,465
Маса вузла, кг	200	110	50
Маса повного комплекту, кг	120	910	325
Допустимий перепад тиску на паркері, МПа	35	35	35
Допустима вибійна температура, °С	170	170	170
Допустиме осьове зу­силля при стиску, кН	300	100	45
Допустиме осьове зу­силля при розтягу, кН	600	250	150

В склад КВІ входять:

• Фільтр - призначений для пропуску рідини із пласта в випробувач в період випробування і для затримання порівняно крупних частинок породи. Довжина фільтра 3,5 - 1м і складається з двох секцій.

В процесі випробування можлива кольматація щілин фільтра. При цьому швидкість надходження рідини з пласта зменшується. Для розмежування зменшення швидкості припливу унаслідок кольматації від інших причин необхідно знати зміну тиску. Для цього в обох секціях поміщають глибинні манометри. Манометр в нижній секції реєструє тиск в свердловині. Відмінність в свідченнях манометрів є ознакою закупорки щілин.

Фільтр повинен знаходитись безпосередньо проти тієї ділянки пласта, з якого передбачається отримати приплив. Якщо відстань від цієї ділянки до вибою більше довжини фільтра, то до останнього приєднують хвостовик (збирають з ОБТ).В нижній частині хвостовика нагвинчують башмак.

Одним з основних елементів випробовувачів пластів є циліндричні пакери стиску. Пакерування відбувається при навантаженні на пакер від 15-30 кН до 150-200 кН в залежності від діаметра свердловини і властивостей гуми.

• Пакер - служить для роз'єднування передбачуваного для випробування об'єкту від решти частини свердловини. Використовують пакери механічної та гідравлічної дії, Пакер складається з порожнистого штока, на який насаджений цииліндричний гумовий елемент, корпусу з верхнім перехідником, натисної головки, пелюсткової металевої опори, нижнього перехідника.

При встановленні башмака на вибій частиною ваги інструмента створюється навантаження і корпус пакера переміщатиметься вниз щодо пересувного штока, який через нижній перехідник з’єднаний з фільтром. При переміщенні корпусу вниз натисна головка притискує гумовий елемент до металевої опори, і здавлює його в осьовому напрямі; при цьому в радіальному напрямі гумовий елемент розширюється і щільно притискається до стінок свердловини, пелюсткова опора перешкоджає витіканню гуми і служить нижньою опорою. Після закінчення випробування під дією розтягуючої сили елемент скорочується в радіальному напрямі, а пластини пелюсткової опори обертаються в початкове транспортне положення.

• Гідравлічний випробувач – це основний вузол комплекту випробувачів пластів, в склад якого входять:

а) вирівнюючий (перепускний, зрівняльний) клапан, який призначений для полегшення перетоку промивальної рідини, що витісняється пластовипробувачем при спуску з підпакерного простору в надпакерний (при підйомі — навпаки), зменшення гідродинамічного тиску і забезпечення вирівнювання тисків під і над пакером перед звільнен­ням останнього у зв'язку із закінченням випробування;

б) головний або впускний клапан, який запобігає надходженню промивальної рідини в порожнину колони бурильних труб в період спуску пластовипробувача в свердловину і підйомі з неї, а також пропускає в цю порожнину пластову рідину в період випробування;

в) гальмівна камера з поршнем (або гідравлічне реле часу), яка призначена для затримування відкриття впускного клапана на де­який наперед заданий інтервал часу після створення на пластовипробувач осьового стискуючого навантаження;

г) гідравлічний штуцер служить для попередження гідравлічного удару при відкритті впускного клапана випробувача пластів. Якщо він автоматично регульований, то забезпечується плавна зміна депресії на пласт, що особливо важливо при випробуванні слабозцементованих колекторів (обмеження швидкості припливу рідини з пласта в випробовувач і зменшеннях ударного навантаження на хвостовик в момент відкриття впускного клапана):

д) шток і корпус призначені для розміщення названих пристроїв, а також для передачі осьових зусиль і обертаючого моменту від колони труб до розташованих нижче вузлів.

В період спуску пластовипробовувача шток займає верхнє положення: отвори впускного клапана закриті гільзою, зрівняльний клапані відкритий. При створенні ж осьового навантаження шток опускається щодо корпусу в нижнє положення; при цьому спочатку сальник закриває зрівняльний клапан, а потім нижній кінець штока виходить з гільзи, відкриваючи отвори впускного клапана.

Стискаюче осьове навантаження може виникнути при посадці інструменту на уступ, прихопленні і т.д, але щоб впускний клапан не відкрився у випробувач встановлюють гальмівну камеру. Поршень гальмівної камери посаджений з деяким зазором по зовнішній проточці штока Поршень ділить порожнину камери на дві частини - нижню і верхню. Вони можуть сполучатися одна з іншою через вузький канал в поршні.

Коли шток під дією осьової стискаючої сили прагне опуститися вниз щодо корпусу, з ним також перемішається і поршень. Переміщенню ж поршня перешкоджає рідина, що знаходиться в нижній частині камери. Оскільки в цей період рідина може перетікати з нижньої у верхню порожнину тільки через вузький канал в поршні - то швидкість опускання штока і поршня залежатиме від гідродинамічних опорів цього каналу, а тривалість переміщення штока від розмірів камери.

