RU2078924C1

RU2078924C1 - Formation tester

Info

Publication number: RU2078924C1
Application number: RU93027042A
Authority: RU
Inventors: М.П. Снежко; В.Р. Сильвестров; В.Б. Бурдо
Original assignee: Внедренческая научно-производственная фирма "НефтеТестСервис"
Priority date: 1993-05-12
Filing date: 1993-05-12
Publication date: 1997-05-10

Abstract

FIELD: mining industry; applicable in testing of promising horizons in course of drilling without lifting of drill bit with remote measurement of bottom hole parameters. SUBSTANCE: formation tester has packer with body, switching mechanism, sub and gas chamber. Packer has radial pressure and equalizing holes. Hollow rods are installed movably in axial sealed hole of packer, hollows of switching mechanism and sub. Body sub of switching mechanism accommodates bushing with shaped stepped recess engageable with rods and fixing the rods in several working positions. Braking spring is installed on the rod in sub hollow. Gas chamber hollow accommodates differential piston separating gas chamber into high-pressure and atmospheric-pressure chamber. Rod has seat for seating and sealing of removable valve device. Formation tester has circular pressure channel and axial channel used also as equalizing channel. Rod upper part has fixing mechanism of removable valve device in form of retaining balls. There is a compensator of volume and pressure. It is run into pipes on logging cable. EFFECT: higher quality and reliability of well testing in course of well drilling. 2 cl, 6 dwg

Description

Изобретение относится к горной промышленности и служит для испытания перспективных горизонтов в процессе обучения без подъема долота с дистанционным измерением забойных параметров. The invention relates to the mining industry and is used to test perspective horizons in the learning process without raising the bit with remote measurement of downhole parameters.

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.A device for studying reservoirs during drilling is known, comprising a housing on which a packer element is mounted and a removable block with a locking mechanism for placement in the housing, including a pump and a container with a sampling chamber and measuring instruments; the device is equipped with a spring-loaded step sleeve mounted concentrically in the housing and rods connected with it and with a packer assembly, the sleeve being made with a conical inner surface and a hollow shaft; the housing has a ratchet thread, and the locking mechanism of the removable block is made in the form of a hook element for interaction with ratchet thread of the housing. The disadvantages of the device are:
limited inflow of formation fluid, which does not provide drainage of the remote zone of the formation and obtain a representative sample of formation fluid;
difficulties in interpreting the results;
the need to use a special deep pump and container with an intermediate sampling chamber in the layout, which reduces the reliability of the quality test.

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.A well control apparatus [2] is also known, comprising a housing connected to a pipe string with injection and equalization holes, a hydraulic sealing element mounted on the housing, a hollow rod telescopically connected to it with a brake spring and a saddle, a sleeve forming an injection and equalizing sleeve with the housing channels, a removable mechanism and a latch of a removable valve mechanism in the saddle of the hollow stem. The disadvantages of the apparatus are:
the high complexity of the fluid transfer system during injection and emptying of the packer element, reservoir analysis and pressure equalization, which reduces its reliability;
the need for several flights in the well of special devices to ensure circulation and removal of the overlapping device;
the lack of the ability to block the flow of reservoir fluid at the bottom to create closed test periods;
the inability to use instruments for remote measurement of the parameters of the investigated formation and the selection of sealed samples of the reservoir fluid.

Целью изобретения является повышение качества и надежности испытания скважин в процессе бурения. The aim of the invention is to improve the quality and reliability of testing wells during drilling.

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.The technical and economic advantages of the proposed formation tester are:
reduction of time between opening and testing the formation;
the possibility of obtaining an almost unlimited inflow of formation fluid into the pipes;
registration of reservoir parameters in real time on the surface;
the possibility of research in multilayer deposits of several objects in the process of one hammering;
the exception of the ascent and descent of the pipe string with the formation tester when testing one object.

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". This goal is achieved in that the formation tester is equipped with an axially movable hydraulically balanced piston placed under the brake spring and forming an atmospheric pressure chamber and a chamber filled with gas under pressure, installed in the housing with the possibility of rotation of the sleeve with rods, and the rod is made with a curly stepped groove in which the rods are placed, while the latch of the removable valve mechanism is placed on the hollow stem, and the valve mechanism is made with a protrusion for interaction Via a removable retainer valve mechanism. In addition, the formation tester is equipped with a volume and pressure compensator lowered into the pipes on the wireline. Thus, the claimed technical solution meets the criterion of "novelty."

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". An analysis of the known technical solutions in the studied area allows us to conclude that there are no signs similar to the essential distinguishing features in the claimed device, and to recognize the proposed solution as meeting the criterion of "significant differences".

