Испытатель пластов

 

Использование: изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для испытания перспективных горизонтов в процессе бурения без подъема долота с дистанционным измерением забойных параметров. Сущность изобретения: испытатель пластов содержит пакер с корпусом, переключающий механизм, переводник и газовую камеру. Пакер имеет радиальные нагнетательное и уравнительное отверстия. В осевом уплотняемом отверстии пакера, полостях переключающего механизма и переводника подвижно установлены полые штоки. В корпусном переводнике переключающего механизма размещена втулка с фигурным ступенчатым пазом, взаимодействующим со стержнями и фиксирующим их в нескольких рабочих положениях. В полости переводника на штоке установлена тормозная пружина. В полости газовой камеры размещен дифференциальный поршень, разделяющий газовую камеру на камеру высокого давления и атмосферную камеру. Шток имеет седло для посадки и уплотнения съемного клапанного устройства. В испытателе пластов имеются кольцевые нагнетательный канал и осевой канал, используемый также в качестве уравнительного. В верхней части штока выполнен фиксирующий механизм съемного клапанного устройства в виде стопорных шаров. Имеется компенсатор объема и давления, спускаемый в трубы на каротажном кабеле. Использование изобретения повышает качество и надежность испытания скважин в процессе бурения. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и служит для испытания перспективных горизонтов в процессе обучения без подъема долота с дистанционным измерением забойных параметров.

Известно устройство для исследования пластов в процессе бурения, содержащее корпус, на котором установлен пакерный элемент, и съемный блок с фиксирующим механизмом для размещения в корпусе, включающий насос и контейнер с пробоотборной камерой и измерительными приборами; устройство снабжено установленной концентрично в корпусе подпружиненной ступенчатой втулкой и связанными с ней и с пакерным узлом штангами, причем втулка выполнена с конической внутренней поверхностью и полым хвостовиком; корпус имеет храповую нарезку, а фиксирующий механизм съемного блока выполнен в виде зацепного элемента для взаимодействия с храповой нарезкой корпуса. Недостатками устройства являются: ограниченный приток пластового флюида, что не обеспечивает дренирования удаленной зоны пласта и получения представительной пробы пластового флюида; затруднения в интерпретации получаемых результатов; необходимость использования в компоновке специального глубинного насоса и контейнера с промежуточной пробоотборной камерой, что снижает надежность проведения качественного испытания.

Известен также аппарат контроля скважин [2] содержащий связанный с колонной труб корпус с нагнетательными и уравнительными отверстиями, установленный на корпусе гидравлический уплотнительный элемент, установленный в корпусе телескопически связанный с ним полый шток с тормозной пружиной и седлом, гильзу, образующую с корпусом нагнетательный и уравнительный каналы, съемный механизм и фиксатор съемного клапанного механизма в седле полого штока. Недостатками аппарата являются: высокая сложность системы перемещения флюида при нагнетании и опорожнения пакерующего элемента, исследовании пласта и выравнивании давления, что снижает надежность его работы; необходимость осуществления нескольких рейсов в скважине специальных устройств для обеспечения циркуляции и извлечения перекрывающего устройства; отсутствие возможности перекрытия потока пластового флюида на забое, с целью создания закрытых периодов испытания; отсутствие возможности использования приборов для дистанционного измерения параметров исследуемого пласта и отбора герметизированных проб пластового флюида.

Целью изобретения является повышение качества и надежности испытания скважин в процессе бурения.

Технико-экономическими преимуществами предлагаемого испытателя пластов являются: сокращение времени между вскрытием и испытанием пласта; возможность получения практически неограниченного притока пластового флюида в трубы;
регистрация параметров пласта в реальном масштабе времени на поверхности;
возможность исследования в многопластовых залежах нескольких объектов в процессе одного долбления;
исключение подъема и спуска колонны труб с испытателем пластов при испытании одного объекта.

Поставленная цель достигается тем, что испытатель пластов снабжен подвижным в осевом направлении гидравлически уравновешенным поршнем, размещенным под тормозной пружиной и образующим с корпусом камеру атмосферного давления и камеру, заполненную газом под давлением, установленной в корпусе с возможностью вращения втулки со стержнями, а шток выполнен с фигурным ступенчатым пазом, в котором размещены стержни, при этом фиксатор съемного клапанного механизма размещен на полом штоке, а клапанный механизм выполнен с выступом для взаимодействия с фиксатором съемного клапанного механизма. Кроме того, испытатель пластов снабжен компенсатором объема и давления, спускаемым в трубы на каротажном кабеле. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна".

