Испытатели на трубах включают следующие основные узлы: фильтр, пакер, собственно испытатель с уравнительным и главным впускным кла­панами, запорный и циркуляционный клапаны. Эти испытатели предназна-

Рис. 11.1. Общая схема компоновки испытателя пластов с закреплением пакеров на стенках скважины:

1 — 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

чены для испытания скважин в одно-, двух-, мно­гоцикловых режимах и рассчитаны для исследо­вания скважин в открытом стволе и после спуска эксплуатационной колонны.

На рис. 11.1 изображена схема компоновки испытателя пластов с глубинными приборами и пробоотборником с закреплением пакера на стен­ках скважины. На рис. 11.2, 11.3 приведены схемы компоновки испытателя пластов с одним и двумя пакерами и с упором фильтра («ноги») на забой скважины.

В табл. 11.1 представлены характеристики трех типов испытателей пластов типа КИИ двух-циклового действия.

Одними из основных элементов испытателей пластов являются цилиндрические пакеры сжа­тия. Их характеристики приведены в табл. 11.2. Пакерование 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 подпакер-ной испытуемой зоны скважины.

Наиболее распространена однопакерная компоновка ИПТ (см. рис. 11.2), 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 11с манометром 10, который устанав­ливают против интервала испытания на бурильных трубах 1 и 4. Над паке-ром расположен ясс 7, испытатель 6, запорно-поворотный клапан 5, бу­рильные трубы 1 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 испыта­ние может проходить в одно- и двухцикловом режимах.

Назначение, шифры основных узлов КИИ-2М-146 и их параметры приведены ниже.

Таблица   11.1

Характеристики испытателей пластов типа КИИ двухциклового действия

 

Показатели			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 па-	35	35	35
кере, МПа
Допустимая забойная температура, °С	170	170	170
Допустимая осевая нагрузка, кН:
при сжатии	300	100	45
при растяжении	600	250	150

Таблица   11.2

Характеристика цилиндрических пакеров сжатия

 

Показатели	ÏÖÐ-176	ÏÖ-146	6ÏÖ-146	ÏÖ-95	6ÏÖ-95	ÏÖ-65	ÏÖÐ-65
Внешний диаметр, мм:
корпуса	178	146	146	95	95	67	67
пакерующего элемента	245	170	170	109	105	67	67
то же	270	180	180	115	115	78	78
«		190	195	135	135	87	87
«		220	220	145	145	92	92
Осевая  нагрузка при паке-	150-200	100-120	100-120	60-80	60-80	15-30	15-30
ровании, кН
Допустимый перепад давле-	35	35	35	35	35	35	35
ния, МПа
Длина пакера, мм	2373	2300	1633	1525	1435	1410	1450

Испытатель пластов ППГ-146 предназначен для вызова притока из пласта, изолированного от остальных частей скважины пакером, при сни­женном противодавлении на пласт.

Рабочий……………………………………………………………………………… 200

Наибольшая нагрузка, кН:

сжимающая…………………………………………………………………….. 300

растягивающая………………………………………………………………….

Ясс гидравлический применяется для облегчения снятия пакера с мес­та по окончании испытания.

Ход……………………………………………………………………………………… 320

Растягивающая…………………………………………………………………….. 600

Гидравлическая неуравновешенная площадь, см2………………………………. 90; 58

…………………………………………………………………………………………

Пакер цилиндрический ПЦ-178, ПЦ-146 используется для разобщения скважины с испытанным пластом.

Ход………………………………………………………………………………….       350; 280

Растягивающая…………………………………………………………………       600

Диаметр резинового элемента пакера, мм…………………………..       170; 180

196; 220 245; 270

Рис. 11.2. 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; И — фильтр; 13 — упорный башмак

Фильтр Ф-146 предназначен для фильтра­ции жидкости, поступающей из зоны испытан­ного пласта сквозь испытующие приспособле­ния.

Переводник для установления приборов ПП-146. Назначение переводника — установ­ление глубинных приборов (манометров, тер­мометров).

Клапан  циркуляционный  КЦ-146  используется  с  целью  восстанов­ления прямой и обратной циркуляции над испытателями пластов.

Приспособление для опрессования (ПО-000). Назначение приспособ­ления — создание гидравлического давления в узлах ИПТ для испытания на герметичность и заполнение масляной камеры испытателя пластов.

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

Обвязка к приспособлению для сжатия (ОПС-000). Назначение обвяз­ки — подвод масла в приспособление для сжатия и управление его рабо­той.

Рис. 11.3. Схема компоновки испытателя пластов с двумя пакерами и с упором «ноги» на забой скважины:

1 — 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 двухцикло-вой клапан; 10 — испытатель пластов; 11 — ясс; 12 — па-кер ПЦ; 13 — основной манометр для записи КВД; 14 — щелевой фильтр; 15 — уравнительный клапан; 16 — кон­трольный манометр; 17 — утяжеленные бурильные трубы; 18 — упорный башмак

Приспособление для сжатия (ПСГ-146.000). Приспособление использу­ется для сжатия и растяжения испытателя пластов.

Удлинитель (41.000) обеспечивает сбор по секциям для предупрежде­ния изгиба штока при затягивании комплекса в буровую с мостков и под­боре длины колонны бурильных труб.

При испытании пластов с упором на забой скважины через 30—180 с

Рис. 11.4. Характер изменения давления, зафиксированного манометрами:

/ — диаграмма верхнего (трубного) манометра для регистрации притока (уровня) в трубах; Pi — рг — спуск труб, давление столба жидкости в трубах не изменяется; рг — Рз — рост дав­ления в период притока пластовой жидкости в трубы после пакерования и открытия клапана; Рз — Р\ — прекращение притока, стабилизация давления в трубах; pt — р5 — давление в тру­бах при подъеме испытателя с закрытым клапаном; II — диаграмма манометра в фильтре: Pi — рг — ступенчатый рост гидростатического давления при спуске испытателя; рг — р’2 — падение давления при открытии клапана и регистрации притока р’2 — рз\ Рз — Р* — перекры­тие притока (точка рз) и запись КВД; р4 — срыв пакера; pt — р5 — давление в период срыва пакера и подъема испытателя; III — диаграмма контрольного манометра; pi — pi — ступенча­тый рост давления гидростатического столба жидкости при пуске испытателя пласта ИНГ; Рг — Рз — Р* — давление в подпакерной зоне в период вызова и перекрытия притока; р4 — р5 — изменение давления в процессе подъема ИПТ

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

 

Рис. 11.5. Компоновка ИПТ и пробоотборник:

1 — шток; 2 — запорное приспособление; 3 — уплот­няющие кольца; 4 — полость испытателя; 5 — клапан; 6 — запорный клапан; 7 — пробоотборник; 8 — испы­татель пластов

и 7 (см. рис. 11.3), показан кривыми /, II, III на рис. 11.4. Схема пробоот­борника-накопителя (а) и компоновка ИПТ с пробоотборником (б) изобра­жены на рис. 11.5.

Обратите внимание: