Устройство для испытания пластов

 

Изобретение относится к бурению скважин на нефть и газ и служит для испытания перспективных горизонтов в процессе бурения с дистанционным и автономным измерением параметров. Для повышения качества и надежности испытания скважин устройство снабжено размещенной над тормозной пружиной переключающей пружиной, установленной между тормозной и переключающей пружинами упорной втулкой, силовым поршнем и установленной в корпусе гильзой с фигурным ступенчатым пазом, а шток выполнен с шлицевым выступом, размещенным в пазу гильзы, при этом обратный клапан размещен во впускном отверстии корпуса, в корпусе выполнена силовая камера, а силовой поршень размещен в силовой камере корпуса. 7 ил.

Изобретение относится к отраслям промышленности, ведущим бурение скважин на нефть, газ, воду, и служит для испытания перспективных горизонтов в процессе бурения с дистанционным и автономным измерением параметров.

Известно устройство для испытания пластов, состоящее из пакера, ступенчатого корпуса, турбобура или трубы, долота, седла для установки турбинных манометров, седла для установки шариков, с целью вытеснения в трубах пластового флюида и промывочной жидкости [1] В корпусе устройства установлены втулки уравнительного и впускного клапанов, перекрывающие радиальные каналы корпуса, Эти втулки образуют с корпусом камеры, сообщающиеся через каналы с затрубным пространством. Корпус пакера образует с его штоком буферную камеру. На устье установлен кран, соединенный с верхним концом бурильных труб, и манометр. Седло, служащее для установки шарика, связано с корпусом устройства срезной шпилькой, причем втулка впускного клапана имеет форму стакана и выполнена с радиальными каналами.

Недостатками устройства являются: низкий коэффициент пакеровки (коэффициент перекрытия); необходимость движения потока бурового раствора через радиальные каналы устройства при бурении и при замене содержимого бурильных труб по окончании испытания; необходимость передачи на долото осевой механической нагрузки, превышающей по величине нагрузку, необходимую для разбуривания породы; отсутствие возможности перекрытия потока на забое для создания закрытых периодов испытания; отсутствие возможности дистанционного измерения забойного давления (давления в подпакерной зоне скважины) при испытании.

Известен также аппарат контроля скважин, включающий корпус, соединенный с колонной труб и долотом; несущий гидравлический пакерный элемент; уплотненную муфту, перекрывающую циркуляционные отверстия; контрольный клапан, включающий пружину сжатия; средства прохода флюида для сообщения полости нагнетаемого пакерного элемента с полостью колонны труб и с пространством скважины над и под пакером и полости колонны труб с исследуемым пластом (осевой, радиальные, коаксильные каналы, обратный клапан, шпиличный клапан); устройство для перекрытия осевого канала [2] Недостатками аппарата являются: высокая сложность системы перемещения флюида при нагнетании и опорожнении пакерующего элемента, исследовании пласта и выравнивания 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 без подъема долота с обеспечением дистанционного измерения параметров исследуемых пластов.

Данное устройство обеспечивает возможность исследования в многопластовых залежах нескольких объектов в процессе одного долбления.

При испытании объектов с помощью предлагаемого устройства из технологических операций исключаются:
подъем колонны бурильных труб с долотом;
спуск с испытателем;
подъем испытателя;
спуск долотом.

При средней глубине скважин на осуществление перечисленных операций требуется порядка 36 ч.

Один час задалживания буровой установки в ценах 90-го года стоит ориентировочно 55 руб.

Таким образом, при испытании одного объекта предлагаемым устройством может быть достигнута экономия, равная
55·36 1980 руб.

где 36 ч средняя продолжительность времени испытания.

При широком внедрении предлагаемого устройства для испытания пластов положительный эффект может быть увеличен во многие десятки раз.

Ориентировочный расчет экономической эффективности выполнен без учета сокращения времени между вскрытием и испытанием пласта, что является важным фактором обеспечения вызова притока, и без учета возможности регистрации параметров в реальном масштабе времени на поверхности, обеспечивающей контроль работы глубинных клапанных систем, оптимизацию процесса исследования пласта, оперативность выдачи заключения и принятия решения по дальнейшему введению работ.