Анализ известных технических решений в исследуемой области позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с существенными отличительными признаками в заявляемом устройстве, и признать предлагаемое решение соответствующим критерию "существенные отличия".

На фиг. 1 показан общий вид предлагаемого испытателя пластов в положении при бурении; на фиг. 2 общий вид испытателя пластов при нагревании пакерующего элемента; на фиг. 3 общий вид испытателя пластов в положении при открытом периоде испытания; на фиг. 4 развертка фигурного паза; на фиг. 5 - компоновка бурильной колонны с предлагаемым испытателем пластов и схема обвязки вспомогательных устройств при работе с ним; на фиг. 6 компенсатор давления, спускаемый в трубы вместе со съемным клапанным устройством и геофизическим комплексным прибором.

Предлагаемый испытатель пластов (фиг. 1, 2, 3) включает гидравлический (надувной) пакер с корпусом 1, переключающий механизм 2, переводник 3 и газовую камеру 4.

Пакер 1 содержит уплотнительный элемент 5, образующий с его корпусом камеру 6, осевое уплотняемое отверстие 7, радиальные нагнетательное 8 и уравнительные 9, 10 и 11 отверстия, расточку 12, упорный торец 13. Корпус пакера имеет присоединительные резьбы 14 и 15.

В осевом уплотняемом отверстии 7 пакера, полостях переключающего механизма 2 и переводника 3 подвижно установлены полые штоки 16, 17, 18, 19 и 20.

В корпусном переводнике переключающего механизма размещены втулка 21 с фигурным пазом 22, жесткосоединенная со штоками 17, 18 и имеющая упорный торец 23, втулка 24 с отверстиями для рабочих стержней 25, подшипники 26 и установочная втулка 27 с упорным торцем 28. Корпусной переводник переключающего механизма имеет присоединительные резьбы 15 и 29.

В полости переводника 3 на штоке 20 установлены тормозная пружина 30 и упорная втулка 31 с упорным торцем 32. Между штоками 19 и 20 закреплено упорное кольцо 33.

В полости газовой камеры 4 размещен дифференциальный поршень 34, разделяющий газовую камеру на камеру высокого давления 35 и атмосферную камеру 36.

Газовая камера содержит приспособление 37, 38 для ее наполнения газом и опорожнения. Корпус ее содержит присоединительные резьбы 29 и 39.

По всем штокам и дифференциальному поршню проходит осевой канал 40. Шток 16 имеет суженную уплотняемую часть 41 и упорную часть 42 (седло), служащие для посадки и уплотнения съемного клапанного устройства.

На штоке 16 неподвижно относительно него расположена гильза 43, содержащая радиальные нагнетательные отверстия 44 и 45 и образующая с внешней цилиндрической поверхностью штока 16 кольцевой нагнетательный канал 46.

Гильза 43 образует с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса пакера 1 кольцевой канал 7, используемый в качестве уравнительного канала.

В верхней части штока 16 выполнен фиксирующий механизм съемного клапанного устройства в виде стопорных шаров 47.

Шток 20 выполнен с разгрузочными радиальными отверстиями 48 и упорным торцем 49.

Дифференциальный поршень 34 выполнен с упорными торцами 50 и 51.

Устройство снабжено рабочими подвижными уплотнениями 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60 и неподвижными уплотнениями 61, 62, 63, 64, 65, 66, уплотняющими полость испытателя пластов.

Фигурный ступенчатый паз 22 втулки 21 (фиг. 4) выполнен с возможностью фиксации стержней 25, размещенных во втулке 24, в следующих положениях:
а исходное, соответствующее проведению обычных операций по бурению;
б при нагревании пакерующего элемента;
в промежуточное, предшествующее переходу в замкнутое положение;
г замкнутое, обеспечивающее создание открытых и закрытых периодов испытания путем натяжения и ослабления каротажного кабеля;
д промежуточное, предшествующее выходу в исходное положение.

Компоновка низа бурильной колонны и схема обвязки вспомогательных устройств (фиг. 5) при работе с предлагаемым испытателем пластов включает:
пакер 1;
переключающий механизм 2;
переводник 3;
газовую камеру 4;
съемное клапанное устройство 67, спускаемое в скважину на каротажном кабеле 68 с комплексным геофизическим прибором 69 типа "Напор" или другим известным комплексным прибором и компенсатором объема и давления 70 (приведенных на фиг. 6);
долото 71;
колонну бурильных труб 72 (с ее внутренней полостью 73);
устьевую промывочную головку 74 (с линией закачки сжатого газа 75 и выкидной линией 76);
лубрикатор 77;
направляющий ролик 78;
подъемник 79;
каротажную станцию 80;
установку для закачки газов 81.

