SU829903A1

SU829903A1 - Sample-taking device for formation tester

Info

Publication number: SU829903A1
Application number: SU792797052A
Authority: SU
Inventors: Виктор Васильевич Голубев; Василий Петрович Гончаров; Вячеслав Евгеньевич Городецкий; Август Геннадьевич Кочетов
Original assignee: Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики
Priority date: 1979-07-16
Filing date: 1979-07-16
Publication date: 1981-05-15

Description

(54) ПРОБООТБОРНИК ДЛЯ ИСПЫТАТЕЛЯ ПЛАСТОВ(54) SAMPLIFIER FOR PLASTIC TESTER

Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам дл отбора глубинных проб и примен етс в комплекте с испытательным инструментом .The invention relates to the oil and gas industry, in particular to devices for sampling depth tests and is used in conjunction with a test tool.

Известны пробоотборники дл отбора глубинных проб, примен емые в комплекте с испытателем пластов в процессе испытани скважин.Samplers for sampling of depth samples are known, used in conjunction with the formation tester during well testing.

Известен пробоотборник дл испытател пластов, содержащий верхний переводник, щток и клапан. Отличительной особенностью этого пробоотборника вл етс то, что нижн часть з°апорно-поворотного клапана оборудована пробоотборной камерой, состо щей из патрубка, дополнительного пробкового клапана и узла отбора жидкости и газов, т. е. запорно-поворотный клапан выполн ет две функции; запорного органа и пробоотборника. Верхним запирающим узлом пробоотборной камеры служит пробка запорного клапана, вл юща с неотъемлемой частью запорно-поворотного клапана. Дл закрыти верхнего запирающего узла пробоотборника необходимо проводить вращение бурильной колонны, так как этогоA sampler for a formation tester is known, comprising a top sub, a brush, and a valve. A distinctive feature of this sampler is that the lower part of the rotary valve is equipped with a sampling chamber consisting of a nozzle, an additional cork valve and a fluid and gas extraction unit, i.e., a shut-off valve has two functions; shut-off valve and sampler. The top locking assembly of the sampling chamber is the stopper of the shut-off valve, which is an integral part of the locking and turning valve. To close the upper sampling locking assembly, it is necessary to rotate the drill string, since this

требует конструкци запорно-поворотного клапана 1.requires locking valve design 1.

Однако в скважинах, имеющих наклоннонаправленный или осложненный ствол, практически невозможно проворачивать бурильный инструмент, наход щийс под нагрузкой (от 6 - 8 до 20 т), необходимой дл удержани пакерующего резинового элемента в распакованном состо нии вследствие больших сил трени в местах соприкосновени колонны труб со стенками скважины. Поэтому закрыть верхний запирающий узел этого пробоотборника не всегда возможно и, следовательно , не всегда возможно отобрать пробу пластового флюида.However, in wells that have a slanted or complicated stem, it is almost impossible to turn the drilling tool under load (from 6 to 8 to 20 tons) necessary to keep the packer rubber element in the unpacked state due to high friction forces at the points of contact of the pipe string well walls. Therefore, it is not always possible to close the upper locking assembly of this sampler and, therefore, it is not always possible to take a sample of formation fluid.

