Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ

а)

компоновка

ВПТ з

двома

паперами;

б)

компоновка

для

селек-

тивного

випробування

об'єктів;

в)

компоновка

багатоцик-

лового

випробування

об'єктів

похило-направле-

них

стовбурах;

1,3 -

бурильні

труби;

- циркуляційний клапан;

4,17,23

перехідники;

5,6,9,12,22

- патрубки;

штуцер;

8 -

запорно-

обертовип

клапан;

10 - ВПТ; 11-

пристрій

для

обертання;

пробовідбірник;

14-яс;

безпечний

замок;

16, 21 - пакер; 18 -

розп-

риділюючий

пристрій;

19 -

фільтр;

20 -

зрівняльний

пристрій;

24 - хвостовик.

компоновці

а) поз. 22 -

фільтр.

Рис.

6.6. Компоновки випробовувачів пластів

140

РОЗДІЛ 6. Випробування перспективних

горизонтів

процесі

буріння

На

рис. 6.6 зображені різні варіанти компоновок цих випробувачів

залежно від необхідності вирішення геолого-промислових задач і

технічного стану свердловини.

В таблищ 6.5 вміщено опис призначення основних вузлів багатоцик-

лових випробовувачів пластів.

Таблиця 6.5

Вузол

Випробо-

у в а ч

пластів

свердловин

на

трубах

Випробо-

у в а ч

пластів

Клапан

запірни

обертовий

Клапан

циркуля-

ційний

Яс

гідравліч-

ний

Пакер

цилінд-

ричний

Шифр

ВПГ

ВП

зп

кц

яг

псг

Призначення

Комплекс

обладнання, призначений для: вип-

робування перспективних пластів в неосадже-

них свердловинах з метою виклику притоку з

пласта;

відбір проб пластової рідини (газу) і визначен-

ня

основних гідродинамічних характеристик

досліджуваного пласта

Основний

клапанний механізм, призначений

для:

перекриття внутрішньої порожнини колони

труб

від свердловинної рідини при спуску і

підйомі ВПТ;

з'єднання

бурильних

труб

з випробуваним

інтервалом;

вирівнювання

тиску над і під пакером перед

його зняттям і в процесі спуску і піднімання

ВПТ

Механізм призначений для перекриття бу-

рильних

труб

в процесі випробування з метою

отримання

кривої відновлення пластового ти-

ску

Механізм призначений для здійснення прямої

зворотної циркуляції рідини в будь-який мо-

мент процесу випробування пласта

Механізм призначений для полегшення знят-

тя пакера після випробування або ліквідації

прихвату хвостовика ВПТ

Вузол призначений для герметичного пере-

криття кільцевого простору стовбура свердло-

вини

з метою Ізоляції випробуваного об'єкта

від решти стовбура свердловини

141

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ

Продовження

табл. 6.5

Фільтр

Замок

безпечний

ЗБ

Товстостінний патрубок

повздовжніми

щілинами

перехідниками, які итужать для за-

побігання

забиття механічними домішками

штуцера

прохідних каналів ВПТ

та для

розміщення

глибинних реєструючих приладів

Механізм призначений для відкручування ко-

лони

бурільних труб

ВПТ

метою підняття

їх

свердловини

випадку прихвату

6.3. Комплекс обладнання КІОД-110

Комплекс

призначений для дослідження, інтенсифікації.і освоєння

об'єктів

свердловині, обсаженій експлуатаційною колоною,

також

їх

РИС.

6.7

Комплекс

випробовувального

обладнання

КІОД-110

головка

устевої

ГУ-ЗОШ;

2,6- НКТ;

-клапанзливний

КС-100;

4-клапан

перепускний КП-110;

- клапан залив-

ний КЗА-110;

7 -

пристрій

для уста-

новки

свердловинного

манометра;

випробовувач

пластів ВПТ-110;

пробовідбірник

ПО-110;

10-пакер секційний ПС-115, ПС-135;

-фільтр

Ф-110;

12 -

клапан

зрівняльний

КЗ-110;

13 -

якір ЯК-

110/136,

ЯК-135/156.

