0000
оо ISDoo ISD
со Т1зобрегение относитс к нефтегазодо- .бывающей прокПышпенности, а именно к устройствам дл исспедовани скважийы трубными ппастоиспытатеп ми. Известно запорное устройство дп иопытани пластов с дистанционной аппаратурой , включающее жестко св ;эанный с копонной труб патрубок и спускаемый на кабеле клапанный механизм с приточными .каналами, измерительные приборы, кабепь ный зажим и съемник. Дл герметизации кабел внутри клапанного ме саниама пред усмотрен уплотнительный элемент, размещенный над нажимной втулкой непосредственно между кабелем и корпусом кла панного механизма, крепление клапанного механизма к патрубку осуществл етс фиксатором . Однако размещение уплотнительнрго элемента в этом устройстве между сом и кабелем, имеющим снаружи и внутри большое количество скрученных металлических проволок с зазорами между ними, затрудн ет надежную герметизацию скважины в процесре восстановлени давлени , так как до насто щего времени не созданы надежные устройства дл гермет зации каЬел непосредственно по. их наружной поверхности, выдерживающие высокие перепады давлени . Такие устройства заведомо рассчитаны с учетом неполной их герметизации и пропуска уплоч нитепьного элемента. Недостатком этого устройства вл етс также сложность конструкции. Известно также запорное устройство дл испытани скважины, состо щее из св занного с колонной труб клапанного механизма, включающего установпенные относительно друг друга с возможностью осевохч) перемещени шток и полый корпус с уравнительными каналами и патрубок , и запорного узла, выполненного в виде спускаемых на кабеле дл перекрыти канала патрубка уплотнительной втулки с дуютаниионными приборами , Однако в процессе спуска дистанционного прибора, при наличии искривлени в скважине, что практически всегда име-ет место при бурении, в результате соприкосновени кабеп со стенками колонны труб в искривленной части скважины, патрубок прижимаетс между кабепем и стенками копонны труб. Кроме того, . герметиза1га запорного устройства осуществл етс непосредственно по наружной поверхности кабед . Целью изобретени вл етс повышение надежности работы устройства /фи мно- гоцикловсм испытании за счет улучшени качества герметизации. Поставленна цель достигаетс тем, что в запорном устройстве дл испытани скважины, состо щем из св занного с колонной труб клапанного механизма, включающего установпенные относительно Друг друга с возможностью осевого перемещени шток и полый корпус с уравнительными каналами и патрубок, и запорного узла, выполненного в виде спускаемых на кабеле дл перекрыти канала патрубка уплотнительной втулки с дистанционными приборами, патрубок подвижно установлен в корпусе и имеет конический верхний торец, а в нижней части штока установлен подвижный в радиальном направлении подпружиненный упор с кон№чес1 ;ой нижней поверхностью под конический торец патрубка. На фиг. 1 показано устройство после спуска клапанного механизма и диставционных приборов до пакеровки скважины, продольный разрез; на фиг. 2 - устройство в процессе закрыти притока и восстановлени давлени . Запорное устройство состоит из двух основных узлов - клапанного механизма, спускаемого в составе колонны труб вместе с комплектом испытател пластов , и запорного узла с дистаншюнными приборами, спускаемыми на кабеле. Клапанный механизм состоит из кор пуса 1 и штока 2, выполненных с возможностью осевого перемещени относительно друг друга. Шток 2 жестко св зан своим верхним концом с колонной труб. К нижнему концу штока 2 закреплена втулка 3, имеюща утолщенную часть. Внутри корпуса предусмотрены пО движно установленный патрубок 4 с конической поверхностью, обращенной вовнутрь , ираздвижной упор 5, состо щий из отдельных звеньев, размещенный на утолщенной части втулки 3 с возможностью радиального перемещени . Между звень ми упора предусмотрены зазоры. Каждое звено упора 5 с помощью пружины 6 через конус 7 подпружинено и прижато к корпусу 1 и утолщенной части втулки 3. Дл выравнивани давлени над и под клапанным механизмом после распакеровки скважины в корпусе и штоке имеютс канапы А и Б. Передача крут щего момента от штока к корпусу клапанного механизма обеспечиваетс шпонкой 8. Дп поддержани корпуса 1 в раст нутом положении относительно штока 2 при спуско-подъемных операци х, в верхней части штока предусмотрен поршень 9 который вместе с дифференциальной втулкой 10 образует камеру 11, посто нно сообщенную через канал В с внутритрубным пространством. При этом колвиева площадь поперечного сечени (р Р камеры 11 выполнен а больше или равна площади-7Г|4Р штока 2. Запорный узел включает дистанционный прибор, спускаемый на каьеле 12, состоит из корпуса 13 с глубинными при борами 14 (датчиком давлени , влагомером , пробоотборником и т.