Известен также пробоотборник дл испытателей пластов, который устанавливаетс в приборном переводнике, наход щемс под испытателем пластов и приводитс в действие полым щтоком испытател . Пробоотборник содержит гильзу с системой уплотнений и перепускных отверстий, пружину возврата гильзы в исходное положение, компенсатор давлени , подпружиненный поршень, размещенный в пробоотборной камере, заполненной жидкостью, причем подпоршнева полость также заполнена жидкостью и св зана каналом с подпоршневой полостью компенсатора давлени 2. Основным недостатком этого (как и предыдущего) пробоотборника вл етс зависимость его работы от испытател пластов , так как пробоотборник устанавливаетс в приборном переводнике, наход ш,емс под испытателем пластов. В процессе спуска пробоотборника в скважину окна корпуса и гильзы не сов.меш,ены. Дл пере.мешени гильзы относительно корпуса дл совмещени перепускных отверстий и прохода через них и гильзу жидкости из пласта шток испытател пластов толкает через гайки штангу, жестко соединенную с гильзой. В этом случае весь поток пластовой жидкости идет через трубу, совмещенные отверсти , пробоотборную камеру и поднимаетс по бурильным трубам. Известен также пробоотборник дл испытател пластов, содержащий корпус, концентрично установленную в корпусе пробоотборную камеру с впускным и выпускным золотниковыми клапанами и гильзу, прикрепленную к выпускному клапану, причем пробоотборна камера подпружинена относительно корпуса. Пробоотборник встроен в испытатель пластов и приводитс в действие полым штоком испытател . Спуск пробоотборника в скважину производ т с закрытыми перепускными отверсти .ми, в результате чего внутри пробоотборной ка.меры давление равно атмосферному 3. После установки пробоотборника на отбор и открытие золотниковых перепускных отверстий дл прохода жидкости через контейнер внутри пробоотборника возникает большой перепад между давлением на забое скважины, создаваемым промывочной жидкостью и атмосферным давлением в контейнере пробоотборника, что может привести к разрушению уплотнительных элементов контейнера. В этом случае пробу жидкости отобрать невозможно. Кроме того, (как и в предыдущем пробоотборнике) дл перемеш .ени золотниковых устройств дл прохода жидкости через контейнер пробоотборника шток испытател пластов нажимает на толкатель , и вс нагрузка, примерно 8 - 20 т, необходима дл установки пакера, воспринимаетс пружиной возврата. От воздействи этой нагрузки пружина возврата в лучшем случае деформируетс , а в худшем разрушаетс . При деформации пружины возврата после окончани испытани возможен неполный подъем гильзы в первоначальное положение, а в результате этого - неполное закрытие перепускных отверстий и, следовательно, нарушение герметичности отобранной пробы. Все это снижает надежность работы пробоотборника. Цель изобретени - повышение надежности работы пробоотборника. Указанна цель достигаетс тем, что он снабжен полым штоком, установленным в верхней части корпуса и св занным с последним шлицевым соединением, а в гильзе выполнены боковые каналы, приче.м верхний конец гильзы размещен в полости щтока и имеет фиксатор верхнего положени , а щток подпружинен относительно корпуса. На фиг. 1 а изображен пробоотборник, верхн часть; на фиг. 16 - то же, нижн часть; на фиг. 2 а - то же, в рабочем положении; на фиг. 26 - то же, в момент закрыти клапанов; на фиг. 2 в - то же, в закрыто.м положении. Пробоотборник состоит из муфты 1, соединенной с граненым штоком 2, головки 3, переводников 4 и 5, последовательно соеди енных между собой и с корпусом 6. С частью корпуса 6 последовательно соединены переводник 7 и ниппель 8. На гильзу 9 надета амортизационна пружина 10, в верхней части гильзы 9 имеетс фиксатор 11, а в нижней части - отверсти 12, предназначенные дл перетока жидкости и выравнивани давлени между надпакерной и подпакерной зонами в процессе спуска пробоотборника и подъеме его из скважины. Гильза 9 через клапан 13, имеющий отверсти 14 и установленный во втулке 15 с отверсти ми 16, соединена с трубкой 17. служащей камерой дл сохранени герметизированной пробы пластового флюида, клапаном 18 и клапаном 19, имеющи.м отверсти 20. С наружной стороны клапанов 13 и 19 имеютс неподвижные втулки 15 и 21 с отверсти ми 16 и 22. Клапан 19 соединен с узлом 23 отбора пробы, включающем в себ заглушку 24 и игольчатый вентиль 25. Герметизаци узлов пробоотборника осуществл етс уплотнительными резиновыми кольцами. Пробоотборник работает следующим образогу . Перед спуском пробоотборника в скважину (см. фиг. 1) отверсти 14 и 20 клапанов 13 и 19 совмещают с отверсти ми 16 и 22 неподвижных втулок 5 и 2L Муфту 1 с граненым штоком 2 покещают в верхнее положение и подпира;от амортизационной пружиной 10. Фиксатор 11 сжимают и утопл ют внутри штока 2. В таком положении -производ т спуск пробоотборника в скваж .