142

РОЗДІЛ

свердловину

на

насосно-компре-

™**

багатоци—

випробовувач

п^кГьТобєк

за

один

спуск

комплексу

обладнання

свердловину,

Технічні дані:

900-1200

Густина промивної рідини, кг/м

Максимальна

глибина випробуваного об єкта,

Мінімальна глибина випробуваного об єкта,

Максимальна

робоча температура,

°С

Допустимі осьові навантаження, кН

при

стиску

при

розтягу

Допустимий перепад тиску на комплексі, МПа

Мінімальний

діаметр прохідних каналів вузлів, мм

Діаметр зовнішній основних комплектуючих частин, мм

Маса

комплексу, кг

^.іг^пл

Пристрій

для селективного випробування пластів УСПД-

Облалнання

УСПД-146-168 призначено для випробування в багато-

Йг=ЙВЙі5=^=

300

косого

них. Обладнання використовується

складд серійних ВП

якорями

або

компоновці

упором на вибій свердловини.

Пристрій

для селективного випробування складається

із

упорного

вузла

в^а

впускного

та

зрівнювального клапанів

блоком пробовщ-

ТпоЖ

—^ного

„ч,

ванняшСкі

п^пусГпідйомах, передачі

ВД™™!^^^^

ваним

нижче

вузлам

ВП

забезпечення

вільного

обертання

УСПД

СТИ

В^°^ГноГклапанаслужитьдля

чергуван.ш

відкриття

закрит-

тя

пр^ноТо

каналу

пристрою

(виконання

^'7^^™^

лення

тиску)

також

управління

роботою

пробовідбірних

камер.

З^ню^льний

клапан

призначений

для

вирівнювання

тиску

на па-

ер?ЇЇ™^

ком

впускного клапана каркасом блоку пробовідбірника,

на

якому

заліплені три пробовідбірні камери. Пристрій управління

їх

роботою

забезпечує н

очертву роботу камер або одночасну. Режим роботи про-

—

"—— ~~ 143

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

бо

відбірника задається при зборці УСПД перед черговим випробовуван-

ням.

Сигнальний пристрій

УС-146

призначений для передачі на повер-

хню сигналу про створення депресії на пласт. Сигнал про створення

депресії передається на поверхню в формі збільшення навантаження на

індикаторі ваги з одночасним просіданням

труб

на 3-8 см.

Принцип

дії

УС полягає в тому, що до передачі депресії на пласт осьове навантаження

передається розміщеним нижче вузлам через масляну подушку.

Відкриття впускного клапана і зменшення тиску під впускним клапаном

під пакером приводять до розгерметизації масляної камери, в резуль-

таті чого шток УС швидко переміщується

вниз,

що відображається на

показах ГІВ і положенні

труб.

6.4. Основні вузли випробовувана пластів

6.4.1. Гідравлічний випробовувач пласта ВПГ

ВПГ

є основним вузлом комплекту випробувального обладнання.

Він призначений для герметичного розділення порожнини пустих або

частково заповнених рідиною бурильних

труб

і затрубного простору при

спуско-підіймальних операціях. При виконанні операцій по виклику

притоку і відновленню тиску за допомогою зрівняльного клапана в вип-

робовувачі вирівнюють тиск над і під пакером, що полегшує спуск і зрив

пакера

виміру КВТ. Одна з головних функцій випробовувача,

який

вхо-

дить в склад багатоциклових випробовувачів пласта (МВГ) - створення

багаторазових депресій (відкритих і закритих періодів), які сприяють

очистці пласта і підвищенню інформації за рахунок запису КВТ після

кожного притоку. Випробовувач пластів багатоциклової ДІЇ має шифр

впм.

Конструкція

випробовувача пласта діаметром 146 мм зображена на

рис.

6.7. Випробовувач складається з корпусних деталей, всередині яких

перемішуються шток 3 з впускним клапаном 14 для впуску рідини з

пласта в труби. В верхній частині перехідника установлено розділювач

5, завдяки якому гідравлічний тиск всередині гальмівної камери

підтримується рівним гідростатичному тиску стовпа промивної рідини

затрубному просторі. При передачі на випробовувач навантаження від

бурильної колони його шток 3 притискується до упорного кільця пор-

шня

6,1 гальмівна рідина з нижньої частини камери

буде

перетікати в

верхню порожнину по кільцевій щілині, яка утворена між стінками ка-

налу і стержнями в поршні 6.

Під

час перетоку рідини шток 3 разом з прийомним клапаном 14 і

гільзою 12 зрівняльного клапана

буде

повільно переміщуватися вниз

відносно корпусу. Таким чином досягається сповільнене закриття

зрівняльного клапана і плавне відкриття прийомного клапана випробу-

вача пласта. В момент, коли герметизуючі кільця поршня 6 виявляться

нижче радіальних отворів перехідника, гідравлічний опір перетоку

рідини

щезає, і шток випробовувача разом з гільзою зрівняльного кла-

___

_______ _ _

______„

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Рис.

