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 Читать далее →