д.) и зак репленной на корпусе 13 уплотнитепьной втулки, выполненной в виде кольца 15с эластичным уплотнителем 16. К нижнему концу дистанционного прибора закрепл ют груз 17 дл облегчени спуска прибора и предотвращени преждевременного закрыти запорного клапана в процессе притока. Перед спуском в скважину к нижнему концу клапанного механизма монтирует с испытатель пластов, пакер и фильтр (не показаны). Указанный комплект обо рудовани спускают на колонне труб до места установки пакера. В процессе cnyc ка давление в скважине воздействует вниз на дифференциальную втулку 10 по кольцевой площади камеры 11 и удерживает корпус 1 от перемещени вверх относительно щтока 2, и звень упора S наход тс в разжатом состо нии и прижаты пружиной 6 к корпусу 1 и утолщенной части втулки 3. Устройство работает следующим образом . На кабеле 12 спускают дистанционные приборы ниже клапанного механизма до места установки испытател пласта. В процессе пакеровки скважины шток 2 перемещаетс вниз относительно корпуса 1 изолиру каналы А и Б. Звень упора 5 соприкасаютс с поверхностью патрубка 4, и скольз по конической поверхности патрубка 4 и утолщенной части втулки 3 перемещаютс в горизонтальном направлении вовнутрь клапанного механизма до диаметра, близкого к диаметру корпуса 13 дистанционного прибора. Одновременн происходит перемещение конуса 7 вверх относительно упора 5 и дополнительное сжатие пружины 6. После открыти впускного клапана иопытател пласта и получени притока пластового флюида, с целью закрыти притока и регистрации восстановлени давлени , осуществл ют нат жение кабел 12. При этом корпус 13 дистанционного прибора входит вовнутрь клапанного механизма и кольцо 15 упираетс с раэдвижным упором 5. Под действие нат жени кабел уплотнитель 16, увеличива сь по диаметру до внутреннего диаметра патрубка 4, перекрывает полностью кольцевое пространство между патрубком 4 и корпусом 13 дистанционного прибора. После регистрации восстановлени давлени нат жением колонны труб снимают, осевую нагрузку на пакер и закрывают впускной клапан испытател пласта. В результате шток 2 перемещаетс вверх относительно корпуса 1, сообща уравнительные каналы А и Б друг с другом. Звень раздвизкного упора 5 под действием усили пружинь 6, действующего через конус 7, и нат жени кабел перемещаютс в первоначальное положение . При этом подвижный патрубок 4 находитс в верхнем положении, изолиру кольцевой заэор между упором 5 и патрубком 4 по полного выравнивани давлени над и гюд клапанным механизмом, устран .возможное затекание уплотни ельного элемента в этот кольцевой зазор. Послеподъема дистанционного прибора на поверхность производ т его проверку и при повреждении уплотнительной втулки замен ют ее новой. При наличии груза 17с достаточно большим весом, обеспечивающим хорошую проходимость дистанционного прибора че- . рез клапанный механизм, запорное устройство может работать без установки пру жины 6. Применение более простой и надежной конструкции клапанного механизма, а так-, же дистанционного прибора с размешенным в нем герметизирующим узлом, обеспечивающим надежное уплотнение запорного устройства, проверку и смену его после каждого спуска прибора в скважину, позволит увеличить количество многоцикловых испытаний скважин без подъема колонны труб на поверхность.with T1, congestion refers to the oil and gas production and development of the reservoir, namely, devices for testing wells with tubing tests. It is known a locking device for dp and testing of layers with remote equipment, including rigidly connecting the pipe from the pipe and a valve mechanism with inlet channels, measuring devices, a cable clip and a puller. To seal the cable inside the valve shaft, a sealing element is placed above the bushing directly between the cable and the valve mechanism body, the valve mechanism is attached to the socket by a clamp. However, placing the sealing element in this device between the catfish and a cable that has a large number of twisted metal wires outside and inside with gaps between them makes it difficult to reliably seal the well in the pressure recovery process, as to date no reliable cable sealing devices have been created. directly by. their outer surfaces withstand high pressure drops. Such devices are deliberately calculated taking into account their incomplete sealing and the omission of the plastic thread element. A disadvantage of this device is also the complexity of the design. It is also known to have a well testing device, consisting of a valve mechanism associated with the tubing, including relatively mounted to each other axially movable rod and a hollow body with equalizing channels and a nozzle, and a locking unit made in the form of a cable blocking the channel of the nozzle of the sealing sleeve with blowing devices, However, in the process of lowering the remote device, if there is a curvature in the well, which almost always takes place when drilling As a result kabep abutment with the walls of the pipe string in the well of the curved portion, is pressed between the pipe and the walls kabepem Coponius pipes. Besides, . sealing of the locking device is carried out directly on the outer surface of the kabed. The aim of the invention is to improve the reliability of the device / ph multi-cycle test by improving the sealing quality. The goal is achieved by the fact that in a shut-off device for testing a well consisting of a valve mechanism connected to the tubing, including relatively mounted to each other with the possibility of axial movement of the rod and the hollow body with equalizing channels and the nozzle, and the locking assembly descending on the cable to block the channel of the nozzle of the sealing sleeve with remote devices, the nozzle is movably installed in the housing and has a conical upper end, and in the lower part of the stem is installed radially movable spring-loaded stop with end; oh lower surface under the conical end of