6.8. Багатоцикловий випробовувач пластів ВПТ-146

штуцер;

2 -

фільтр;

3 -

шток;

4 - втулка

обмежуюча;

роздіпюючий

поршень;

6-поршень;

7 -

опорний

хомут;

8-стопорна

втулка; 9 -

гальмівна

рідина;

10 -

сальниковий

вкладиш; 11 - гайка;

гільза

зрівняльного

клапана; 13, 15 -

герметизуючі

втулки;

14 -

прийомний

клапан.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

пана

під дією механічного навантаження приходить в граничний нижній

стан.

Цей момент чітко фіксується індикатором ваги на гирлі свердло-

вини,

що є

дуже

важливим показником закриття зрівняльного і

відкриття прийомного (впускного) клапанів випробовувана для

вступу

пластової рідини в бурильні труби. По закінченні заданого часу

відкритого періоду випробування колону бурильних

труб

припідніма-

ють до повного зняття навантаження з пакера. При цьому шток випро-

бовувача разом з прийомним клапаном 14 вільно пєрсувається вверх,

так

як Його виступ відходить від герметизуючого

бурта

упорного кільця

поршня

6. Гальмівна рідина з надпоршневого простору в пІдпоршневий

вільно без гідравлічних втрат перетікає по широкому кільцевому каналу

між штоком 3 і поршнем б.

Після

закриття прийомного клапана розтягуюче зусилля через гіль-

зу 12 зрівняльного клапана передається на корпус випробовувача плас-

тів, жорстко зв'язаний з розташованим нижче розсувним механізмом,

що

попереджує можливість передчасного відкриття зрівняльного клапа-

на.

При повторній передачі на шток випробовувача стискуючого зусилля

прийомний

клапан знову відкриється. Таким чином, шляхом осьових

переміщень колони бурильних

труб

можна багаторазово здійснювати

відкритий і закритий періоди випробування.

6.4.2.

Запорно-обертові клапани

Запорно-обертові клапани (рис. 6.9) призначені для закриття сверд-

ловини

(бурильних

труб,

розташованих вище пакера) після закінчення

періоду притоку з метою запису кривої відновлення тиску (КВТ), а

також для автоматичного заповнення розчином бурильних

труб

при

спуску в свердловину ВПТ (з метою регулювання депресії на пласт при

випробуванні).

Є клапани одинарного (КЗ, ВП) і подвійного перекриття

(ЗП2),

які дозволяють здійснювати відповідно один або два відкритих і

один

або два закритих періоди. Створені також запорно-обертові клапа-

ни

багатоциклової дії

ЗПКМ2.

Управління режимами випробування

(запорним

клапаном) здійснюється обертанням колони бурильних

труб.

Технічна характеристика запорно-обертових клапанів подвійного за-

криття

вміщена в таблиці 6.6.

146

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Рис.

6.9. Запірно-обертовий клапан КЗ-146

грузовий

шток;

2 -

перехідник;

З -

гільза;

4 -

храповик;

5 -

пружина;

6, 7-

сферичні

опори;

8 -

нижня

опора;

9 -

штифт;

10 -гайка; 11-

гвинт; 12 -

штифт;

13 -

корпус;

14 -

верхня

гільза;

15 -

гільза;

16-

клапан;

перевідник;

18-втулка;

19-пружина;

20-клапан;

21-сідло;

осьовий

канал; Б -

радіальні

отвори;

В -

отвір;

Г -

герметизуючі

кільця.

147

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ

Таблиця

6.6

Параметри

Зовнішній

діаметр, мм

Довжина, мм

Робочий

хід, мм

Число

обертів, необхідне для

забезпечення

періодів:

першого закритого

другого

відкритого

другого

закритого

Мінімальний

діаметр

прохідного каналу, мм

Допустиме навантаження

(прир=0...45МПа),кН:

стискуюче

розтягуюче

Допустимий крутильний мо-

мент, кН.м

Зусилля гідравлічної

незріввоваженості

(рг=ЮМПа),Н

Розмір

з'єднуючих різьб

Маса,

кг

ЗП2-

145

146

1517

ЗО

2700

2600-

1150

8600

3-121

167

ЗП2-

127

1510

ЗО

1800

1800-

790

23,3

1960

3-101

135

ЗП2-

1980

ЗО

1000

1000-

900

17,2

3-76

120

ЗП2-

2000

ЗО

600

600-

400

8,6

1310

3-62

ЗП2-

1830

ЗО

250

250-

180

3,4

3-56

6.4.3. Гідравлічні яси

Гідравлічні яси служать для полегшення зняття пакера з місця або

при

ліквідації прихвату хвостовика і фільтра. В залежності від конструк-

тивного виконання яси можна розділити на дві основні групи:

відкритого і закритого типів. Гальмівна камера ясів відкритого типу

з'єднується із затрубним простором і заповнена промивною рідиною.