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. In FIG. 1 shows a general view of the proposed formation tester in the drilling position; in FIG. 2 is a general view of the formation tester when the packer element is heated; in FIG. 3 is a general view of the formation tester in position with an open test period; in FIG. 4 scan of a figured groove; in FIG. 5 - layout of the drill string with the proposed formation tester and the layout of the auxiliary equipment strapping when working with it; in FIG. 6 pressure compensator, lowered into the pipes together with a removable valve device and a geophysical complex device.

Предлагаемый испытатель пластов (фиг. 1, 2, 3) включает гидравлический (надувной) пакер с корпусом 1, переключающий механизм 2, переводник 3 и газовую камеру 4. The proposed formation tester (Fig. 1, 2, 3) includes a hydraulic (inflatable) packer with a housing 1, a switching mechanism 2, a sub 3 and a gas chamber 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. The packer 1 contains a sealing element 5, forming a chamber 6 with its housing, an axial sealing hole 7, radial discharge 8 and equalizing holes 9, 10 and 11, a bore 12, an end face 13. The packer body has connecting threads 14 and 15.

В осевом уплотняемом отверстии 7 пакера, полостях переключающего механизма 2 и переводника 3 подвижно установлены полые штоки 16, 17, 18, 19 и 20. In the axial sealing hole 7 of the packer, the cavities of the switching mechanism 2 and the sub 3, the hollow rods 16, 17, 18, 19 and 20 are movably mounted.

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. A sleeve 21 with a figured groove 22, rigidly connected to the rods 17, 18 and having a thrust end 23, a sleeve 24 with holes for the working rods 25, bearings 26 and a mounting sleeve 27 with a thrust end 28 is placed in the housing sub of the switching mechanism. The housing sub of the switching mechanism has connecting threads 15 and 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. In the cavity of the sub 3 on the rod 20, a brake spring 30 and a thrust sleeve 31 with a thrust end 32 are installed. A thrust ring 33 is fixed between the rods 19 and 20.

В полости газовой камеры 4 размещен дифференциальный поршень 34, разделяющий газовую камеру на камеру высокого давления 35 и атмосферную камеру 36. In the cavity of the gas chamber 4, a differential piston 34 is placed separating the gas chamber into a high-pressure chamber 35 and an atmospheric chamber 36.

Газовая камера содержит приспособление 37, 38 для ее наполнения газом и опорожнения. Корпус ее содержит присоединительные резьбы 29 и 39. The gas chamber contains a device 37, 38 for its filling with gas and emptying. Its body contains connecting threads 29 and 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. An axial channel 40 passes through all the rods and the differential piston. The rod 16 has a narrowed sealing portion 41 and a thrust portion 42 (seat), which serve to fit and seal the removable valve device.

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. On the rod 16, a sleeve 43 is stationary relative to it, containing radial discharge holes 44 and 45 and forming an annular discharge channel 46 with the outer cylindrical surface of the rod 16.

Гильза 43 образует с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса пакера 1 кольцевой канал 7, используемый в качестве уравнительного канала. The sleeve 43 forms with the inner cylindrical surface of the housing of the packer 1 an annular channel 7, used as an equalization channel.

В верхней части штока 16 выполнен фиксирующий механизм съемного клапанного устройства в виде стопорных шаров 47. In the upper part of the rod 16 is made a locking mechanism of a removable valve device in the form of locking balls 47.

Шток 20 выполнен с разгрузочными радиальными отверстиями 48 и упорным торцем 49. The rod 20 is made with unloading radial holes 48 and a thrust end 49.

Дифференциальный поршень 34 выполнен с упорными торцами 50 и 51. The differential piston 34 is made with persistent ends 50 and 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. The device is equipped with working movable seals 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60 and fixed seals 61, 62, 63, 64, 65, 66, sealing the cavity of the formation tester.

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.The figured stepped groove 22 of the sleeve 21 (Fig. 4) is made with the possibility of fixing the rods 25 located in the sleeve 24 in the following positions:
and the original, corresponding to the usual drilling operations;
b when heating the packing element;
in the intermediate, preceding the transition to a closed position;
d closed, ensuring the creation of open and closed test periods by tensioning and loosening the wireline cable;
e intermediate, preceding the exit to the starting position.

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.The layout of the bottom of the drill string and the strapping of auxiliary devices (Fig. 5) when working with the proposed formation tester includes:
packer 1;
switching mechanism 2;
sub 3;
gas chamber 4;
a removable valve device 67, lowered into the well on a logging cable 68 with a complex geophysical tool 69 of the type "Pressure" or other known complex tool and a compensator for volume and pressure 70 (shown in Fig. 6);
bit 71;
drill pipe string 72 (with its inner cavity 73);
wellhead flushing head 74 (with a compressed gas injection line 75 and a flow line 76);
lubricator 77;
guide roller 78;
lift 79;
logging station 80;
gas injection unit 81.