Поставленная цель достигается тем, что средства, перекрывающие впускные отверстия устройства, дополнительно снабжены переключающей пружиной, упорной втулкой, размещенной между тормозной и переключающей пружинами, гильзой с фигурным ступенчатым пазом, причем уравнительный канал выполнен в штоке коаксильным с радиальными отверстиями, шток содержит шлицевой выступ, взаимодействующий с фигурным ступенчатым пазом гильзы, обратный клапан установлен во впускном отверстии, а корпус содержит силовую камеру с размещенным в ней силовым поршнем в варианте с уплотнительным элементом механического сжатия. 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 для испытания пластов, а признать заявляемое решение соответствующим критерию "Существенные отличия".

На фиг. 1 изображен общий вид предлагаемого устройства для испытания пластов в положении при бурении; на фиг. 2 то же, при нагнетании его пакерующего элемента; на фиг. 3 то же, в положении при открытом периоде испытания; на фиг. 4 -то же, в положении при закрытом периоде испытания; на фиг. 5 развертка фигурного ступенчатого паза гильзы; на фиг. 6 компоновка бурильной колонны с предлагаемым устройством для испытания пластов; на фиг. 7 пакер в варианте с уплотнительным элементом механического сжатия.

Предлагаемое устройство (фиг. 1-4) включает корпус, соединенный с колонной труб и долотом; пакерный элемент; уравнительные, нагнетательные и впускные отверстия для прохода флюида и сообщения полости нагнетаемого пакерного элемента с полостью колонны труб и с пространством скважины над, под пакером и с исследуемым пластом; а также средства, перекрывающие циркуляционные и впускные отверстия.

Корпус устройства включает корпус пакера 1, переводники 2-4.

Пакер содержит уплотнительный элемент 5, образующий с корпусом 1 камеру 6; осевое уплотняемое отверстие 7; радиальные нагнетательные 8 и уравнительные 9 и 10 отверстия: упорный торец 11; присоединительные резьбы 12 и 13.

В корпусе 1 размещены шпонки 14. Нижняя часть пакерующего элемента 5 размещена в подвижной муфте 15, выполненной с уплотнением 16 и шлицевым пазом 17. В полости муфты 15 размещена пружина 18, упирающаяся внизу в торец 19 муфты 15 и вверх в торец шпонки 14.

Полый переводник 2 содержит присоединительные резьбы 13 и 20.

Корпусной переводник 3 выполнен с осевыми уплотнительным отверстием 21, отверстиями 22 и 23, упорными торцами 24 и 25, расточкой 26 и присоединительными резьбами 20 и 27.

Корпусной переводник 4 выполнен со шлицевыми пазами 28, упорным торцом 29, осевыми каналами 30 и присоединительными резьбами 27 и 31.

В осевом канале 30 корпусного переводника 4 размещена гильза 32, содержащая фигурный ступенчатый паз 33 и шлицевые выступы 34, взаимодействующие с шлицевыми пазами 28 переводника 4.

В осевом уплотняемом отверстии 7 корпуса пакера 1, полости переводника 2, осевом уплотнительном отверстии 21 переводника 3 и полости 35 гильзы 32 подвижно размещены жестко соединенные между собой резьбой 36 штоки 37 и 38.

Штоки 37 и 38 имеют общий впускной канал 39, разделенный выточкой 40 и взаимодействующий с радиальным впускным каналом 41 штока 38 и впускными отверстиями 22 и 23, выполненными в корпусном переводнике 3.

Штоки 37 и 38 имеют общее осевое отверстие 42, выполненное с упорным плечом 43, уплотняемой поверхностью 44 и стопорной расточкой 45.

Шток 37 имеет уравнительные отверстия 46-49 и нагнетательные отверстия 50 и 51. Отверстия 47, 48, 49 выполнены с возможностью взаимодействия соответственно с уравнительным 9, нагнетательным 8 и уравнительным 10 отверстиями, выполненными в корпусе 1 пакера. Отверстия 50 и 51 выполнены с возможностью взаимодействия с нагнетательными отверстием 8 пакера.