Розтягуюче зусилля, яке необхідне для їх включення в роботу, залежить

від гідростатичного тиску стовпа бурового розчину в затрубному про-

148

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

сторі. В ясах закритого типу тормоз-камера заповнюється рідиною

(спеціальною,

наприклад, маслом МС-20) І герметично ізолюється від

контакту з буровим розчином.

На

відміну від ясів відкритого типу розтягуюче зусилля, яке не-

обхідне для включення в роботу яса закритого типу, не залежить від

величини

гідростатичного тиску стовпа промивної рідини в затрубному

просторі, що є однією із основних його переваг. Принципова схема яса

закритого типу зображена на рис.

6.10. При передачі стискуючого зу-

силля

рухомий шток 2 із поршнем

займає граничний нижній стан

відносно корпусу 1. Для включення

яса

в роботу на шток 2 через колону

бурильних

труб

передається розтя-

гуюче

зусилля. При цьому шток

своїм виступом притискується до

сідла поршня 3, і тормозна рідина

може перетікати в підпоршневий

простір лише по кільцевій щілині

малого січення. Завдяки цьому

створюється значний гідравлічний

опір перетоку рідини, внаслідок чо-

го нижня частина бурильних

труб

зі

штоком 2 пересувається повіль-

ніше її верхньої частини, і колона

розтягується в межах пружної де-

формації. Після протікання деяко-

го часу поршень 3 виходить в роз-

ширену частину корпусу 1. При

цьому гідравлічний опір перетоку

рідини

миттєво щезає, шток 2 під

дією зусилля пружної деформації

колони

бурильних

труб

різко пере-

сувається в граничний верхній

стан і ударяється виступом в то-

рець

камери. Цей

удар

через кор-

пусні деталі яса передається обладнанню, розташованому нижче. Для

створення

повторного

удару

досить знову передати на шток 2 стискуюче

навантаження,

під дією якого він разом з поршнем вільно повернеться в

граничний

нижній стан, а потім повторити підняття колони бурильних

труб.

6-4.4.

Пакери

механічної дії для випробовувачів пластів

Рис.

6.10. Яс закритого типу

Ці

пакери призначені для герметичного роз'єднання випробовува-

них

пластів з рештою частини стовбура свердловини. Для проведення

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ б.

операцій

в необсажевому стовбурі свердловини використовують пакери

трьох типів: з жорсткою металічною опорою, з розсувною гумовою

опорою і з розсувною металічною опорою.

Принцип

їх дії однаковий і

полягає в тому, що при упорі хвостовика на вибій свердловини або на її

стінки

(з використанням спеціальних якорних пристроїв) на остов па-

кера

створюється механічне стискуюче навантаження, під дією якого

гумовий елемент пакера деформується до щільного притискування його

до стінок свердловини.

Технічні характеристики пакерів вміщені в таблиці 6.7.

Таблиця

6.7

Параметри

Діаметр, мм:

остова

штоку

змінного

гумового елемента

Оптимальне стискуюче наванта-

ження

при пакеруваяні, кН

Допустимий перепад тиску, МПа

Допустиме розтягуюче наванта-

ження

(при перепаді тиску

45МПа),кН

Довжина, мм:

осьова

гумового елемента

Середня

маса, кг

пцг-

146

220; 195;

180; 170

80-120

600

2300

980

180

ПЦГ-95

145; 135;

115; 109

60-80

250

1525

640

ПЦГ-65

92; 87;

78; 67

20-40

150

1410

720

Конструкція

пакера з жорсткою металічною опорою зображена на

рис.

6.11. Гумовий елемент 4 в верхній частиш має металічну головку з

різьбою, через яку його з'єднують з перехідником 3. Під гумовим еле-

ментом встановлена опора 5 відповідного діаметра, накручена на пе-

рехідник 6. За допомогою замкової різьби цей перехідник з'єднується з

фільтром. При створенні механічного стискуючого навантаження пе-

рехідники 1 і 3 зміщуються вниз відносно штоку 2, внаслідок чого

гумовий елемент 4 стискується, перекриваючи стовбур свердловини.

