2.7 Випробування пластів випробувачами, які опускають на колоні труб

Сучасний випробувач пластів являє собою сукупність апаратів та приладів, які скомпоновані сумісно, для вирішення раніше перелічених завдань, тому їх називають комплектом випробувального інструменту (скорочено - КВІ). Хоча існує низка конструкцій випробувачів, які спускають у свердловину на колоні труб, принципові схеми їх суттєвої різниці не мають.

Р

озмірний ряд КВІ складається з трьох основних типорозмірів:

1. КВІ-2М-146 для випробування свердловин діаметром від 190 до 295 мм;

2. КВІ-2М-95 для випробування свердловин діаметром від 118 до 161 мм;

3. КВІ-2М-65 для випробування свердловин діаметром від 75 до 112 мм.

Найчастіше у практиці буріння застосовуються випробувачі КВІ-2М-146, тому у подальшому детально буде розглядатись його конструкція та принцип дії, а у решти через відсутність важливих конструктивних відмінностей будуть відзначені тільки особливості використання.

Випробувач КВІ-2М-146 призначений для випробування свердловин у один або два повні цикли при максимальному перепаді тиску на пакері до 35 МПа і вибійній температурі до 170 ⁰С. Випробувач забезпечує необмежений приплив пластового флюїду, опускається на колоні труб, працює з опорою на вибій, ізолює випробовуваний пласт зверху. При включенні у компоновку випробувача опорного якоря, пакеровку можна здійснювати на будь-якій заданій глибині, не прив’язуючись до вибою свердловини. Найпростіша компоновка випробувача зображена на рисунку 2.5.

1-опорний башмак; 2-хвостовик; 3-фільтр; 4-пакер; 5- безпечний перевідник; 6-гідравлічний яс; 7-випробувач пластів гідравлічний; 8,10-перевідник для глибинних приладів; 9-запріно-поворотний клапан; 11-циркуляційний клапан; 12-бурильні труби ; І,ІІ,ІІІ.ІV- глибинні манометри

Рисунок 2.5-Схема компоновки випробувального інструменту КВІ-2М-146.

2.8 Призначення та конструкція вузлів випробувача кві-2м-146

Н

1-перевідник; 2,6-підвіска верхнього та нижнього маномет-рів; 3,7-перфоровані труби; 4,5-середні пе-ревідники; 8-нижній перевідник; 9-баш-мак; 10-заглушка

Рисунок 2.6-Фільтр діаметром 146 мм.

аправляючий башмак

Це металева конусоподібна заглушка, яка служить для задання напрямку руху випробувача та сприйняття осьових зусиль під час опускання його у свердловину. Крім цього, башмак попереджає поступання в інструмент грубодисперсних частинок гірських порід через нижній кінець хвостовика.

Хвостовик

Призначений для розташування фільтра на потрібний висоті від вибою, тобто навпроти випробовуваного пласта. У випадках, коли випробовуваний пласт знаходиться безпосередньо над вибоєм, хвостовик у компоновку КВІ не включається, а заглушка ставиться на нижній кінець фільтра. Комплектується хвостовик з необхідної кількості бурильних або обважених бурильних труб.

Фільтр

Призначений для пропускання флюїду з підпакерного простору свердловини в порожнину випробувача і очищення флюїду від шламу, що знаходиться у промивальній рідині, та піску , який виноситься з випробовуваного пласта. Такі частинки можуть порушити роботу клапанів, або закупорювати канали з малим прохідним перерізом.

Схема фільтра зображена на рисунку 2.6.

Фільтр, який входить у комплект КВІ-2М-146, виготовляють, зазвичай, з двох секцій розділених заглушкою. У верхній секції вифрезеровані поздовжні щілини, а у нижній висвердлені радіальні отвори. Якщо частинки гірської породи закупорюють

щілини то зменшується радіальна фільтрація флюїду у випробувач, а при інтенсивному руйнуванні колектора, приплив флюїду може зовсім припинитись. Для того, щоб відрізнити цей випадок від зменшення фільтрації з інших причин (особливо природна мала проникність), у нижній частині ставлять ще один манометр, який фіксує зміну тиску у цій частині свердловини, але поступання флюїду у випробувач відсутнє (канал перекритий заглушкою). На поверхні зрівнюють покази цих манометрів, які за нормальних умов не повинні відрізнятись.

