SU1149001A1

SU1149001A1 - Formation tester

Info

Publication number: SU1149001A1
Application number: SU833595020A
Authority: SU
Inventors: Мирсат Мирсалимович Нагуманов; Алексей Илларионович Фионов; Фанис Саляхович Галлямов
Priority date: 1983-05-23
Filing date: 1983-05-23
Publication date: 1985-04-07

Abstract

ИСПЫТАТЕЛЬ ПЛАСТОВ, содержащий пакер, клапанный узел, спускаемые на кабеле дистанционные приборы с уплотнительной втулкой, запорньм клапан, выполненный в виде полых телескопически установленных штока и корпуса, в котором размещены подвижный патрубок и взаимодействующий с ним подпружиненный упор, отличающийс тем, что, с целью обеспечени вытеснени отобранной пробы на поверхность и выравнивани давлени с обеспечением исследовани подпакерной зоны пласта дистанционными приборами на кабеле, клапанный узел выполнен в виде телескопически установленных один относительно другого св занного с колонной труб штока с радиальными каналами и св занного со штоком запорного клапана кожуха с радиальными каналами, в котором установлены подпружиненный относительно корпуса золотник и жестко св занна с корпусом пола втулка, в которой установлены плашки, взаимодей (Л ствующие с золотником и втулкой, при этом наружна поверхность плашек выполнена конусной с большим основанием в нижней части, а втулка - с ответной плашкам конусной поверхностью. 4i СОPLASTIC TEST containing a packer, valve assembly, remote devices descended on a cable with a sealing sleeve, a valve that is designed as a hollow telescopically mounted rod and a housing in which a movable nozzle and a spring-loaded stop interacting with it, characterized in that ensuring that the sampled sample is displaced to the surface and pressure is equalized so that the sub-packer zone of the reservoir is examined by remote devices on the cable, the valve assembly is designed as a telescope one of the stem with radial channels connected to the column piping and connected to the stem of the check valve of the casing with radial channels, which have a spool spring-loaded relative to the housing and a sleeve in which the dies are mounted; The outer surface of the plates is tapered with a large base at the bottom, and the sleeve with a tapered plate facing the dies. 4i SB