В схеме отмечены кольцевое пространство скважины, расположенное над пакером 82 и подпакерное пространство 83. The diagram shows the annular space of the well located above the packer 82 and the sub-packer space 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. The removable valve device 67 (Fig. 2, 3), lowered into the well on the logging cable 68, consists of a sealing head 84 with radial valves and 85, 86 and an axial channel 87, a seal 88, an annular protrusion 89. The head 84 is telescopically connected to the shutter 90 having radial inlets 91 and seals 92, 93, 94 and 95.

Головка 84 образует с затвором 90 атмосферную камеру 96. The head 84 forms an atmospheric chamber 96 with a shutter 90.

Через все съемное клапанное устройство 67 к комплексному прибору 69 проходят сигнальные жилы 97. Signal cores 97 pass through the entire removable valve device 67 to the complex device 69.

Компенсатор объема и давления 70 (фиг. 6) содержит: корпус 99, клапан 100, переводники 101 и 102, камеру 103. The volume and pressure compensator 70 (Fig. 6) contains: a casing 99, a valve 100, a sub 101 and 102, a chamber 103.

Предлагаемый испытатель пластов работает следующим образом. The proposed reservoir tester works as follows.

Перед спуском в скважину его камера высокого давления 35 (фиг. 1, 2, 3) заполняется азотом до давления P_А.Before the descent into the well, its high-pressure chamber 35 (Fig. 1, 2, 3) is filled with nitrogen to a pressure P _A.

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.P _A P _Pak kk ₁ ;
where P _Pak pressure packer in real conditions, equal to 6-10 MPa;
k coefficient taking into account the difference between the areas of the working rod in diameter D ₁ and the differential piston in diameter D ₂ ;
k ₁ coefficient reflecting the temperature change from normal to the temperature at the bottom of the well.

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). In the layout of the bottom of the drill string, the formation tester is mounted above the bit 71, rigidly connected to it using a thread 39. A rigid drill pipe string 72 is also connected to the upper end of the tester using a thread 14 (as shown in Fig. 5).

В процессе спуска и осуществления бурения испытатель находится в положении, показанном на фиг. 1. During launching and drilling, the tester is in the position shown in FIG. one.

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. At the same time, its rods 16, 17, 18, 19 and 20 and the sleeve 21 fixed between them with a figured groove 22, being supported by the spring 30 through the thrust ring 30, are in the highest position. The spring 30 abuts against the thrust ring 33 with its upper end and the thrust sleeve 31 with its lower end, which abuts against the thrust end 50 of the differential piston 34 with its thrust end 32.

Перемещение штоков 16, 17 и 18 вверх ограничивается упором 23 втулки 21 в торец 13 корпуса пакера 1. The movement of the rods 16, 17 and 18 up is limited by the emphasis 23 of the sleeve 21 in the end 13 of the housing of the packer 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. The force of the spring 30 is used to hold the rods 16, 17, 18, 19 and 20 from moving down under the action of the differential pressure that occurs in the axial channel 40 when pumping the flushing fluid.

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. The differential piston 34 is in its highest position, supported by nitrogen pressure, with a force that is always significantly higher than the compression force of the spring 30, and keeps the thrust sleeve 31 from moving downward.

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). Between the end face 49 of the rod 20 and the end face 51 of the differential piston 34, a clearance "l" is formed equal to the stroke of the rods 16, 17, 18, 19 and 20 with the sleeve 43 and the sleeve 21 necessary for connecting the discharge channels 44, 45, 46 with the discharge channel 8 packer 1 (Fig. 1).

Отверстие 48 выравнивает давление в нижней полости испытателя пластов. Hole 48 equalizes the pressure in the lower cavity of the formation tester.

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. The cavity 6 of the packer 1 is connected to the above-packer 82 and the below-packer 83 (Fig. 5) well spaces using equalization channels 10, 7, 9 and 11 and injection channel 8. The packer is in a balanced state.

Нагнетательные каналы 45 и 8 разобщены уплотнением 56. The discharge channels 45 and 8 are separated by a seal 56.