Шток 37 имеет выступы 52-59, на которых установлены уплотнения 60-67, и выступ 68 с упорными торцами 69 и 70. Между выступами 53 и 54, 55 и 56, 56 и 57, 58 и 59 выполнены соответственно выточки 71, 72, 73 и 74, являющиеся соответственно продолжением каналов 47, 51, 48 и 49.

Во впускном канале 39 штока 37 установлен обратный клапан 75.

Шток 38 содержит выступы 76 и 77, уравнительное отверстие 78, соединяющее осевое отверстие 42 штока 38 с полостью камеры 79, с целью выравнивания давления между ними, и шлицевой выступ 80, взаимодействующий с фигурным ступенчатым пазом 33 гильзы 32.

На выступах 76 и 77 штока 38 установлены уплотнения 81 и 82, между ними выполнена выточка 83, являющаяся продолжением выпускных каналов 39 и 41.

Полости штоков 37 и 38 уплотнены уплотнениями 84 и 85, полость корпуса устройства уплотняется уплотнениями 86-88. Обратный клапан снабжен уплотнением 89.

В камере 79 устройства размещены: втулка 90, содержащая упорные торцы 91-93; тормозная пружина 94, упирающаяся в торец 24 переводника 3 и торец 91 втулки 90; переключающая пружина 95, имеющая усилие начала ее сжатия большее чем усилие максимального сжатия тормозной пружины 94 и упирающаяся в торец 92 втулки 90 и торец 69 штока 37.

Фигурный ступенчатый паз 33 гильзы 32 (фиг. 5) выполнен с возможностью фиксации выступа 80 штока 38 в следующих положениях:
а исходное, соответствующее проведение обычных B операций по бурению;
б при нагнетании пакерующего элемента;
m.m_i при открытых периодах испытания;
n.n_i при закрытых периодах испытания;
b.b_i промежуточные при переходе на открытый период испытания;
r.r_i промежуточные при переходе на закрытый период испытания;
q вспомогательное, предшествующее выходу в исходное положение.

Компоновка низа бурильной колонны и схема обвязки вспомогательных устройств (фиг. 6) при работе с предлагаемым устройством для испытания пластов включает пакер 1; переводник 2; переводник 3; переключатель 4; съемное клапанное устройство испытателя пластов 96, перекрывающее осевой канал 42 штоков 37, 38 (фиг. 2, 3, 4), со стопором 97, упорным торцем 98, уплотнением 99 и приборным комплексом 100, 101 (фиг. 6); долото 102; колонну бурильных труб 103 с ее внутренней полостью 104; устьевую головку 105 с линией закачки сжатого газа 106 и выкидной линией 107; лубрикатор 108; направляющий ролик 109; каротажный кабель 110; подъемник 111; каротажную станцию 112; установку для закачки газа 113 (например АГУ-8К); кольцевое пространство над пакером 114 и подпакерное пространство 115 скважины 116.

Клапанное устройство 96 имеет известное устройство и поэтому подробно не раскрывается.

Пакер 1 с уплотнительным элементом механического сжатия (фиг. 7) содержит корпус 117 с уплотнениями 118, силовой поршень 119 с уплотнениями 120, уплотнительный элемент 121 с опорами 122, переводник 123, пружину 124 и шток 125. Между корпусом 117 и штоком 125 образована силовая камера 126.

Устройство для испытания пластов работает следующим образом.

В компоновке низа бурильной колонны устройство устанавливается над долотом 112 (турбобуром, расширителем или утяжелительными бурильными трубами), жестко соединяясь с ним с помощью резьбы 31, как показано на фиг. 6. К верхнему концу устройства с помощью резьбы 12, присоединяется также жестко колонна бурильных труб 113.