Description

Изобретение относитс к нефтегазодобьшающей промышленности, а имен но к оборудованию дл испытани пла тов. Известен испытатель пластов, сод жащий пакер, клапанный узел и запор ный клапан. Испытатель обеспечивает отбор и извлечение пластового флюида путем вытеснени его поступившей из затру бы промывочной жидкостью. В этом об рудовании при вытеснении отобранной пробы на поверхность зона испытани перекрьгоаетс специальным поршнем, размещенным внутри клапанного механизма . Поршень вьшолнен с осевьм и радиальнь ми каналами и имеет обратный клапан. Кроме того, в результате полного перекрыти потока пластового флюида в подпаркетной зоне в процессе выте нени пробы на поверхность устран ютс возможные осложнени и обеспечиваетс выравнивание давлени над и под пак ером f . Однако наличие перегородки путем клапанного механизма не позвол ет спускать дистанционные приборы на кабеле (тросе) в подпакерную зону и исследовать пласты в процессе при тока. ь Известен также испытатель пластов , содержащий пакер, клапанный узел, спускаемые на кабеле дистанционные приборы с уплотнительной втулкой, запорный клапан, выполненный в виде полых телескопически установленных штока и корпуса, в котором размещены подвижный патрубок и взаимодействгпощий с ним подпружиненный упор 2J . Однако при использовании запорно го клапана, позвол ющего спускать приборы на кабеле в зону под запорный клапан, клапанный узел испытате л пластов не позвол ет проводить исследовани в подпакерной зоне скважины с последующим вытеснением отобранной пробы на поверхность и выравнивани давлени . Цель изобретени - обеспечение вытеснени отобранной пробы на поверхность и выравнивани давлени с обеспечением исследовани подпакерной зоны пласта дистанционньми приборами на кабеле. Поставленна цель достигаетс тем, что в испытателе пластов, соде жащем пакер, клапанньи узел, спускаемие на кабеле дистанционные при боры с уплотнительной втулкой, запорный клапан, выполненный в виде полых телескопически установленных штока и корпуса, в котором размещены подвижный патрубок и взаимодействующий с ним подпружиненный упор, клапанный узел выполнен в виде телескопически установленных один относительйо другого св занного с колонной труб штока с радиальными ка-налами и св занного со штоком запорного клапана кожуха с радиальными каналами, в котором установлены подпружиненньй относительно корпуса золотник и жестко св занна с корпусом пола втулка, в которой установлены плашки, взаимодействующие с. золотником и втулкой, при этом наружна поверхность плашек выполнена конусной с большим основанием в нижней части, а втулка - с ответной плашкам конусной поверхностью. На фиг. 1 показано оборудование в процессе притока пластового флюида и исследовани приточной части пластов дистанционннми приборами, спущенными на кабеле в подпакерную зону, продольный разрез; на фиГ. 2сечение А-А на фиг. 1, на фиг. 3 оборудование в процессе вытеснени пластового флюида на поверхность и распакеровки скважины, продольный разрез. Оборудование состоит из следующих основных узлов: фильтра 1 с щелевыми каналами, пакеркого узла 2, запорного устройства 3, трубы 4, клапанного механирма 5 и дистанционных приборов 6, спускаемых на кабеле 7. Запорное устройство 3 состоит из корпуса 8 и штока 9, втулки 10, раздвижного упора 11, состо щего из отдельных звеньев, размещенных в концевой части штока с возможностью радиального перемещени . Каждое звено упора 11 через конус 12 прижато пружиной 13 к утолщенной части штока. Дл передачи крут щего момента предусмотрена шпонка 14. Клапанный механизм 5 состоит из кожуха 15, штока 16, выполненных с возможностью осевого перемещени один относительно другого. К корпу су жестко закреплена коническа втулка 17 с внутренней конической поверхностью, обращенной вниз. Внутри втулки 17 предусмотрены упорные плашки 18 с наружными коническими поверхност ми, обращенными вверх. Внутри втулки 17 и на наружной части каждой упорной плайки 18 предусмотрены соответственно конусообразгные выступы и выборки 19. Кажда упорна плашка 18 своей выборкой находитс в зацеплении с выступш 1И втулки 17 и выполнена с возможностью перемещени по втулке. Упорные плашки 18 прижаты к штоку 16 через золотник 20 с помощью пружины 21. Дл передачи крут щего момента в штоке предусмотрена шпонка 22. Дл вытеснени отобранного пластового флюида на поверхность и выравнивани давлени над и под пакером предусмотрены каналы а и 5 . В дистанционном приборе 6, спускаемом на кабеле, предусмотрены глу бинные приборы 23 (датчик давлени , влагомер, индикатор притока, пробоотборник и др.) дл исследовани приточной части пластов, узел герме тизации, выполненный в виде кольца 2 с эластичной уплотнительной втулкой 25 Дл передачи давлени глуби ному датчику предусмотрен канал f . Оборудование устанавливают к ниж нему концу колонны труб 26 и спуска ют его до исследуемого интервала. Д пакеровки скважины к верхнему концу колонны труб монтируют специальный лубрикатор (не показан) и через нег внутрь труб спускают дистанционные .