В данном исходном положении рабочие стержни 25, установлены во втулке 24, находятся в положении "а" шлицевого фигурного паза 22 втулки 21 (фиг. 4). In this initial position, the working rods 25, installed in the sleeve 24, are in position "a" of the spline shaped groove 22 of the sleeve 21 (Fig. 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. Before the test, the pressure head geophysical instrument 69 is connected to the removable valve device 67, to which, in turn, a volume and pressure compensator 70 is connected. Then this assembly is lowered into the well to a depth of 30-50 m less on the well cable 68 the location of its saddle (pos. 41, 42). The flushing head 74 is connected to the gas injection lines 75 and flow line 76. Then, gas (nitrogen or air) is pumped into the pipe cavity using the installation 81. The injection pressure P (overpressure in the pipes) is determined by the value of the specified removal of backpressure from the reservoir, scheduled for testing, and is equal to this value. Overpressure during injection can be significantly reduced by injecting a gas pad onto which drilling fluid or process water is pumped out when the backpressure of the gas pad is removed.

При испытании пластов с аномально высокими давлениями в трубы с помощью цементировочных агрегатов закачивается техническая вода. When testing formations with abnormally high pressures, technical water is pumped into the pipes using cementing units.

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. When the excess pressure P is reached, the injection is stopped, and the removable valve device 67 with the geophysical instrument 69 and the volume and pressure compensator 70 is lowered to its installation site.

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. Upon reaching the annular protrusion 89 of the sealing head 84 of the thrust protrusion 42 of the rod 16 (Fig. 2), the movement of the instrument assembly is stopped, the seal 88 of the sealing head 84 is placed in the sealing bore 41 of the rod 16, the axial hole 40 is closed, the cavities located above and below the seal 88 are disconnected , the protrusion 89 is located under the locking balls 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.Then the excess pressure in the pipes is increased by the injection of gas (water) to a value of P ₁ sufficient to compress the spring 30 and provide the sealing elements 5 for hermetic packing of the wellbore. In this case, the force G acting on the rods 16, 17, 18, 19 and 20 and the differential piston 34 will be equal to:
G 0.785 D ² [(P _tr. + P ₁ ) P ₂ ]
where P _tr. hydraulic pressure of a liquid column filling a pipe;
P _{2 is the} hydraulic pressure of the column of flushing fluid filling the well.

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).The sleeve 21 together with the rods 16, 17, 18, 19 and 20 moves downward, the spring 30 is compressed to the end face 49 of the rod 20 against the end face 51 of the differential piston 34. After that, the movement of the sleeve 21 with the rods stops. Until a pressure of P _{1 is} reached, the differential piston 34 remains in its original upper position. The working rods 25 of the sleeve 24, interacting with the figured groove 22 of the sleeve 21 of the switching mechanism 2, are moved into the groove from position "a" to position "b" (Fig. 4). In this position, the equalization holes 10 and 11 of the packer body 1 are disconnected from the packer cavity 6 by the injection hole 8 and the formation tester cavity by the seals 53, 54, 55, 56, 57 and 58. The discharge channels 44, 45 and 46 are connected to the injection hole 8 of the packer body 1. The outlets 86 of the sealing head 84 and 91 of the shutter 90 are disconnected by a seal 93 (FIG. 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.The pressure P ₁ transferred to the cavity 73 of the pipe string 72 acts on the sealing element 5, which provides a tight separation of the annular space 82 and the sub-packer space 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.Upon reaching hermetic packing, in the cavity 73 of the pipe string 72 by injection of gas (water) the excess pressure rises to a value of P ₂ by a value of ΔP equal to (P ₁ -P ₂ ) sufficient to compress the gas in the gas chamber 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).The force G ₁ acting on the rods from above, in this case, will be equal to the product of the cross-sectional area of the working rods in diameter D by the pressure difference in the cavity 73 and the sub-packer space 83:
G ₁ 0.785 D ² [(P _tr. + P ₂ ) -P ₂ ]
Upon reaching the desired value of G, the working rods 25 of the sleeve 24, interacting with the figured groove 22 of the sleeve 21, are moved into the groove from position "b" to position "c" (Fig. 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. When testing poorly permeable objects, when the washing fluid closed under the packer is obstructed by the movement of the differential piston and rods, and the pressure under the packer rises, opening the valve 100 of the volume and pressure compensator (Fig. 6), adjusted for opening pressure, by 3.0-5, 0 MPa exceeding the hydrostatic pressure of the barrel of the flushing fluid filling the well, and taking in the volume of fluid displaced by the differential piston, providing unhindered movement of the working body of the formation tester.