В процессе спуска, осуществления операций, связанных с бурением скважины, устройство находится в положении, показанном на фиг. 1. При этом жестко соединенные между собой штоки 37 и 38 будучи подпертыми пружиной 94, упирающейся в торец 24 переводника 3 и торец 91 втулки 90, и пружиной 95, упирающейся в торец 92 втулки 90 и торец 69 выступа 68 штока 37, находятся в крайнем верхнем положении. Перемещение штоков 37 и 38 вниз предотвращается усилиями предварительного сжатия пружин 94 и 95, их движению вверх препятствует упор торца 70 выступа 68 штока 37 в торец 11 корпуса 1 пакера.

Осевое отверстие 42 штоков 37 и 38 открыто и через него производится циркуляция промывочной жидкости. Обратный клапан 75 закрыт.

Уравнительный канал 46, выполненный в штоке 37, соединен отверстиями 47, 48 и 49 соответственно с уравнительным 9, нагнетательным 8 и уравнительным 10 отверстиями корпуса пакера 1.

Давление столба бурового раствора, заполняющего кольцевое пространство 114 скважины, передается в камеру 6 пакера 1.

Нагнетательные отверстия 50 и 51 штока 37 изолированы от нагнетательного отверстия 8 корпуса пакера 1 и от камеры 6 пакера соответственно уплотнениями 63 и 64, установленными на выступах 55 и 56 штока 37. Благодаря этому уплотнительный элемент 5 пакера находится в исходном уравновешенном состоянии.

Впускные каналы 39 штоков 37, 38 и 41 изолированы уплотнителями 81 и 82, установленными на выступах 76 и 77 штока 38.

В данном исходном положении шлицевой выступ 80 штока 38 находится в положении "а" шлицевого фигурного ступенчатого паза 33 гильзы 32 переключателя (фиг. 5).

Для проведения испытания объекта в верхнюю трубу бурильной колонны 103 на каротажном кабеле 110, пропущенном через направляющий ролик 109, лубрикатор 108, устьевую головку 105, помещается съемное клапанное устройство 96 испытателя пластов. Эта труба соединяется с бурильной колонной. Съемное клапанное устройство 96 спускается в полость 104 колонны труб на глубину на 30-50 м, меньшую глубину нахождения пакера 1. Затем в полость труб через линию закачки газа 106 с помощью установки 113 закачивается под давлением газ (например азот). При испытании пластов с аномально высокими пластовыми давлениями в скважинах, бурящихся с применением тяжелых буровых растворов, когда для создания заданной депрессии на пласт достаточно замена в трубах бурового раствора на воду, в трубы с помощью цементировочных агрегатов закачивается вода.

Давление закачки P (избыточное давление в трубах) определяется величиной заданного снятия противодавления с пласта, намеченного к испытанию, и равно этой величине.

По достижению избыточного давления P закачка прекращается, и съемное клапанное устройство спускается к месту его установки.

По достижению упором 98 устройства 96 упорного выступа 43, выполненного в отверстии 42 штока 37 (фиг. 3), движение устройства 96 прекращается. Его уплотнение 99 размещается в уплотняемой расточке 44 отверстия 42 и разобщает полости, расположенные над и под ним. Стопорный механизм 97 устройства 96 размещается в стопорной расточке 45 отверстия 42 и замыкает его в таком положении.

Затем в полости 104 колонны бурильных труб 103 закачкой газа (воды) производится повышение избыточного давления до величины P₁, достаточной для сжатия пружины 94 и обеспечения уплотнительным элементом 5 герметичной пакеровки ствола скважины. Следует иметь в виду, что при этом усилие G, действующие на штоки 37 и 38 и через них на пружину 94, равно
G 0,785·D²·[(P_mp + P₁) P₂]
где P_mp гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей трубы;
P₂ гидростатическое давление столба промывочной жидкости, заполняющей скважину.