приборы 6 до клапанного механизма 5 Дл пропуска дистанционного прибора через клапанный механизм колон ну труб упирают на забой. При этом шток 16 перемещаетс вниз до упора с кожухом 15, одновременно передвига в радиальном направлении упор ные плашки 18 по конусной поверхнос ти втулки 17, обеспечива свободный проход вниз дистанционному прибору до запорного устройства 3. Дл пропуска дистанционного прибора через запорное Устройство производ т нат жение инструмента. В результате раздвижные упоры 11 пере мещаютс в радиальном направлении к корпусу, обеспечива спуск прибора в зону фильтра 1. С помощью насоса или компрессора внутрь труб закачивают определенное количество воды или другой облегчен ной смеси дл создани необходимой депрессии на пласт. На нижнюю часть колонны труб передают осевую нагрузку дл сжати упругого элемента 28 пакерного узла. При этом каналы Я и Si перекрьюаютс , упорные плашки 18 клапанного механизма перемещаютс в радиальном направлении в сторону кожуха 15, а раздвижные упоры 11 заьорного устройства перемещаютс во внутрь. Дл вызова притока из пласта и исследовани приточных интервалов кран на устье открьгеают. Путем пе- . ремещени дистанционного прибора в фильтре вниз и вверх по показа-нию приборов оценивают глубину залегани и интервалы проницаемой части пласта, состав пластового флюида , газо-жидкостные и водо-нефт ные разделы и другие показатели,в стволе скважины. Регулиру величину противодавлени на устье скважины, определ ют оптимальные значени депрессии дл отдельных пропластков. С целью закрыти притока и регистрации восстановлени давлени дистанционньй прибор приподнимают до запорного устройства и осуществл ют небольшое нат жение кабел . Дистанционный прибор своим корпусом входит во внутрь запорного устройства, и кольцо 24 упираетс с раздвижными упорами t1. Уплотнительиа втулка 25, увеличива сь по диаметру до внутреннего диаметра втулки 10, полностью перекрьшает кольцевое пространство между втулкой 10 и корпусом дистанционнгго прибора. После регистрации восстановлени давлени нат жением труб снимают осевую нагрузку с пакера. При этом звень раздвижного упора 11 запорного устройства под действием уси|ЛИЯ пружины 13 перемещаютс в первоначальное положение, обеспечива свободный проход вверх дистанционного прибара, а упорные плашки 18 и золотник 20 клапанного механизма под действием усили пружины 21 перемещаетс вверх, каналы а и S открываютс . При дальнейшем нат жении кабел дистанционный прибор входит во внутрь упорных плашек 18, передвинутых во внутрь клапанного мехаНйзма . Эластична втулка 25, унеличива сь по диаметру, перекрьтает кольцевое пространство, изолиру The invention relates to the oil and gas industry, and specifically to the equipment for testing boards. The reservoir tester is known, which contains a packer, a valve assembly, and a shut-off valve. The tester provides for the extraction and extraction of formation fluid by displacing it with flushing liquid that has come from the jam. In this process, when the sampled sample is pushed to the surface, the test zone is crossed by a special piston located inside the valve mechanism. The piston is made with axial and radial channels and has a check valve. In addition, as a result of the complete overlap of the flow of formation fluid in the podparketnoy zone in the process of discharging the sample to the surface, possible complications are eliminated and the pressure leveling above and below the packer f is ensured. However, the presence of a partition by means of a valve mechanism does not allow the remote devices on the cable (cable) to be lowered into the sub-packer zone and to investigate the formations in the process with current. l Also known is the formation tester, which contains a packer, a valve assembly, remote devices descending on a cable with a sealing sleeve, a shut-off valve made in the form of hollow telescopically mounted stem and housing, in which a movable nozzle and a spring loaded stop 2J are located. However, when using a shut-off valve that allows the instruments on the cable to be lowered into the zone under the shut-off valve, the valve assembly of the reservoir test does not allow studies in the sub-packer zone of the well followed by displacement of the sample to the surface and pressure equalization. The purpose of the invention is to provide for the displacement of the sampled sample to the surface and pressure equalization, ensuring the formation of the substacker zone of the formation with remote devices on the cable. The goal is achieved by the fact that in the formation tester, which contains a packer, a valve unit, a descent on the cable, remote instruments with a sealing sleeve, a shut-off valve, made in the form of hollow telescopically mounted stem and housing, in which the movable nozzle and cooperating with it are spring-loaded stop, valve assembly is made in the form of telescopically installed one relative to the other connected to the column of pipes of the rod with radial channels and connected to the stem of the stop valve of the casing with rad By means of external channels, in which a spool is spring-loaded relative to the body and a sleeve rigidly connected with the body of the floor, in which the dies are interconnected with. the spool and the sleeve, while the outer surface of the dies is made tapered with a large