Після

закінчення випробування корпусні деталі пакера під дією розтя-

РОЗДІЛ6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

гуючих

зусиль зміщуються

вгору,

його гумовий елемент вертається в

вихідний стан.

Досвід експлуатації пакерів свід-

чить про те, що для забезпечення

нормальної прохідності при спуску

свердловину їх максимальний

зовнішній

діаметр повинен

бути

1,1-1,15

разів меншим від діаметра

свердловини. На гідравлічний еле-

мент пакера при передачі на нього

механічних зусиль діють також

гідравлічні зусилля, які виникають

при

з'єднанні підпакерної зони з

порожниною

бурильних труб, тоб-

то в момент відкриття прийомного

клапана

випробовувача пластів. Ве-

личина

перепаду тиску утри-

мується гумовим елементом паке-

ра, може досягати 45 МПа.

Рис.

6.11 Пакер з жорсткою мета-

левою опорою

6.4.5.

Опорні якорі

В випадку, коли виникає необхідність розвантажити бурильний

інструмент не на вибій свердловини, а на її стінки, в компоновку вклю-

чаються опорні якорі. При їх застосуванні можна встановлювати пакер

різних інтервалах свердловини в залежності від стану її стовбура і

проводити селективні випробування декількох горизонтів за один спуск

інструменту, а також горизонтів з великим віддаленням від вибою свер-

дловини.

Промисловість випускає такі опорні якорі для роботи в відкритому

стовбурі: ЯК-110/135; ЯК-132/158; ЯК-170/220; ЯК-190/240, і для

роботи в обсажених експлуатаційними колонами діаметром 114, 140 і

168 мм металічні якорі ЯМ-95/114, ЯМ-95/140, ЯМ-95/168.

Опорні

якорі використовуються тоді, коли вибій свердловини знахо-

диться на віддалі більше 50 м від випробовуваного об'єкту, а також при

випробуванні декількох об'єктів за один спуск випробовувача пластів. Це

дозволяє виключити установлення дорогих цементних мостів і значно

скоротити

витрати часу на випробування свердловини.

На

рис. 6.12 зображена принципова схема опорного

якоря,

який

при

роботі з випробовувачамй пластів скручується перехідником 1 з

151

Випробування

перспективних

горизонті»

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

ніппелем 10 пакера ПЦГ-146, ПЦГ-95. При спуску ВПТ в свердловину

упорні плашки 3 знаходяться в зачепленні з фіксатором 4 і

розміщуються в нижній частині конуса 2. Підпружинений планками 6

центратор якірного пристрою при спуску ковзає по стінці свердловини,

а гвинтом 8, розташованим в пазі втулки 9, утримується від пе-

реміщення

вгору вздовж штока 7. Поштовхувач упорних плашок З

розміщений

нижче фіксаторів і скручений з обоймою 5.

Для приведення опорного якоря в робочий стан на необхідній гли-

бині

треба виконати такі операції: підняти колону

труб

на І -2 м; ротором

повернути колону

труб

на півтора-два

оберти вправо, щоб вивести гвинт 8 із

зачеплення

в фасонному пазі втулки 9;

плавно

опустити бурильну колону і роз-

вантажити її до

120-150

кН. При цьому

шток

рухається вниз відносно центра-

тора, який за рахунок тертя планок 6

утримується на стінці свердловини, а

поштовхувач відтискує фіксатор 4 і пе-

реміщує упорні плашки 3 по направля-

ючих пазах конуса. Упорні плашки при

подальшому

русі

штока 7 входять в кон-

такт зі стінкою свердловини і затормо-

жують

ковзання якірного пристрою

вниз.

моменту впровадження упорних

плашок

в стінки свердловини осьове на-

вантаження

на пакер сприймається

упорними

плашками і передається на

стінки

свердловини. При знятті пакера

місця його установлення осьове на-

вантаження

знімається натягом колони

бурильних

труб,

шток переміщується

вверх відносно центратора якоря, гвинт

входить у фігурний паз гільзи і фіксує

центратор якорного пристрою. Упорні

плашки

під дією власної ваги опуска-

ються по направляючих пазах конуса і

входять в зачеплення з фіксатором. При

послідовному випробуванні

двох

або

більше об'єктів на один спуск-підйом

якорний

пристрій установлюється ви-

ще (або нижче) випробовуваного

інтервалу підйомом (або спуском) пев-

ного числа

труб

і виконанням операцій,

_________

і аналогічних описаним вище.