the nozzle. FIG. 1 shows the device after the descent of the valve mechanism and the removal devices before the well packing, longitudinal section; in fig. 2 — device in the process of closing the inflow and restoring pressure. The locking device consists of two main assemblies - a valve mechanism, which is lowered as part of a pipe string together with a set of formation testers, and a locking unit with remote devices that are lowered on a cable. The valve mechanism consists of a housing 1 and a stem 2, which are axially displaceable relative to each other. The rod 2 is rigidly connected at its upper end to the pipe string. A sleeve 3 is attached to the lower end of the stem 2, having a thickened portion. Inside the casing, there are provided a movingly mounted branch pipe 4 with a conical surface facing inward, and a sliding stop 5 consisting of separate links, placed on the thickened part of the sleeve 3 with the possibility of radial movement. There are gaps between the stops. Each link of the stop 5 by means of the spring 6 through the cone 7 is spring-loaded and pressed against the housing 1 and the thickened part of the sleeve 3. To equalize the pressure above and below the valve mechanism after unpacking the borehole, the A and B can be used in the housing and the stem. The valve mechanism housing is provided with a key 8. Dp of maintaining the housing 1 in extended position relative to the rod 2 during tripping, in the upper part of the rod there is a piston 9 which, together with the differential sleeve 10, forms a chamber 11, continuously communicated through channel B with the in-line space. At the same time, the cross section area of the colvia (the p p of the chamber 11 is made a greater than or equal to the area of –7Г | 4Р of the rod 2. The locking assembly includes a remote device, which runs down the cage 12, consists of a housing 13 with depth tools 14 (pressure sensor, moisture meter, by a sampler, etc.) and a sealing sleeve fixed in the form of a ring 15c with an elastic sealant 16. The weight 17 is fixed to the lower end of the remote device to facilitate the descent of the device and prevent premature closing of the shut-off valve During the inflow to the lower end of the valve mechanism mounts the reservoir and filter (not shown) from the formation tester. The specified equipment is lowered onto the pipe string to the place of the packer installation. During the cnyc process, the pressure in the well acts down on the differential sleeve 10 over the annular area of the chamber 11 and keeps the body 1 from moving upwardly relative to the stem 2, and the stops of the support S are in the expanded state and pressed by the spring 6 to the body 1 and the thickened part of the sleeve 3. The device operates as follows time. On the cable 12, the remote devices are lowered below the valve mechanism to the place of installation of the formation tester. In the process of well packing, the stem 2 moves downwardly relative to the housing 1 and isolates the channels A and B. The link of the stop 5 contacts the surface of the nozzle 4, and the slide along the conical surface of the nozzle 4 and the thicker part of the sleeve 3 moves in the horizontal direction inside the valve mechanism to a diameter close to the diameter of the housing 13 of the remote device. Simultaneously, the cone 7 moves upwardly against the stop 5 and the spring 6 is compressed further. After opening the inlet valve of the formation and receiving the inflow of formation fluid, the cable 12 is tensioned to close the inflow and register the pressure recovery. inside the valve mechanism and the ring 15 rests with the radial stop 5. Under the tension of the cable, the seal 16, increasing in diameter to the inner diameter of the nozzle 4, covers the entire the annular space between the nozzle 4 and the housing 13 of the remote device. After registering the pressure recovery by tensioning the tubing, the axial load on the packer is removed and the inlet valve of the formation tester is closed. As a result, the rod 2 moves upward relative to the housing 1, jointly equalizing channels A and B with each other. The link of the split lug 5 under the action of the force of the springs 6 acting through the cone 7 and the tension of the cable are moved to their original position. In this case, the movable nozzle 4 is in the upper position, isolating the annular zone between the abutment 5 and nozzle 4 to completely equalize the pressure above and below the valve mechanism, eliminating the possible leakage of the sealing element into this annular gap. After the remote unit is lifted to the surface, it is inspected and, if the sealing sleeve is damaged, replace it with a new one. In the presence of a load of 17c, a sufficiently large weight ensures a good passability of the remote device. cutting the valve mechanism, the locking device can work without installing the spring 6. The use of a simpler and more reliable design of the valve mechanism, as well as a remote device with a sealing unit placed in it, ensuring reliable sealing of the locking device, checking and changing it after each descent device into the well, will allow to increase the number of multi-cycle well tests without lifting the pipe string to the surface.
Фи&.1Fi & .1
иг.2ig.2