base at the bottom, and the sleeve with a counter plate dies the tapered surface. FIG. 1 shows the equipment in the process of inflow of formation fluid and the study of the inflow part of the formations by remote devices, lowered on the cable into the sub-packer zone, a longitudinal section; on fig 2 section A-A in FIG. 1, in FIG. 3 equipment in the process of displacing formation fluid to the surface and well unpacking, longitudinal section. The equipment consists of the following main components: a filter 1 with slotted channels, a packer assembly 2, a locking device 3, a pipe 4, a valve mechanism 5 and remote devices 6 that are lowered on the cable 7. The locking device 3 consists of a body 8 and a rod 9, a sleeve 10 , sliding stop 11, consisting of individual links, placed in the end portion of the rod with the possibility of radial movement. Each link stops 11 through the cone 12 is pressed against the spring 13 to the thickened part of the stem. A key 14 is provided for transmitting torque. The valve mechanism 5 consists of a casing 15, a stem 16, which are adapted to axially move one relative to the other. A conical sleeve 17 with an inner conical surface facing down is rigidly fixed to the body. Inside the sleeve 17, stop plates 18 are provided with outer conical surfaces facing upwards. Inside the sleeve 17 and on the outer part of each stop piece 18, cone-shaped protrusions and samples 19 are provided, respectively. Each stop plate 18 with its sample is engaged with the protrusion 1I of the sleeve 17 and is adapted to move along the sleeve. The stop dies 18 are pressed to the rod 16 through the spool 20 by means of a spring 21. A key 22 is provided for transmitting the torque in the rod. Channels A and 5 are provided to displace the selected formation fluid to the surface and equalize the pressure above and below the packer. Remote device 6, running on a cable, provides depth devices 23 (pressure sensor, moisture meter, inflow indicator, sampler, etc.) for examining the inflow part of the formations, a sealing unit made in the form of a ring 2 with an elastic sealing sleeve 25 For transmission The pressure to the deep sensor is provided with a channel f. The equipment is installed at the lower end of the pipe string 26 and lowered down to the test interval. For the well packing, a special lubricator (not shown) is mounted to the upper end of the pipe string and remote devices 6 are brought into the valve mechanism 5 through the tube to the valve mechanism 5 to pass the remote device through the valve mechanism to the bottom of the pipe. In this case, the rod 16 moves down to the stop with the casing 15 while simultaneously moving in the radial direction the stop dies 18 along the tapered surface of the sleeve 17, providing a free way down to the remote device up to the locking device 3. Tension is passed through the locking device tool. As a result, the sliding stops 11 move radially to the body, allowing the device to descend into the filter zone 1. A certain amount of water or other lightweight mixture is pumped into the reservoir using a pump or compressor to create the necessary depression to the formation. An axial load is transmitted to the lower part of the pipe string to compress the elastic element 28 of the packer assembly. At the same time, the channels I and Si intersect, the stop dies 18 of the valve mechanism move in the radial direction towards the casing 15, and the sliding stops 11 of the locking device move inward. In order to call the inflow from the reservoir and study the inflow intervals, the valve at the mouth is open. By way of moving the remote device in the filter down and up according to the display of the devices estimate the depth and intervals of the permeable part of the reservoir, the composition of the formation fluid, gas-liquid and water-oil sections and other indicators in the wellbore. By adjusting the amount of back pressure at the wellhead, optimal depression values are determined for individual layers. In order to close the inflow and register the pressure recovery, the remote device is lifted to the locking device and the cable is slightly tensioned. The remote device enters into the inside of the locking device with its housing, and the ring 24 rests against the sliding stops t1. The seal sleeve 25, increasing in diameter to the inner diameter of the sleeve 10, completely overlaps the annular space between the sleeve 10 and the housing of the remote control device. After the pressure has been registered, the pipes are relieved by axial load from the packer. In this case, the links of the sliding stop 11 of the locking device under the action of the force of the spring 13 move to their original position, providing easy access upwards for the remote device, and the stop plates 18 and the valve mechanism spool 20 move upwards under the action of the spring 21, and the channels a and S open. Upon further tension of the cable, the remote device enters the inside of the thrust dies 18, which are moved inside the valve mechanism. Elastic sleeve 25, unequal to the diameter, overlaps the annular space, isolating