В схеме отмечены кольцевое пространство скважины, расположенное над пакером 82 и подпакерное пространство 83.

Съемное клапанное устройство 67 (фиг. 2, 3), спускаемое в скважину на каротажном кабеле 68, состоит из герметизирующей головки 84 с радиальными клапанам и 85, 86 и осевым каналом 87, уплотнением 88, кольцевым выступом 89. Головка 84 телескопически связана с затвором 90, имеющим радиальные впускные каналы 91 и уплотнения 92, 93, 94 и 95.

Головка 84 образует с затвором 90 атмосферную камеру 96.

Через все съемное клапанное устройство 67 к комплексному прибору 69 проходят сигнальные жилы 97.

Компенсатор объема и давления 70 (фиг. 6) содержит: корпус 99, клапан 100, переводники 101 и 102, камеру 103.

Предлагаемый испытатель пластов работает следующим образом.

Перед спуском в скважину его камера высокого давления 35 (фиг. 1, 2, 3) заполняется азотом до давления P_А.

P_А P_пак k k₁;
где P_пак давление пакеровки в реальных условиях, равное 6-10 МПа;
k коэффициент, учитывающий разность площадей рабочего штока по диаметру D₁ и дифференциального поршня по диаметру D₂;
k₁ коэффициент, отражающий изменение температуры от нормальной до температуры на забое скважины.

В компоновке низа бурильной колонны испытатель пластов устанавливается над долотом 71, жестко соединяясь с ним с помощью резьбы 39. К верхнему концу испытателя с помощью резьбы 14 подсоединяется также жестко колонная бурильных труб 72 (как показано на фиг. 5).

В процессе спуска и осуществления бурения испытатель находится в положении, показанном на фиг. 1.

При этом его штоки 16, 17, 18, 19 и 20 и закрепленная между ними втулка 21 с фигурным пазом 22, будучи подпертыми пружиной 30 через упорное кольцо 30, находятся в крайнем верхнем положении. Пружина 30 верхним концом упирается в упорное кольцо 33, а нижним в упорную втулку 31, которая своим упорным торцем 32 упирается в упорный торец 50 дифференциального поршня 34.

Перемещение штоков 16, 17 и 18 вверх ограничивается упором 23 втулки 21 в торец 13 корпуса пакера 1.

Усилие пружины 30 используется для удержания штоков 16, 17, 18, 19 и 20 от перемещения вниз под действием перепада давления, возникающего в осевом канале 40 при прокачке промывочной жидкости.

Дифференциальный поршень 34 находится в крайнем верхнем положении, подпираемый давлением азота, с усилием, всегда значительно превышающим усилие сжатия пружины 30, и удерживает на себе от перемещения вниз упорную втулку 31.

Между торцем 49 штока 20 и торцем 51 дифференциального поршня 34 образован зазор "l", равный величине хода штоков 16, 17, 18, 19 и 20 с гильзой 43 и втулкой 21, необходимого для соединения нагнетательных каналов 44, 45, 46 с нагнетательным каналом 8 пакера 1 (фиг. 1).

Отверстие 48 выравнивает давление в нижней полости испытателя пластов.

Полость 6 пакера 1 соединена с надпакерным 82 и подпакерным 83 (фиг. 5) пространством скважины с помощью уравнительных каналов 10, 7, 9 и 11 и нагнетательного канала 8. Пакер находится в уравновешенном состоянии.

Нагнетательные каналы 45 и 8 разобщены уплотнением 56.

В данном исходном положении рабочие стержни 25, установлены во втулке 24, находятся в положении "а" шлицевого фигурного паза 22 втулки 21 (фиг. 4).

Перед проведением испытания к съемному клапанному устройству 67 подсоединяется геофизический прибор "Напор" 69, к которому, в свою очередь, присоединяется компенсатор объема и давления 70. Затем эта сборка на каротажном кабеле 68 спускается в скважину на глубину, на 30-50 м меньшую глубины расположения его седла (поз. 41, 42). Промывочная головка 74 соединяется с линиями закачки газа 75 и выкидной 76. Затем в полость труб с помощью установки 81 закачивается под давлением газ (азот или воздух). Давление закачки P (избыточное давление в трубах) определяется величиной заданного снятия противодавления с пласта, намеченного к испытанию, и равно этой величине. Избыточное давление при закачке может быть значительно снижено путем закачки подушки газа, на которую закачивается буровой раствор или техническая вода, вытесняемые при снятии противодавления подушкой газа.

