Устройство для испытания скважин Советский патент 1981 года по МПК E21B49/00 

1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промьшшенности, а именно к устройствам для испытания скважин.

Известно устройство для испытания пластов, примененяемое в процессе бурения без подъема бурильного инструмента fl .

В этой конструкции отбор пластового флюида осуществляют в пробоотборник, спускаемый в колонну бурильных труб, объем которого ограничен ввиду ограниченности размеров и веса пробоотборника. Поэтому, это устройство позволяет отбирать небольшой объем пластового флюида и оно предназначено для исследований пластов небольшой мощности.

Известно устройство..для испытания пластов без подъема бурильного инструмента и долота. Устройство Состоит из ступенчатого корпуса с радиальными каналами, штока, пакера и уравнительного клапана, выполненного в виде перекрывакидих радиальные каналы корпуса втулки, образующей с корпусом камеру, сообщаЛяцуюся с затрубньом пространством. В этом устройстве после вскрытия бурением исследуемого .пласта и пакеровки скважины осуществляют отбор пластового флюида непосредственно в колонну труб 2.

Однако при испытании газоносных или газосодержащих пластов отсутствие специального устройства, перекры ваняцего зону испытания в процессе вытеснения отобранного пластового флюида на поверхность, приводит к поступлению газа из подпакерной зоны

0 в трубы и его смешивание с вытесняющим буровым раствором, поступившим из затрубного пространства. В результате при испытаний газоносных пластов с высоким пластовым давлением

5 могут возникать трудно регулируемые сложные технологические процессы и вытеснение отобранной пробы, а также выравнивание давления над и под пакером будет затруднено.

0

Цель изобретения - повышение надежности испытания газоносных пластов с высоким пластовым давлением за счет перекрытия зоны испытания в процессе вытеснения отобранной пробы

5 на поверхность.

Поставленная цель достигается тем, что устройство снабжено жестко связанным с корпусом поршнем, который размещен внутри втулки уравнитель0ного клапана, выполнен с осевым и

адиальными каналами и имеет в нижей части осевого канала обра.тный лапан.

На фиг. 1 показано устройство в процессе отбора пластового флюида в колонну труб и восстановления давления, продольный разрез, на фиг. 2 то же, в процессе вытеснения пластового флюида ив колонны труб на поверхность до выравнивания давления над и под пакером.

Предлагаемое устройство состоит из пакерукнцего элемента 1, размещенного между ступенчатым корпусом 2 и штоком 3, имекяцего возможность осевого перемещения относительно корпуса, уравнительного клапана, выполненного в виде втулки 4, разме1:;енной внутри корпусной детали 5, турбобура или трубы 6, долота 7. внутри втулки 4 размещен поршень 8, жестко связанный сверху с корпусной деталью. В поршне имеются осевой А и радиальные Б и В каналы, постоййно сообщенные между собой. В нижней части поршня предусмотрен, клапан 9, связанный с осевым каналом А и подпружиненный снизу пружиной 10. Нижняя часть втулки 4 выполнена в виде поршня 11. При таком конструктивном исполнении обеспечивается перекрытие зоны испытания в процессе вытеснения, отоб-, ранной пробы из внутренней полости труб на поверхность и выравнивания давления над и под пакером. Перед испытанием скважины к верхнему концу колонны труб 12 устанавливают устьевой кран 13.

В процессе бурения скважины корпус 2 удерживается от перемещения относительно штока 3 усилием возникшего в буферной камере 14 под Действием перепада давления в трубах и внутри буферной камеры. Давление внутри буферной камеры равно или близко атмосферному давлению. Крутящий момент на долото передается через шлицевое соединение корпуса 2 и штока 3, размещенного в буферной камере 14.

В процессе бурениявтулка 4 уравнительного клапана находится под действием перепада давления в внутритрубном и затрубном пространствах в верхнем положении относительно корпусной детали 5 и перекрывает канал Г, а кансш Б пeJ5eкpывaeтcя поршнем 11, Буровой раствор проходит через кольцевое пространство, образованное между поршнем 8 и втулкой 4, канал Д, шток 3., далее через трубу или турбо0ур 6 и долото 7 выходит в эатрубное пространство,

. После вскрытия бурением намеченного к испытанию интервала, бурение останавливают и к верхнему концу колонны труб устанавливают устьевой кран 13., Внутрь труб срускают на тросе или кабеле через ролик 15

глубинный манометр 16 (датчик давления) и другие приборы. Осуществляют герметизацию устья. С помощью насоса или компрессора через кран 17 закачивают внутрь колонны труб определенное количество воды, или другую облегченную смесь, чтобы создать достаточную депрессию на пласт. Кран 17 закрывают. Осуществляют пакеровку скважиНы созданием осевой нагрузки на нижн1рю часть колонны труб, превышаквдей удерживающее усилие буферной камеры 14, для сжатия пакера и герметизации призабойной зоны. При этом корпусные детали 2 и 5, также поршень 8 перемещаются вниз. .