5151

подпакерную зону от внутритрубного пространства,subpacker zone from the internal space,

Промьшочна жидкость из затрубного пространства через канал q поступает во внутреннюю полость труб 26 и вытесн ет отобранную пробу к устью скважины. Одновременно промьшочна жидкость из затрубь через канал поступает в подпакерную зону,. осуществл выравнивание давлени над и под пакером и обеспечива распакеровку скважины.Industrial fluid from the annulus through channel q enters the internal cavity of pipes 26 and forces the sample to the wellhead. At the same time, the industrial liquid from the annulus flows through the channel into the subpacker zone. performed pressure equalization above and below the packer and providing well unpacking.

После вытеснени отобранной пробы на колонну труб передают сжимающую нагрузку. В результате упорные плашки 18 вместе с золотником перемещаютс вниз, обеспечива нормальный проход дистанционного прибора вверх.After displacing the sampled sample, a compressive load is transferred to the pipe string. As a result, the stop dies 18, together with the spool, move downwards, ensuring a normal passage of the remote device upwards.

Если нет необходимости в повторном испытании и исследовании пласта, производ т подъем дистанционного прибора, а затем колонны труб.If there is no need for re-testing and investigation of the formation, the remote device is hoisted, and then the pipe string.

0101

В предлагаемом оборудовании возможность многократного испытани пласта в сочетании с исследованием приточной части позвол ющие оценитьIn the proposed equipment, the possibility of multiple testing of the reservoir in combination with the study of the inflow part allows us to evaluate

интервалы залегани и состав различных пластовых флюидов в необсаженном стволе скважины, повьшают эффективность решени р да геолого-технических задач и помогают установить необходимый интервал перфорации обсадной колонны. Поэтому при использовании предлагаемого оборудовани достигаетс значительный технико-экономический и геологический эффект. Он складьшаетс за счет того, что оборудование позвол ет исключить ремонтные работы по изол ции притока пластовых вод, когда по данным геофизических исследований воДо-нефт ной (или водогазовой ) контакт не может быть точно установлен (в сложных коллекторах ) .the intervals and the composition of the various formation fluids in the open hole, increase the efficiency of solving a number of geological and technical problems and help to establish the necessary perforation interval of the casing string. Therefore, when using the proposed equipment, a significant technical, economic and geological effect is achieved. It is due to the fact that the equipment makes it possible to exclude repair work on isolating the inflow of formation water, when, according to geophysical studies of water-to-oil (or water-gas) contact, it cannot be accurately established (in complex collectors).

Claims

LAYER TEST, comprising a packer, valve assembly, remote control devices with a sealing sleeve lowered on the cable, a shut-off valve made in the form of a hollow telescopically mounted rod and body, in which a movable nozzle and a spring-loaded stop interacting with it, characterized in that, for the purpose of ensure the displacement of the selected sample to the surface and pressure equalization with the study of the sub-packer zone of the formation by remote instruments on the cable, the valve assembly is made in the form of a telescopic mounted one relative to the other, a rod connected with the column of pipes with radial channels and connected to the rod of the shutoff valve of the casing with radial channels, in which a spool spring-loaded relative to the body and a hollow sleeve rigidly connected to the body are installed, in which 3 dies interacting with the spool are installed and a sleeve, while the outer surface of the dies is made conical with a large base in the lower part, and the sleeve is with a mating conical surface.

1 1149001