Основна характеристика фільтрів випробувачів нормального ряду подана у таблиці 2.1

Таблиця 2.1- Характеристика фільтрів

	Тип КВІ
	КВ-І2М-146		КВІ-2М-95	КВІ-2М-65
Зовнішній діаметр, мм	146	114	95	65
Довжина однієї секції, мм	1980	1980	2527	2550
Товщина стінки, мм	20	16	12	9.5
Розміри щілин, мм:
ширина	3	3	3	3
довжина	100	100	100	100
Кількість щілин, шт.	44	44	60	12
Розмір приєднувальних різьб	3 – 121	3 – 121	3 – 76	3 – 50
Маса, кг	281	190	89	43

Пакер

Пакер призначений для розмежування об’єкта, який вибраний для випробування, від решти частини свердловини.

Н

1-перевідник верх-ній; 2-шток; 3-кор-пус; 4-гумовий елемент; 5-опора;6-перевідник нижній

Рисунок 2.7-Пакер діаметром 146 мм з металевою опорою.

а сьогодні відомо багато різноманітних конструкцій пакерів.

Для проведення операцій в незакріпленому стволі свердловини використовують пакери трьох типів: з жорсткою металевою опорою, з розсувною гумовою опорою, з розсувною металевою опорою. Принцип дії їх однаковий і полягає в тому, що при опорі хвостовика на вибій свердловини чи її стінки, на корпус пакера передається стискуюче навантаження, під дією якого гумовий елемент пакера деформується щільно прилягаючи до стінок свердловини.

У комплекті КВІ-2М-146 зазвичай застосовують циліндричний пакер типу ПЦ-146, який належить до пакерів з жорсткою металевою опорою.

Конструкція цього пакера показана на рисунку 2.7. Він складається з нерухомої та рухомої частин. До нерухомих належать корпус 3, верхній перевідник 1 і металева головка 4. Рухому частину складають порожнистий шток 2, на якому закріплений гумовий елемент 5, нижній перевідник 7 і металева опора 6. При передачі стискуючого зусилля на башмак хвостовика корпус 3 разом з розташованими вище вузлами КВІ переміщується вниз відносно штока 2 і стискує гумовий елемент 5. Внаслідок осьового стиснення гумовий елемент розширюється у радіальному напрямку і притискується до стінок свердловини. Для попередження надмірної осьової деформації гумового елемента, яка може бути руйнівною для нього, на верхній кінець штока 3 можна монтувати регулююче кільце. Шток 2 пакера має два шпонкові виступи, які виключають його провертання відносно корпуса, і в той же час він вільно рухається вподовж корпуса, в якому профезеровані відповідні шпонкові пази. Шпонкове з’єднання корпуса з штоком дозволяє при необхідності передавати обертовий момент до нижчерозташованих вузлів. Під час проведення робіт в глибоких незакріплених свердловинах рекомендується використовувати здвоєний пакер. Схема загальної компоновки при цьому залишається такою ж, як і на рисунку 2.5, відмінність лише в тому, що пласт ізолюється від решти частини свердловини не одним, а двома пакерами, які встановлені послідовно один за одним. Потрібно відмітити, що випробування пласта зі здвоєним пакером не має нічого спільного з селективним випробуванням пласта двома пакерами.

Технічна характеристика пакерів з металевою опорою подана у таблиці 2.2.

Досвід експлуатації пакерів показує, що для забезпечення нормального проходження по стволу свердловини при спуску, його діаметр повинен бути в 1,1-1,15 раза менший від діаметра свердловини.

Таблиця 2.2- Технічна характеристика пакерів

Параметр	Тип пакера
	ПЦ – 146	ПЦ – 95	ПЦ – 65
Діаметр корпуса, мм	146	95	65
Довжина, мм	2300	1525	1410
Діаметр змінного гумового елемента, мм	220,195, 180, 170	145, 135, 115, 109	92, 87, 78, 67
Діаметр свердловини, що перекривається гумовим елементом, мм	243, 214, 190	161, 145-151, 127, 118	102, 95, 85, 76
Навантаження при пакеруванні, кН	100-150	60-80	10-50
Допустимий перепад тиску на пакері, МПа	35	35	35
Допустима температура, 0С	170	170	170
Допустима розтягуючи сила, кН	600	250	150
Типорозмір приєднувальних різьб	3-121	3-76	3-50

На гумовий елемент пакера, крім механічних стискуючих навантажень, діють також гідравлічні навантаження, які виникають у момент вирівнювання тисків у підпакерній та надпакерній зонах. Величина перепаду тиску, що передається на гумовий елемент, у залежності від умов випробування коливається в широких межах і може досягати 40 МПа. Під дією такого перепаду тиску гума пакера затікає в зазор між металевою опорою і стінкою свердловини, що призводить до руйнування ущільнення з наступним порушенням герметичності пакеровки. Крім цього, гума, яка потрапила у цей зазор, затрудняє зняття пакера з місця після закінчення випробування.