Для вызова притока из пласта кран 17 открывают. Перепад давления в зр.трубном и внутритрубном пространстве через канал Е и камерУ 18 воздействует на втулку 4 и перемещает ее вниз. Поршень 11 входит в шток пакера и герметизирует кольцевое пространство между штоком 3 и поршнем 8. Открывается канал Б. Пластовый флюид из подпакерного пространс(ва через каналы В, А и Б поступает во внутреннюю полость колонны труб. После извлечения из пласта определенного количества пластового флюида для регистрации восстановления давления кран 17 закрывают. Глубинный манометр, ранее фиксировавший поступление пластового флюида из пласта, регистрирует восстановление давления. Давление в трубах в процессе притока пластового флюида и восстановления давления контролируют поверхностным манометром 19.

Натяжением колонны труб 12 снимают осевую нагрузку на пакерующий элемент 1. В результате корпусные детали 2 и 5 и поршень 8 перемещаются вверх относительно штока 3, а втулка 4 под действием перепада давления в трубном и затрубном пространстве перемещается вниз до упора, открывая канал Г и закрывая канал В. При этом происходит перекрытие потока, поступившего пластового флюида из подпакерной зоны. После открытия крана 17 промывочная жидкость из затрубного пространства через канал Г поступает во внутреннюю полость труб 12 и вытесняет отобранную пробу на поверхность. В процессе вытеснения отобранной пробы на поверхность, как только давление в трубах над пакером превышает давление под пакером, клапан 9 перемещается вниз, сжимая пружину 10 и открывая проходной канал. Промывочная жидкость через каналы Б, А и Ж поступает в подпакерную зону, задавливая в пласт . оставшегося в подпакерной зоне пластового флюида (газ или жидкость) и осуществляя полное выравнивание давления над и под пакером и распакеровку скважины. С помощью троса или кабеля производят подъем глубииного манометра 16 .(датчика и других приборов) на поверхность.

Если нет необходимости в повторном испытании, осуществляют подъем инструмента. В тех случаях, когда долото не срабатывает и есть необходимость в бурении и испытании нижележащего интервала, операцию повторяют в вышеописанной последовательности,

Гфименение предлагаемого устройства позволит проводить исшлтание в процессе бурения без подъема долота с отбором пластового флюида в колонну труб не только нефтеносных или водоносных пластов, но газоносных или газосрдержащйх пластов.

Возможность полного перекрытия потока пластового флюида в подпакерной зоне в процессе вытеснения отобранной пробы на поверхность, позволит уменьшить время выравнивания давлег ния над и под пакером и проводить испытания в белее безопасных условй-г ях. В результате чего будет достиг нут значительный технико-экономический и геологический эффект при испытании скважин. .

Формула изобретения

I Устройство для испытания скважин,

включающее ступенчатый корпус с радиальными каналами, шток, пакер и уравнительный клапан, выполненный в виде втулки, перекрывающей радиальные каналы корпуса и образующей с ним камеру, сообщающуюся с затрубньш пространством, отличающеес я тем, что, с целью повышения

0 надежности и испытания газоносных пластов с высоким пластовым давлением за счет перекрытия зоны испытания в процессе вытеснения отобранной пробы на поверхность, устройство 5 снабжено жестко связанным с корпусом поршнем, который размещен внутри втулки уравнительного клапана, выполнен с осевым и радиальными каналами и имеет в нижней части осевого кангша обратный клапан.

0

Источники информации, принятые BOv внимание при экспертизе

1.Ясашин A.M. и Яковлев А.И. Исшлтание скважин, М., Недра, 1973, с. 168-169.

5

2.Авторское свидетельство СССР по заявке 2185158,

кл. Е 21 В 49/00, 28.10.75.

/J

19

n

Г

7f

%gK%

г

to

K

W