Гідравлічний опір каналу можна регулювати зміною його довжини і в'язкості рідини в камері. Для цього поршень виготовлений з двох деталей, що сполучаються, між собою при допомозі різьби.

• Запірно-поворотний клапан (ЗПК) служить для припинення припливу пластової рідини з пласта в порожнину колони бурильних труб при закритому вирівнювальному клапані. Завдання випробування більш повно вирішуються при використанні ЗПК багатократної дії.

• Циркуляційний клапан дозволяє здійснювати промивання свер­дловини після завершення випробування і звільнення пакера, а та­кож встановлення рідинних ванн (нафтових, водяних, кислотних) у випадку прихоплювання бурильних труб.

Мета промивання - замінити промивальну рідину, яка в період випробування може загазуватися, на свіжу, не загазовану, а також при необхідності, витіснити пластову рідину з колони бурильних труб на гирлі.

• Глибинні манометри і термометри призначені для реєстрації тиску і температури в період випробування. Рекомендується встано­влювати декілька глибинних манометрів: під фільтром, у фільтрі, між головним і запірним клапаном, над запірним клапаном. Тривалість роботи глибинних приладів повинна бути достатньою на весь період випробування. Регулювання тривалості роботи приладів проводиться за допомогою годинникового механізму.

В період випробування нижні вузли пакера можуть бути прихоплені. На цей випадок в компоновці передбачено гідравлічний яс та безпечний замок. • Гідравлічний яс призначений для полегшення зняття пакера та у разі необхідності ліквідації прихоплення хвостовика і фільтра. Він спрацьовує при осьовому натягу, коли шток з поршнем миттєво звільняється від гідравлічного протитиску, створе­ного в масляній камері і, переміщуючись вверх, здійснює удар по корпусу.

• Безпечний замок дозволяє від'єднувати верхню частину компо­нування, якщо навіть з допомогою яса не вдається звільнити пакер і фільтр. Його встановлюють над пакером.

• Пробовідбірники використовують для відбору проби рідини з пласта в період випробування при тиску, що максимально наближається до пластового. Вони встановлюються у випробувач.

При створенні осьового навантаження на випробувач пластів для пакерування навантаження передасться на патрубок, розміщений в корпусі пробовідбірника. При його переміщенні відкриваються розміщені по його торцях два клапани, а при знятті навантаження патрубок повертається в первинне положення і клапани закриваються. Відсічена рідина разом з приладом підіймається із свердловини.

Більш досконалі вузли і широкий вибір допоміжних пристроїв вхо­дять в склад багатоциклових випробувачів пластів - трубних випробу­вачів третього покоління. В табл. 10.5 вміщено їхні технічні характеристики.

Таблиця 10.5 - Характеристика багатоциклових випробувачів пластів

Параметри	МВГ-146	МВГ-127	MBК -95		МВК- 80	МВК-65
Зовнішній діаметр, мм	146	127	95		80	67
Довжина, мм: секції (максимальна) комплексу (загальна)	2918 27490	2890 27150	2600 21400		3470 23410	3200 16500
Допустиме навантаження, кН: стискуюче розтягуюче	1 500 700	1250 600	600 450		400 200	200 150
Крутний момент, кН.м	10	7,5		4,9	3,9	3,1
Максимальний перепад тиску, МПа	45	45	45		45	40
Максимальна температура, °С	200	200	200		200	200
Максимальна маса, кг: секції загального комплексу	235 5442	163 5682	120 1810		92 635	78 540
Розмір приєднуючої різьби	3-121	3-101	3-76		3-62	3-56
Діаметр свердловин, мм	190-295	161-243	118-165		97-112	78-102

Найбільш поширена однопакерна компоновка ВПТ (рис. 10.7) коли випробувач пластів з опорою на вибій спускається в свердловину відразу після виявлення в процесі буріння перспективного на нафту чи газ об’єкта.

Рисунок 10.7 - Компоновка випробувача пластів з одним пакером

Але існують різні варіанти компоновок і окремих її елементів, які підбираються в залежності від конкретних умов випробування пластів. При високих перепадах тиску, що діє на пакер (понад 25 МПа),

в компоновку вводять два пакери з пристроєм, який розподіляє тиск між пакеруючими елементами пропорційно (рис. 10.8).

Два пакери використовують також, якщо глибина свердловини перевищує 4000 м. Для окремого випробування одного з пластів фільтр розташовують між двома пакерами і упором фільтра („хвостовика”) на вибій свердловини.

При роботі в обсадженій частині свердловини і при великій відстані пласта від вибою (понад 150 м) переваги мають компоновки, які забезпечують проведення операцій без опори на вибій (рис. 10.9).

Для цього використовують якірний пристрій, плашки якого утримуються стінками обсадної колони і забезпечують осьовий стиск, необхідний для розширення пакеруючого елемента Для цього використовують якірний пристрій, плашки якого утримуються стінками обсадної колони і забезпечують осьовий стиск, необхідний для розширення пакеруючого елемента.

Рисунок 10.9 – Схема випробувача пласта з

глибинними приладами і пробовідбірником

із закріпленням пакера на стінках свердловини

Рисунок 10.8 - Компоновка випробувача

пластів з двома пакерами