Крепление испытание и освоение скважин при разработке нефтяных место

и полость бурильных труб через отверстия А сообщается с затрубным пространством.

В более сложных конструкциях циркуляционных клапанов (клапан КЦМ-2) предусмотрено наличие гидравлического тормоза, который на 1,5–2,0 мин задерживает открытие клапана. Этим исключается случайное открытие клапана при кратковременных гидродинамических колебаниях давления в трубах при спуске инструмента на забой.

181

печивается плавное приложение депрессии на пласт, что особенно важно при опробовании слабосцементированных коллекторов.

После закрытия впускного клапана испытателя пластов или запорного клапана давление штуцера выравнивается и его подвижные штоки возвращаются в исходное положение, т.е. осуществляется автоматическая перезарядка штуцера. Гидравлический

182

ту, зависит от гидростатического давлениястолбабуровогорастворавзатрубномпространстве. Вяссах

закрытого типа тормозная камера заполняется специальной жидкостью(например, масломМС-20) игерметичноизолируетсяотвоздействиябуровогораствора.

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.

183

При передаче сжимающей нагрузки подвижный шток 2 с поршнем 3 занимает крайнее нижнее положение относительно корпуса 1.

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 только по кольцевой щели малого сечения. Благодаря этому создается значительное гидравлическое сопротивление перетоку жидкости, вследствие чего нижняя часть колонны бурильных труб со штоком 2 перемещается медленнее ее верхней части, и колонна растягивается в пределах упругой деформации.

По истечении некоторого времени поршень 3 выходит в расширенную часть корпуса 1. При этом гидравлическое сопротивление перетоку жидкости мгновенно уменьшается, шток 2 под действием усилия упругой деформации колонны бурильных труб резко перемещается в крайнее верхнее положение и ударяется выступом в торец камеры. Этот удар через детали ясса передается оборудованию, расположенному ниже. Сила удара достигает 60–800 кН. Для создания повторного удара достаточно снова приложить на ясс сжимающую нагрузку, под действием которой шток 2 вместе с поршнем возвратится в крайнее нижнее положение, а затем повторно натянуть колонну бурильных труб.

Безопасный замок (рис. 8.14) используется для быстрого разъединения бурильной колонны от прихваченного оборудования и устанавливаются в одном или нескольких местах, под пакером или выше него. Он состоит из корпуса 4, внутри которого размещен шток 2. В верхней части корпуса навинчена гайка 3 с левой резьбой, которая находится в постоянном зацеплении со штоком 2. Внутренняя поверхность корпуса выполнена в виде шлицевой втулки с шестью выступами, утолщенная нижняя часть штока 2 – в виде шлицевого вала с тремя выступами, находящимися при транспортном положении в зацеплении с корпусом.

184

оборотов отсоединяется от корпуса.

После разъединения левой резьбы замка в скважине остается его корпус, а все остальное оборудование, расположенное над пакером, извлекается из скважины.

185

пробоотборника не меняется. Пробоотборник закрывает пробу после открытия уравнительного клапана пластоиспытателя. В момент выравнивания давления над пакером и под ним при движении жидкости сверху

186

вниз шаровой клапан 1 перекрывает канал Д и перепад давления перемещает шток 2 вниз до попадания фиксатора 4 в паз штока 3. При этом шток с отверстиями Ж перемещается ниже уплотнения 9, в результате чего они перекрываются. Обводной канал перекрывается верхними уплотнениями штока 2; отверстия А и Б совмещаются.

Проба изолируется в емкости Е и отбирается на поверхности через запорные клапаны 5 и 8. При подъеме инструмента из скважины переток жидкости через пробоотборник осуществляется в любом направлении через центральный канал штока 2, отверстия Б и обводной канал С.

Для получения качественной пробы пластового флюида пробоотборник устанавливают непосредственно под пластоиспытателем.

187

кий шар 7, удерживаемый в гнезде с помощью винта 8. При необходимости этот шар можно сбросить внутрь бурильных труб.

Сверху в корпус ввинчен ствол 2 с крестовиной 3 для соединения бурильной колонны с устьевым манифольдом. Между корпусом и крестовиной размещен шариковый подшипник 4, благодаря которому можно вращать корпус со стволом без вращения крестовины.

Упрощенная схема обвязки устьевого оборудования при испытании пласта показана на рис. 8.17. Эта схема позволяет проводить исследование пласта в течение длительного времени (более 1 ч) наразличных режимах, производитьвращениеи осевое

Рис. 8.17. Упрощенная схема обвязки устья скважины при испытании: 1 – заглушка; 2 – вертлюжная головка; 3, 10 – краны высокого давления, 4 – шарнирное соединение, 5 – труба высокого давления, 6 – крестовина, 7 – манометр, 8 – разъединитель, 9 – вентиль,

11 – штуцерная камера

188

перемещение бурильной колонны без разборки устьевого манифольда, производить отвод флюида, поступающего из пласта на поверхность на безопасное расстояние от буровой установки, производить закачку жидкости в бурильную колонну.

Устьевой монифольд собирается из быстроразъемных соединений (секций) и через кран высокого давления 3 соединяется с крестовиной вертлюжной головки 2.

Через отводы манифольд соединяется с одной или двумя штуцерными камерами 11 и насосным (цементировочным) агрегатом. К устьевому манифольду может быть присоединена пробоотборная камера.

В процессе испытания пласта на устье скважины могут быть замерены дебит при различных диаметрах штуцера, давление, произведен отбор проб пластового флюида. Оборудование рассчитано для работы при избыточном давлении до 30 МПа.

8.3.2. Технология испытания пластов с помощью пластоиспытателя МИГ

Универсальность испытательного оборудования МИГ обеспечивается нормальным рядом его размеров (по диаметру от 65 до 146 мм), охватывающим все возможные размеры ствола скважины, и набором инструментов, позволяющим вести опробование в открытом и обсаженном стволах скважин, с опорой на естественный или искусственный забой, с опорой на стенки колонны или стенки открытого ствола скважины, при надежном разобщении опробуемого пласта, при давлении на забое до 100 МПа и более и температуредо200 °С.

Варианты компоновок испытательного оборудования многоциклового действия из-за конструктивных преимуществ отличаются большим технологическим разнообразием, что дает возможность производить опробование в самых разнообразных геологических условиях. На рис. 8.18 приведены типовые варианты компоновки многоциклового испытательного оборудования.

Тип компоновки а предусматривает использование запорного клапана двойного закрытия, устанавливаемого над испыта-

189