Втулка 90 вместе с штоками 37 и 38 движется вниз, пружина 94 сжимается до упора торца 93 втулки 90 в торец 24 переводника 3. После этого движение втулки 90 и штоков 37, 38 прекращается; пружина 95 в связи с ее более высоким начальным усилием сжатия остается в исходном растянутом состоянии. Шлицевой выступ 80 штока 38, взаимодействующий с фигурным ступенчатым пазом 33 переключающего устройства, перемещается в пазу из положения "а" в положение "б" (фиг. 5). При таком положении уравнительные отверстия 46-49 штока 37 являются отсеченными от уравнительных 9 и 10 и нагнетательного 8 отверстий корпуса 1 пакера уплотнениями 61, 62, 64, 65, 66 и 67. Впускные отверстия 39 и 41 штоков 37, 38 изолированы уплотнениями 81 и 82 и обратным клапаном 75.

Нагнетательные отверстия 50 и 51 штока 37 соединены с отверстием 8 и камерой 6 пакера 1 (фиг. 2).

Давление P₁, переданное в полость 104 колонны труб 103, действует на упругий уплотнительный элемент 5, обеспечивающий герметичное разобщение кольцевого пространства 114 и подпакерного пространства 115 ствола скважины 116.

При работе с уплотнительным элементом механического сжатия 121 (фиг. 7) давление P₁ через нагнетательные каналы 50, 51 и 8 передается в силовую камеру 126 и действует на силовой поршень 119, который сжимает уплотнительный элемент 121, обеспечивая герметичную пакеровку ствола скважины.

По достижении герметичной пакеровки в полости 104 колоны бурильных труб 103 закачкой газа (воды) избыточное давление повышается до величины P₂, на величину ΔP, равную (P₂ P₁), достаточную для преодоления усилия максимального сжатия пружины 95.

Усилие G₁, действующее на шток сверху-вниз, в данном случае будет равно произведению площади поперечного сечения штоков 37 и 38 по диаметру D на разность давлений в полости 104 и подпакерном пространстве 115 скважины 116:
G₁ 0,785·D²·[(P_mp + P₂ - P₂)]
По достижении требуемой величины усилия G₁ шлицевой выступ 80 штока 38 переместится в шлицевом пазу 33 из положения "б" в положение "в" (фиг. 5).

Затем давление в полости 104 колонны труб 103 снижается до величины P₁, и пружина 95 перемещает штоки 37 и 38 до замкнутого положения "m" шлицевого выступа 80 в пазу 33, соответствующего открытому периоду испытания.

В таком положении (фиг. 3):
уравнительные отверстия 46-49 штока 37 являются изолированными от уравнительных 9 и 10 и нагнетательного 8 отверстий паркера уплотнениями 61, 62, 64, 65, 66 и 67;
нагнетательные отверстия 50 и 51 штока 37 изолированы от нагнетательного 8 и уравнительного 10 отверстий уплотнениями 63 и 64;
впускные отверстия 39 и 41 штоков 37, 38 соединены с выпускными отверстиями 22 и 23, выполненными в переводнике 3;
обратный клапан 75 не препятствует движению потока из подпакерного пространства 115 скважины 116 в полость 104 колонны труб 103.

Для вывоза притока из пласта избыточное давление в трубах снижается до атмосферного (P_атм), при этом обеспечивается заданная депрессия на пласт, и пластовый флюид через отверстия долота 102, полость 35 гильзы 32, впускные отверстия 22 и 23 переводника 3 и 41, 39 штока 38, расточку 40, обеспечивающую возможность смещения относительно друг друга отверстий 39 штоков 38 и 37 при их свинчивании, обратный клапан 75 поступает в полость 104 колонны труб 103.

По окончанию времени открытого периода испытания в полости 104 труб 103 вновь создается давление, равное P₂ (за вычетом гидростатического давления столба пластового флюида, отобранного в трубы).

При этом шлицевой выступ 80 штока 38 перемещается из положения "m" в положение "в₁" и после снижения давления до P_атм в положение "n", соответствующее закрытому периоду испытания (фиг. 4). При закрытом периоде испытания:
уравнительные отверстия 46-49 штока 37 остаются изолированными от уравнительных 9 и 10 и нагнетательного 8 отверстий уплотнениями 61, 62, 64, 65, 66 и 67;
нагнетательные отверстия 50 и 51 штока 37 изолированы от нагнетательного 8 и уравнительного 10 отверстий уплотнениями 63 и 64;
впускные отверстия 39 и 41 штоков 37 и 38 изолированы от впускных отверстий 22 и 23 переводника 3 уплотнением 82;
осевой канал 42 штоков 37 и 38 перекрыт съемным клапанным устройством 96.