ику. В процессе спуска в скважину (см. фиг. 2 а) переток жидкости (бурового раствора ) из подпакерного пространства происходит через ниппель 8, совмещенные отверсти 20 и. 22, трубку 17, совмещенные отверсти 14 и 16, отверстие 12, гильзу 9 и далее через уравнительный клапан испытател пластов в затрубное пространство. После достижени забо скважины при установке пакера (см. фиг. 26) в процессе перемещени бурильного инструмента вниз муфта 1 со щтоком 2 перемещаютс в нижнее положение до упора на головку 3, пружина 10 сжимаетс , фиксатор И выходит из внутренней полости штока и разжимаетс в посадочном пазу муфты 1.A sampler for formation testers is also known, which is installed in a device sub, located under the formation tester, and is driven by a hollow test rod. The sampler contains a liner with a system of seals and overflow openings, a spring returning the liner to its original position, a pressure compensator, a spring-loaded piston placed in a sampling chamber filled with liquid, the piston cavity also filled with liquid and connected to the channel with the piston cavity of the pressure compensator 2. The main disadvantage This (like the previous) sampler is the dependence of its operation on the formation tester, since the sampler is installed in the instrument sub, which is w, EMC under formation tester. In the process of lowering the sampler into the borehole, the body windows and sleeves are not combined. To move the liner relative to the housing to align the bypass holes and pass through them and the fluid sleeve from the formation, the test rod of the formations pushes the rod rigidly connected to the sleeve through the nuts. In this case, the entire flow of the reservoir fluid goes through the pipe, aligned holes, the sampling chamber and rises through the drill pipe. A sampler for a formation tester is also known, comprising a housing, a sampling chamber mounted concentrically in the housing with inlet and outlet spool valves and a sleeve attached to the exhaust valve, the sampling chamber being spring-loaded relative to the housing. The sampler is built into the formation tester and is driven by a hollow stem tester. The sampler is lowered into the well with closed bypass holes, resulting in a pressure inside the sampling chamber equal to atmospheric 3. After installing the sampler for sampling and opening the spool through holes for the passage of fluid through the container inside the sampler, a large difference occurs between the pressure at the bottom wells created by flushing fluid and atmospheric pressure in the container of the sampler, which can lead to the destruction of the sealing elements of the container. In this case, it is not possible to take a liquid sample. In addition, (as in the previous sampler) for mixing spool-type devices for the passage of fluid through the sampler container, the reservoir test rod presses the plunger, and the entire load, approximately 8-20 tons, required for installing the packer is perceived by a return spring. Due to this load, the return spring is at best deformed and at worst is destroyed. If the return spring is deformed after the test is completed, an incomplete lifting of the sleeve to its original position is possible, and as a result, incomplete closure of the bypass holes and, consequently, a leakage of the sample taken. All this reduces the reliability of the sampler. The purpose of the invention is to increase the reliability of the sampler. This goal is achieved by the fact that it is equipped with a hollow rod installed in the upper part of the body and connected to the last spline connection, and in the sleeve there are side channels, the upper end of the sleeve being placed in the cavity of the stem and has a lock of the upper position, and the terminals are spring loaded relative to the body. FIG. 1a shows the sampler, the upper part; in fig. 16 - the same, the lower part; in fig. 2 a - the same, in working position; in fig. 26 - the same at the time of closing the valves; in fig. 2 v - the same, in the closed position. The sampler consists of a coupling 1 connected to a faceted rod 2, a head 3, subs 4 and 5, successively connected to each other and to the housing 6. The sub 7 and the nipple 8 are connected in series with the housing part 6, the damping spring 10 is attached to the sleeve 9, In the upper part of the sleeve 9 there is a retainer 11, and in the lower part there are openings 12 intended for fluid flow and pressure equalization between the supra-packer and sub-packer zones in the process of lowering the sampler and lifting it from the well. The sleeve 9 through the valve 13, having openings 14 and installed in the sleeve 15 with openings 16, is connected to tube 17. as a chamber for storing the pressurized sample of formation fluid, valve 18 and valve 19, having openings 20. On the outside of the valves 13 and 19 there are fixed sleeves 15 and 21 with openings 16 and 22. Valve 19 is connected to sampling unit 23, which includes plug 24 and needle valve 25. Sealing of the sampler assemblies is carried out by sealing rubber rings. The sampler works as follows. Before lowering the sampler into the well (see Fig. 1), the openings 14 and 20 of valves 13 and 19 are aligned with the openings 16 and 22 of fixed sleeves 5 and 2L The coupling 1 with the cut rod 2 is moved to the upper position and backed up from the suspension spring 10. The latch 11 is compressed and embedded inside the stem 2. In this position, the sampler is lowered into the borehole. In the process of lowering into the well (see Fig. 2 a), the flow of fluid (drilling mud) from the sub-packer space occurs through the nipple 8, the aligned holes 20 and. 22, tube 17, aligned holes 14 and 16, hole 12, sleeve 9 and then through the equalizer valve of the formation tester into the annulus. After reaching the borehole when installing the packer (see Fig. 26), in the process of moving the drilling tool downward, the coupling 1 with the brush 2 moves to the lower position until it stops against the head 3, the spring 10 is compressed, the retainer AND leaves the internal cavity of the rod and expands coupling groove 1.