При испытании пластов с аномально высокими давлениями в трубы с помощью цементировочных агрегатов закачивается техническая вода.

По достижении избыточного давления P, закачка прекращается, и съемное клапанное устройство 67 с геофизическим прибором 69 и компенсатором объема и давления 70 опускается к месту его установки.

По достижении кольцевым выступом 89 герметизирующей головки 84 упорного выступа 42 штока 16 (фиг. 2), движение приборной сборки прекращается, уплотнение 88 герметизирующей головки 84 размещается в уплотнительной расточке 41 штока 16, осевое отверстие 40 перекрывается, расположенные над и под уплотнением 88 полости разобщаются, выступ 89 размещается под стопорными шарами 47.

Затем избыточное давление в трубах повышается закачкой газа (воды) до величины P₁, достаточной для сжатия пружины 30 и обеспечения уплотнительными элементами 5 герметичной пакеровки ствола скважины. При этом усилие G, действующее на штоки 16, 17, 18, 19 и 20 и дифференциальный поршень 34, будет равно:
G 0,785 D² [(P_тр. + P₁) P₂]
где P_тр. гидравлическое давление столба жидкости, заполняющей трубы;
P₂ гидравлическое давление столба промывочной жидкости, заполняющей скважину.

Втулка 21 вместе со штоками 16, 17, 18, 19 и 20 движется вниз, пружина 30 сжимается до упора торца 49 штока 20 в торец 51 дифференциального поршня 34. После этого движение втулки 21 со штоками прекращается. До достижения давления величины P₁ дифференциальный поршень 34 остается в исходном верхнем положении. Рабочие стержни 25 втулки 24, взаимодействующие с фигурным пазом 22 втулки 21 переключающего механизма 2, перемещаются в пазу из положения "а" в положение "б" (фиг. 4). При таком положении уравнительные отверстия 10 и 11 корпуса пакера 1 разобщаются с полостью 6 пакера нагнетательным отверстием 8 и полостью испытателя пластов уплотнителями 53, 54, 55, 56, 57 и 58. Нагнетательные каналы 44, 45 и 46 соединяются с нагнетательным отверстием 8 корпуса пакера 1. Выпускные отверстия 86 герметизирующей головки 84 и 91 затвора 90 разобщены уплотнением 93 (фиг. 2).

Давление P₁, переданное в полость 73 колонны труб 72, действует на уплотнительный элемент 5, обеспечивающий герметичное разобщение кольцевого пространства 82 и подпакерного пространства 83.

По достижении герметичной пакеровки, в полости 73 колонны труб 72 закачкой газа (воды) избыточное давление повышается до величины P₂ на величину ΔP, равную (P₁-P₂), достаточную для сжатия газа в газовой камере 35.

Усилие G₁, действующее на штоки сверху, в данном случае будет равно произведению площади поперечного сечения рабочих штоков по диаметру D на разность давлений в полости 73 и подпакерном пространстве 83:
G₁ 0,785 D²[(P_тр. + P₂)-P₂]
По достижении требуемой величины G рабочие стержни 25 втулки 24, взаимодействующие с фигурным пазом 22 втулки 21, перемещаются в пазу из положения "б" в положение "в" (фиг. 4).

При испытании слабопроницаемых объектов, когда движению дифференциального поршня и штоков вниз припятствует замкнутая под пакером промывочная жидкость, и давление под пакером повышается, открывая клапан 100 компенсатора объема и давления (фиг. 6), отрегулированный на давление открытия, на 3,0-5,0 МПа превышающее гидростатическое давление ствола промывочной жидкости, заполняющей скважину, и принимающий в себя объем жидкости, вытесняемый дифференциальным поршнем, обеспечивая беспрепятственное движение рабочего органа испытателя пластов.

Затем давление в полости 73 труб снижается до величины P₁, и дифференциальный поршень 34 под действием давления сжатого газа, заполняющего камеру 35, перемещает штоки 20, 19, 18, 17 и 16 с втулкой 21 переключающего механизма вверх до замкнутого положения "г" рабочих стержней 25 в пазу 22 (фиг. 4).