Рис.

6.12. Якірний пристрій

152

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Застосування якорів забезпечує точну прив'язку пакера до

досліджува-

ного пласта, виключає з компоновки випробовувача пластів хвостовики

витрати на встановлення цементних мостів при випробуванні з селек-

тивним

роз'єднанням пластів незалежно від

віддалі

до вибою свердло-

вини.

Якорі застосовуються в комплексі з ВПТ для дослідження відкри-

того стовбура свердловин діаметром 118; 140; 145; 190; 214; 215,9 мм і

обладнанням для ремонту свердловин, ображених колоною діаметра-

ми

140; 146; 168; 219; 245мм.

Основні

технічні дані якорів приведені в таблиці 6.8.

Таблиця

6.8

Параметри

Діаметр якоря, мм

по

заклинюючому

вузлу,

не

більше

по

планках фрикціона, не

більше

по

максимальному вихо-

ду, не менше

Осьове стискуюче наван-

таження

на заклинюючий

вузол якоря, кН, небільше

Осьове розтягуюче наван-

таження

на якір, кН, не

більше

Середній контактний

тиск,

який передається на

стінки

свердловини (ко-

лони),

МПа, не більше

Приєднуючі різьби:

верхня (муфта)

нижня

(ніпель)

Довжина якоря, мм, ЇІЄ

більше

Маса

якоря, кг, не більше

ЯК-

110/135

ПО

135

350

180

100

3-76

2600

100

як-

132/158

132

158

550

200

100

3-76

2600

140

ЯК-

170/220

170

220

900

350

3-121

3800

210

ЯК-

190/240

190

240

1100

420

3-121

2800

250

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ б.

Заклинюючий

вузол являє собою конусну обойму, по пазах якої

переміщуються планки для передачі осьового зусилля на стінки сверд-

ловини

і закріплення якоря. Нерегульованого переміщення плашок під

час спуску і підйому Інструменту в свердловині не допускають деталі

вузла синхронізації. Заклинюючі плашки якоря виводяться в робочий

стан при звільненні штока в замковому пристрої. Фрікціон якоря,

з'єднаний

з замковим пристроєм, утримує всі

рухомі

деталі якоря в

нерухомому стані при русі штока вверх або вниз. Планки фрікціона

забезпечують первісне тертя якоря на стінках свердловини (колони) під

час спуско-піднімальних робіт операцій, перевод якоря з транспортного

стану в робочий обертанням вправо на півтори-два оберти

труб

і плавну

посадку колони

труб

вниз до закріплення якоря на стінці свердловини.

Під

час цієї операції фрікціон утримується на місці за рахунок тертя об

стінки

колони (гірської породи), а шток, звільнений від зачеплення в

замковому пристрої, рухається вниз, звільнюючи цангу синхронізато-

ра, товкачі якого пересувають заклинюючі плашки в пазах обойми до

жорсткого закріплення в породі або на стінці колони під дією стискую-

чого осьового навантаження, яке створюється вагою колони труб.

6.4.6.

Механічний пакер ПМ

Пакер

ПМ (рис. 6.13) складається з

двох

частин: гумового елемента

13 і опорного якоря

15-34.

Він служить для роз'єднання досліджуваного

об'єкта

і створення опори випробовуючому інструменту в свердловині.

В верхній частині пакер має корок 1, перехідник, який складається з

кінцевої муфти 2 і патрубка 3 під елеватор, перехідника 4, який накру-

чено на шток 14, і корпус-центратор 5 з установленою всередині нього

силовою пружиною 6. На товстостінному штоці 14, виконаному з шліце-

в'ими

проточками, розташовані верхній і йижній вузли металічного пе-

рекриття,

між якими знаходиться гумова ущільнююча гільза (пакер) 13.

Наявність

вузлів механічного перекриття дозволяє використовувати

ущільнюючу

гільзу

меншої довжини і спростити технологію її виготов-

лення,

підвищити зносостійкість гуми, особливо при установці пакера в

кавернозних

тріщинних колекторах.

Верхній вузол металічного перекриття складається з обойми 7, в якій

зібрані взаємоперекриваючі плашки 8. На внутрішній поверхні плашок

похилі зрізані виступи. По діаметру плашок виконано пази, в яких

встановлені замкнуті кільцеві пружини 11, які закриті покришками 9 на

гвинтах 10, що попереджує випадання плашок з обойми гвинт 12.