После открыти впускного и закрыти уравнительного клапанов испытател пластов Пластовым флюид поступает через совмещенные отверсти 22 и 20 неподвижной втулки 21 и клапана 19, внутреннюю полость трубки 17, служащей камерой пробоотборника , совмещенные отверсти 14 и 16 клапана 13 и неподвижной втулки 15, отверстие 12 гильзы .9 и далее в бурильные трубы.After opening the inlet and closing the equalizer valves of the formation tester, the reservoir fluid flows through the combined orifices 22 and 20 of the fixed sleeve 21 and valve 19, the internal cavity of the tube 17, which serves as a sampling chamber, the combined holes 14 and 16 of the valve 13 and the fixed sleeve 15, and the sleeve hole 12. 9 and further into the drill pipe.

После окончани испытани скважины при сн тии пакера (см. фиг. .2 в) в процессе перемещени бурильного инструмента вверх муфта 1 со щтоком 2 перемещаютс в верхнее положение, увлека за собой с помощью фиксатора 11, зафиксированного в посадочном пазу муфты 1, подвижные детали 9, 13, 17 и 19 пробоотборника. При этом отверсти 14 и 20 перекрываютс в неподвижных втулках 15 и 21. Таким образом, внутри трубки 17 отсекаетс герметизированна проба, пластового флюида. После подъема пробоотборника на поверхность через узел 23 отбора проб производитс перевод пробы в контейнер.After completion of the well test, when removing the packer (see Fig. 2c), in the process of moving the drilling tool up, the coupling 1 with the brush 2 moves to the upper position, dragging with itself by means of the clamp 11 fixed in the landing groove of the coupling 1, moving parts 9, 13, 17 and 19 sampler. In doing so, the holes 14 and 20 overlap in the fixed bushings 15 and 21. Thus, the sealed sample of the formation fluid is cut off inside the tube 17. After the sampler is lifted to the surface, the sample is transferred to a container through the sampling unit 23.

Таким образом, предложенна конструкци пробоотборника позвол ет отсекать герметичную пробу пластового флюида в пробоотборной камере путем вертикального перемещени бурильного инструмента без его вращени , что дает возможность применени его в скважинах, имеющих наклоннонаправленный или осложненный стволы.Thus, the proposed design of the sampler allows you to cut off an airtight sample of formation fluid in the sampling chamber by vertically moving the drilling tool without rotating it, which makes it possible to use it in wells with tilted or complicated stems.

Отбор пластового флюида при испытании скважин, имеющих наклонно-направленный или осложненный ствол, дает возможность определ ть характер насыщени испытываемых интервалов, что значительно повышает геологическую эффективность при испытании скважин трубными испытател ми пластов.The selection of reservoir fluid during testing of wells with an oblique-directed or complicated wellbore makes it possible to determine the nature of the saturation of the test intervals, which significantly increases the geological efficiency when testing wells with pipe testers.

Claims

1. Shakirov, A.F., et al. Depth Sampling of Formation Fluid by Tube Testers. “Petroleum business, No. 7, 1974, p. 16-18.

2. USSR author's certificate number 314887, cl. E 21 V 49/02, 1967.

3. USSR author's certificate number 163557, cl. E 21 V 49/02, 1963.

ten

n

A

figure 1

TO

/ 2

P

/

Z3

Ei: 2

) 7