Внаслідок цього довговічність ущільнюючого елемента за інших рівних умов різко знижується і у випадку проведення операцій при перепадах тисків 20 МПа вони забезпечують проведення одного-трьох випробувань. Термін служби гумового елемента може бути значно підвищений за умови зменшення зазору між нижньою опорою та стінками свердловини. Однак цей захід може мати позитивний ефект лише у випадку забезпечення нормального проходження пакера по стволу свердловини.

Таким умовам найповніше відповідають пакери з розсувною опорою, основна особливість яких полягає в тому, що поперечні розміри їх опори в транспортному положенні не перевищують розмірів гумового елемента, а при створенні стискуючих сил діаметр опори збільшується до заданих розмірів. В результаті цього, у робочому положенні зазор між стінками свердловини і опорою може бути зменшений у декілька разів, що виключає затікання гуми і, як наслідок, підвищується працездатність та ефективність пакера. При знятті пакера з місця опора повертається у вихідне положення, виключаючи поршневий ефект у процесі підіймання обладнання з свердловини. Загальний вигляд пакера з розсувною опорою ПЦР – 146 показаний на рисунку 2.8.

Він складається з верхнього корпуса 3, штока 4, гумового елемента 8, розсувної опори 10, яка розташована між рухомою втулкою 9 і металевою опорою 11, нагвинченою на перевідник 6. Перевідник нагвинчений на нижній кінець штока 4. Під час передачі стискуючого навантаження корпусні деталі пакера зміщуються вниз відносно нерухомого штока. Ця сила

ч

1,2-захисні ковпаки; 3-корпус; 4-шток; 5,7-ущіль-нюючі кільця; 6-нижній перевід-ник; 8-гумовий елемент; 9-рухома втулка;10-гумова опора; 11-нижня опора

Рисунок 2.8 - Пакер діаметром 146 мм з розсувною гумовою опорою.

ерез гумовий елемент 8 передається втулці 9, яка зміщується вниз до упору її нижнього торця в торець перевідника 6. Завдячуючи цьому, гумова опора 10, скорочуючись по довжині, збільшується до певної величини по діаметру. Вільний хід втулки 9 вибраний з таким розрахунком, щоб гумова опора в робочому стані не торкалась стінок свердловини. Під час подальшого зміщення вниз корпусних деталей пакера його гумовий елемент збільшується в діаметрі до контакту з стінками свердловини. До цього гумова опора 10 стиснута, і її зовнішній діаметр близький до діаметра свердловини, що створює прийнятні умови для роботи гумового елемента внаслідок зменшення зазору між опорою та стінками свердловини. При знятті пакера з місця після вирівнювання тисків у над- та підпакерній зонах розтягуюче навантаження через перевідник передається гумовому елементу, який повертається у вихідне положення. Гумова опора під дією її пружних сил також повертається у вихідне положення, за рахунок чого забезпечується вільне зняття пакера з місця і транспортування його по стволу свердловини.

Пакер ПЦР-146 комплектують змінними гумовими елементами, втулками, розсувними гумовими опорами, і металевими опорами відповідних діаметрів, значення яких відповідають конкретним діаметрам свердловини. Передача обертового моменту у цих пакерів здійснюється так само, як і у попередніх.

Інститутом ”СевКавНИПнефть” розроблена конструкція пакера з розсувною металевою опорою з коефіцієнтом пакеровки в межах 1,2-1,22. Внаслідок цього він має підвищену прохідність по стволу свердловини. Відмінність конструкції цього пакера полягає в тому, що металева опора виконана з низки (5-7 шт.) пластинок листової пружної сталі, які у транспортному положенні закриті, нагадуючи основу квітки. Така опора носить назву “опори пелюсткового типу”. Під дією стискуючого навантаження ”пелюстки” опори розкриваються до потрібного розміру, створюючи сприятливі умови для пакерування. Після зняття стискуючого навантаження ”пелюстки” опори під дією пружних сил закриваються. Але така опора має ваду, яка полягає в тому, що вона після кожної операції потребує реставрації, а це пов’язано з деякими незручностями експлуатації пакера.