В таком положении (фиг. 3):
шток 16 увлекает шары 47 в суженную часть проточки корпуса 1 пакера, которые фиксируют герметизирующую головку 84 в отверстии 40 штока 16, воздействуя на ее кольцевой выступ 89;
уравнительные отверстия 10 и 11 корпуса пакера 1 разобщены с полостью 6 уплотнительного элемента и полостью испытателя пластов уплотнениями 53, 54, 56, 58;
нагнетательные клапаны 44, 33, 45 разобщены с нагнетательными отверстиями 86 и уравнительным клапаном 7 уплотнениями 55 и 56;
впускные отверстия 86 и 91 (фиг. 2) изолированы друг от друга уплотнением 93.

Для вызова притока из пласта избыточного давления в трубах снижается до атмосферного, при этом обеспечивается заданная депрессия на пласт.

Путем натяжения каротажного кабеля 68 затвор 90 съемного клапанного устройства приподнимается вверх до совмещения приемных отверстий 86 и 91. Через канал 40 рабочих штоков, радиальные отверстия 85, 86 и осевой канал 87 герметизирующей головки 84, а также через радиальные отверстия 91 затвора 90 открывается доступ пластового флюида в полость труб 73.

По окончании заданного времени открытого периода испытания, под действием перепада давления (между P_ами в камере 96 съемного устройства и P_тр.) устраняется натяжение каротажного кабеля, затвор 90 возвращается в крайнее нижнее положение, разобщая приемные отверстия 86 и 91.

Повторяя манипуляции с натяжением и ослаблением каротажного кабеля, можно создать несколько (требуемое количество) открытых и закрытых периодов испытания.

По окончании последнего (заданного по количеству циклов) закрытого периода испытания, производится повышение избыточного давления в трубах до величины и плавное снятие его до атмосферного.

При этом усилие, действующее на рабочий орган испытателя пластов сверху-вниз, будет равно:

где P_пл пластовое давление.

При этом рабочие стержни 25 вначале перемещаются в пазу 22 втулки 21 в положение "д", а затем в исходное положение "а", соответствующее проведению операций по бурению. Полость 6 пакера 1 соединяется с надпакерным 82 и подпакерным 83 пространствами скважины с помощью уравнительных радиальных отверстий и каналов 10, 7, 9 и 11 и нагнетательного канала 8. Нагнетательные каналы 45 и 8 разобщаются уплотнением 50. Пакер возвращается в уравновешенное состояние.

Стопорные шары 47 возвращаются в исходное положение и освобождают съемное клапанное устройство от его зафиксированного состояния.

Для устранения возможности самопроизвольного выталкивания съемного клапанного устройства 67 из отверстия 40 штока 16 при возвращении пакера в исходное состояние и выравнивании давления в надпакерном и подпакерном пространствах скважины (при P_тр. <P), при плавном снятии давления в трубах, каротажный кабель следует держать под небольшой натяжкой и съемное устройство приподнять на несколько метров над его седлом сразу же после того, как только оно освободится, обеспечив свободный проход промывочной жидкости из подпакерного пространства в трубы.

Путем обратной циркуляции через осевое отверстие 40 испытателя пластов производится замена содержащего труб промывочной жидкости из кольцевого пространства скважины. По окончании этой операции, путем прямой или обратной циркуляции может быть произведено выравнивание бурового раствора.

После вытеснения из труб пластового флюида и выравнивания бурового раствора, съемное клапанное устройство поднимается и извлекается из труб, лубрикатор и промывочная головка отвинчиваются. Производится, без подъема колонны бурильных труб, очередное долбление.

Формула изобретения

1. Испытатель пластов, содержащий связанный с колонной труб корпус с нагнетательным и уравнительным отверстиями, установленный на корпусе гидравлический уплотнительный элемент, установленный в корпусе телескопически связанный с ним полый шток с тормозной пружиной и седлом, гильзу, образующую с корпусом нагнетательный и уравнительный каналы, съемный клапанный механизм и фиксатор съемного клапанного механизма в седле полого штока, отличающийся тем, что он снабжен подвижным в осевом направлении гидравлически уравновешенным поршнем, размещенным под тормозной пружиной и образующим с корпусом камеру атмосферного давления и камеру, заполненную газом под давлением, установленной в корпусе с возможностью вращения втулкой со стержнями, а шток выполнен с фигурным ступенчатым пазом, в котором размещены стержни, при этом фиксатор съемного клапанного механизма размещен на полом штоке, а клапанный механизм выполнен с выступом для взаимодействия с фиксатором съемного клапанного механизма.

2. Испытатель пластов по п.1, отличающийся тем, что он снабжен компенсатором объема и давления, спускаемым в трубы на каротажном кабеле.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6