По окончании заданного времени закрытого периода испытания в полости труб 104 создается избыточное давление , при этом усилие, действующее на штоки 37 и 38 сверху-вниз, будет равно
,
где P_пл пластовое давление.

Под действием этого усилия выступ 80 штока 38 переместится в пазу 33 гильзы 32 из положения "n" в положение "в₃" и затем после снятия давления в полости труб 104 до атмосферного в положение "m₁", соответствующее второму открытому периоду испытания.

Повторяя описанные манипуляции с давлением в трубах, можно создать несколько (по необходимости) открытых и закрытых периодов испытания (положение выступа 80 штока 38 в пазу 33 гильзы 32 от "m" до "m_i" и от "n" до "n_i").

По окончании последнего (заданного по количеству циклов) закрытого периода испытания производится повышение избыточного давления в трубах до величины и снятие его до атмосферного. При этом выступ 80 штока 38 вначале перемещается в пазу 33 гильзы 32 в положение "q" и затем в исходное положение "а", соответствующее проведению обычных операций по бурению (фиг. 5). Уравнительный канал 46 штока 37 через отверстия 47, 48, 49 соединяется соответственно с уравнительным 9, нагнетательным 8 и уравнительным 10 отверстиями корпуса 1 пакера (фиг. 1). Выравнивается давление в кольцевом и подпакерном пространствах скважины, в полости 6 пакера 1. Подвижная муфта 15 пакера с помощью пружины 18 возвращает резиновый элемент 5 в исходное растянутое опорожненное состояние.

При использовании пакера с уплотнительным элементом механического сжатия (фиг. 7) вышеописанным путем выравнивается давлением в подпакерном и надпакерном пространствах скважины и в силовой камере 126 пакера; пружины 124 возвращают силовой поршень 119 в исходное положение, резиновый элемент 121 пакера принимает свою первоначальную форму.

Происходит разгерметизация ствола скважины. В полости, расположенной под съемным клапанным устройством 96, устанавливается давление P₂ столба промывочной жидкости, заполняющей скважину.

Для устранения препятствия освобождению съемного устройства 96 необходимо выравнять давление над ним и под ним. Для этого после перевода штоков 37 и 38 в исходное положение в полости 104 труб 103 создается избыточное давление P₃, равное по величине разности гидростатических давлений столбов промывочной жидкости, заполняющей скважину (P₂), и жидкости, заполняющей трубы (P_тр) в конце испытания.

Натяжением каротажного кабеля 110 освобождается и поднимается в верхнюю трубу колонны 103 устройство 96 с приборным комплексом 100 и 101.

Путем обратной циркуляции через отверстие 42 штоков 37 и 38 производится замена содержимого труб промывочной жидкостью 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 отвинчивается верхняя бурильная труба, из нее извлекается съемное клапанное устройство 96, от этой трубы отвинчиваются лубрикатор 108 и устьевая головка 105, и производится без подъема колонны бурильных труб очередное долбление.

Формула изобретения

Устройство для испытания пластов, содержащее корпус с впускными, нагнетательными и уравнительными отверстиями, соединенный с колонной труб и долотом, установленный на корпусе уплотнительный элемент, полый шток с седлом под съемную пробку и тормозной пружиной, телескопически установленный в корпусе с возможностью перекрытия при осевом перемещении штока отверстий корпуса, и обратный клапан, отличающееся тем, что оно снабжено размещенной над тормозной пружиной и переключающей пружинами упорной втулкой, силовым поршнем и установленной в корпусе гильзой с фигурным ступенчатым пазом, а шток выполнен с шлицевым выступом, размещенным в пазу гильзы, при этом обратный клапан размещен во впускном отверстии корпуса, в корпусе выполнена силовая камера, а силовой поршень размещен в силовой камере корпуса.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7