Взаємне перекриття плашок досягається ступеневими зрізами їх кінців.

Нижній

вузол металічного перекриття відрізняється від верхнього

конфігурацією обойми 15.

Вузол

попереднього упора включає конусну

обойму 16 і плашки 17, які можуть рухатися по пазах обойми. Плашки

знаходяться в зачепленні з фіксаторами 19. За допомогою пружини 21

вони

встановлюються в пазах перехідника 18 і підтискаються гайкою 24

гвинтами 20 і 23. Фіксатори попереджують

вхід

упорних плашок в

154

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонте

процесі

буріння

робочий стан при спуску пакера в

сердловину.

Вузол

товкача скла-

дається з штока 33, гільзи 29,

з'єднаної з опорами 25 і ЗО. Між

опорами

і направляючою 28

розміщені планки 26 з пружинами

27, які забезпечують тертя планок

по

стінках свердловини. Нижня

опора

ЗО з'єднана гвинтом 31 і

гільзою 32, яка має фігурний виріз

яка взаємодіє з гвинтами 34 на

штоку 33. Фіксоване становище

гільзи з вирізом і гвинтом попе-

реджує

переміщення вузла товкача

22 до штока.

Установка пакера виконується

таким

чином. На потрібній гли-

бині

в свердловині інструмент

піднімається на 1-2 м і після пово-

роту вправо на 1,5-2 оберти плавнії

опускається вниз. Зусилля тертя

підпружинених планок 26 утримує

вузол товкача на стінці свердлови-

ни,

а шток 33 з гвинтами 34, які

вийшли

після

руху

вверх-вправо-

вниз

із зачеплення з гільзою 32,

переміщується вниз. Рух вниз при-

водить до утоплення фіксаторів 19

товкачем 22, звільненню плашок

17 від зачеплення з фіксаторами і

переміщенню плашок по пазах ко-

нусної обойми до зчеплення з

гірською породою (стінкою сверд-

ловини).

Створення

осьового навантаження приводить до стиску пружини 6 і

взаємодії штока 14 з виступами плашок 8. Це забезпечує додаткове

перекриття

кільцевого простору свердловини металічними деталями,

попереджує затікання і защемлення деформованої гумової

ущільнюючої втулки 13, яка роз'єднує інтервал випробування. При

знятті

осьового навантаження і

рухові

штока вверх вузол металічного

перекриття

під дією зусилля пружини 6 переміщується в вихідний стан

відносно штока, а кільцеві пружини зсувають плашки в середині обойм.

Плашки

вузла попереднього упора при русі вниз по конусній обоймі

приймають транспортний стан і входять в зачеплення з фіксаторами.

Гвинт 34, рухаючись вверх з штоком 33, автоматично попадає в

фігурний виріз втулки 32.

Рис.

6.13. Механічний пакер ПМ

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

Технічна характеристика пакерів ПМ

РОЗДІЛ 6.

Таблиця

6.9

Тип

пакера

Діаметр, мм:

свердловини

зовнішній пакера

Максимальний

вихід, мм:

упорних плашок

підпружиненнх плашок

плашок

металевого перекриття в

робочому стані

внутрішнього штока

Осьове навантаження, кН

Перепад тиску, МПа

Довжина, мм

Маса, кг

Приєднуюча різьба

ПМ-1-170/190

190.

170

210

186 ±1

80-120

3150

220

3-133

ПМ-1-190/214

214

190

234

210 ±1

80-120

3250

250

3-133

6.4.7.

Пакери

гумово-металевого

перекриття

ПГМП-1

Призначення

цього пакера аналогічне іншим пакерам. Пакер може

спускатися з якорним пристроєм і може виконувати функції нижнього

пакера. На відміну від серійного пакера ПЦ пакер ПГМП-І має вузли

металевого перекриття кільцевого простору, що в значній мірі підвищує

надійність герметизації і зносостійкість гумового елемента.

Після

створення упора в свердловині хвостовиком або якорним при-

строєм шток 13 (рис. 6.14) рухається вниз і висуває плашки 8 ме-

талічного перекриття, між якими стискається гумова ущільнююча

гільза 12. Повернений плашок перекриття відбувається після зняття

навантаження і

ходу

штока вверх. Передача моменту обертання

здійснюється через шліцеве з'єднання між нижньою частиною штока і

обоймою 14 з патрубком 16. Роль шпонок виконують гвинти 15.

156

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

-16

-І?