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).Then the pressure in the pipe cavity 73 is reduced to a value of P ₁ , and the differential piston 34, under the action of the pressure of the compressed gas filling the chamber 35, moves the rods 20, 19, 18, 17 and 16 with the sleeve 21 of the switching mechanism up to the closed position "g" of the workers rods 25 in the groove 22 (Fig. 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.In this position (Fig. 3):
the rod 16 carries the balls 47 into the narrowed part of the groove of the packer body 1, which fix the sealing head 84 in the hole 40 of the rod 16, acting on its annular protrusion 89;
equalization holes 10 and 11 of the packer body 1 are disconnected from the cavity 6 of the sealing element and the cavity of the formation tester with seals 53, 54, 56, 58;
discharge valves 44, 33, 45 are disconnected from discharge holes 86 and equalizing valve 7 by seals 55 and 56;
the inlets 86 and 91 (FIG. 2) are isolated from each other by a seal 93.

Для вызова притока из пласта избыточного давления в трубах снижается до атмосферного, при этом обеспечивается заданная депрессия на пласт. To cause the inflow from the reservoir, the excess pressure in the pipes is reduced to atmospheric, while providing a predetermined depression on the reservoir.

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. By pulling the wireline cable 68, the shutter 90 of the removable valve device is lifted up to align the receiving holes 86 and 91. Through the channel 40 of the working rods, the radial holes 85, 86 and the axial channel 87 of the sealing head 84, and also through the radial holes 91 of the shutter 90 fluid into the pipe cavity 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.At the end of a predetermined time of the open test period, under the influence of a differential pressure (between P _s in the camera 96 of the detachable device and P _tr. ), The logging cable tension is removed, the shutter 90 returns to its lowest position, separating the receiving holes 86 and 91.

Повторяя манипуляции с натяжением и ослаблением каротажного кабеля, можно создать несколько (требуемое количество) открытых и закрытых периодов испытания. By repeating the manipulations with pulling and loosening the wireline cable, it is possible to create several (the required number) of open and closed test periods.

По окончании последнего (заданного по количеству циклов) закрытого периода испытания, производится повышение избыточного давления в трубах до величины

и плавное снятие его до атмосферного.At the end of the last (specified by the number of cycles) closed test period, the overpressure in the pipes is increased to a value

and smoothly removing it to atmospheric.

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

где P_пл пластовое давление.In this case, the force acting on the working body of the reservoir tester from top to bottom will be equal to:

where P _pl reservoir pressure.

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. In this case, the working rods 25 are first moved to the groove 22 of the sleeve 21 to the "e" position, and then to the initial position "a" corresponding to the drilling operations. The cavity 6 of the packer 1 is connected to the above-packer 82 and the below-packer 83 well spaces using equalizing radial holes and channels 10, 7, 9, and 11 and the injection channel 8. The injection channels 45 and 8 are disconnected by the seal 50. The packer returns to a balanced state.

Стопорные шары 47 возвращаются в исходное положение и освобождают съемное клапанное устройство от его зафиксированного состояния. The locking balls 47 return to their original position and release the removable valve device from its locked state.

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. <P₂), 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.To eliminate the possibility of spontaneous ejection of the removable valve device 67 from the hole 40 of the rod 16 when the packer returns to its original state and equalizes the pressure in the above-packer and under-packer spaces of the well (at P _tr. <P ₂ ), with a smooth pressure relief

in pipes, the wireline cable should be kept under a slight stretch and the removable device should be lifted a few meters above its saddle immediately after it is released, ensuring free passage of flushing fluid from the under-packer space into the pipes.

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. By circulating back through the axial bore 40 of the formation tester, the flushing fluid containing pipes from the annulus of the well is replaced. At the end of this operation, drilling fluid may be leveled by direct or reverse circulation.

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. After displacing the formation fluid from the pipes and leveling the drilling fluid, the removable valve device rises and is removed from the pipes, the lubricator and flushing head are unscrewed. The next chiseling is carried out without lifting the drill string.

Claims

1. The formation tester, comprising a housing connected to the pipe string with discharge and equalization openings, a hydraulic sealing element mounted on the housing, a hollow rod telescopically connected to it with a brake spring and a saddle mounted on the housing, a sleeve forming the discharge and equalization channels with the housing, removable valve mechanism and a retainer of a removable valve mechanism in the saddle of the hollow rod, characterized in that it is provided with an axially movable hydraulically balanced piston, times under the brake spring and forming with the housing an atmospheric pressure chamber and a chamber filled with gas under pressure, mounted in the housing with the possibility of rotation by a sleeve with rods, and the rod is made with a figured stepped groove in which the rods are placed, while the latch of the removable valve mechanism is placed on hollow stem, and the valve mechanism is made with a protrusion for interaction with the clamp of the removable valve mechanism.

2. The formation tester according to claim 1, characterized in that it is equipped with a volume and pressure compensator, lowered into the pipes on the wireline cable.