-18

Рис. 6.14.

Пакер

гумово-металевого

перекриття

ПГМП-1-170/190:

І,

18-заглушки;

муфта;

3, 16 -

патрубки;.

4, 17 -

перехідники;

корпус-центратор;

пружина;

7, 14 -

обойми;

- плашка;

9, 11,

15-гвинти;

10 -

кінцева

пружина;

12 -

ущільнююча

втул-

ка;

13-шток.

Технічна характеристика цих пакерів вміщена в таблиці 6.10.

Таблиця

6.10

Тип

пакера

Діаметр, мм:

свердловини

зовнішній пакера

ПГМП-1-

170/190

190

170

ПГМП-1-

190/214

214

190

157

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

РОЗДІЛ 6.

пластів, то внутрішня порожнина

буде

залишатися ізольованою від за-

трубного простору.

Принцип

роботи безпечного замка такий. У випадку прихвату пакера

через колону бурильних

труб

передають обертове зусилля на шток 2,

Потім

інструмент навантажують і шток 2, перемістившись в крайній

нижній

стан, обертається вправо разом з грундбуксою 3 на 120°. Після

цього інструмент припіднімають, шток 2 зміщується на пазах в верхній

стан і прокручується ще на 120°. Таким чином, при створенні зусилля

кручення

і поворотно-поступових

рухів

шток 2 прокручується разом з

групдбуксою 3, яка через

ліву

різьбу з'єднана з корпусом. Через 12

повних

обертів групдбукса від'єднується від корпусу, шток 2 вільно вий-

мається з корпусу і обладнання піднімають зі свердловини.

6.4.10.

Гирлове обладнання

Для проведення робіт з трубними випробовувачами гирло свердло-

вини

обв'язується згідно зі схемою, зображеною на рис. 6.17. Зокрема,

Набикид

Рис.

6.17. Спрощена схема обв'язки гирла свердловини:

1-заглушка;

2 -

гирлова

головка;

3, 10 -

крани

високого

тиску;

шарнірне

з'єднання;

5 -

труба

високого

тиску; 6 -

хрестовина;

7-манометр;

8 -

роз'єднувач;

9-вентиль;

11 -

штуцерна

камера.

160

РОЗДІЛ 6.

Випробування

перспективних

горизонтів

процесі

буріння

така схема включає монтаж гирлової

головки і її обв'язку з насосними аг-

регатами і може застосовуватися

тоді, коли умови випробування до-

зволяють довготривало (більше 1 го-

дини)

витримувати випробовуюче

обладнання

в свердловині при запа-

керованому стовбурі. Це в першу чер-

гу відноситься до умов проведення

робіт в обсажених свердловинах, а та-

кож

у відкритому стовбурі перспек-

тивних горизонтів, коли допу-

скається

довготривале стояння на

притоці

і ставиться мета дослідити

випробуваний пласт при різних ре-

жимах його роботи. Гирлова головка

зображена на рис. 6.18. В корпусі 5

розміщений

корковий кран 8,

який

служить для з'єднання або

роз'єднання

гирлового маніфольду з

трубами. Герметичність

труб

в за-

критому стані забезпечується

ущільнюючими гумовими кільцями

4, 6, 9. На торцях корка 12 є поглиб-

лення

під шестигранний ключ, яким

закривають або відкривають

кран.

Шайба

7, яка закріплена на корпусі

гвинтами,

дозволяє установити ко-

рок

12 в необхідному стані (відкрито-

закрито).

В нижній частині корпусу вгвинчено стовбур 2, на

який

одяг-

нена

хрестовина 3 з різьбами для з'єднання з гирловим маніфольдом. В

верхній частині стовбура розміщена заглушка 1. При необхідності

замість неї можна під'єднувати показуючий манометр. Між корпусом 5

хрестовиною 3 розміщено шаровий підшипник, завдяки якому можна

обертати корпус зі стовбуром без обертання хрестовини. Для монтажу

гирлового маніфольда передбачена хрестовина, на якій є проточка під

елеватор.

Вага

всієї колони бурильних або насосно- компресорних

труб

сприймається

роликовим підшипником гирлової головки.

6.5. Випробовувані пластів на кабелі

При

роботі випробовувача пластів на кабелі виконуються такі опе-

рації:

а) ізоляція невеликої випробовувальної ділянки на стінці свердлови-

ни

від решти частини стовбура за допомогою селекторного притискного

герметичного елемента;

Рис.

6.18. Гирлова головка