Випробувача КВІ-2М-146

Направляючий башмак

Це металева конусоподібна заглушка, яка служить для задання напрямку руху випробувача та сприйняття осьових зусиль під час опускання його у свердловину. Крім цього, башмак попереджає поступання в інструмент грубодисперсних частинок гірських порід через нижній кінець хвостовика.

Хвостовик

Призначений для розташування фільтра на потрібний висоті від вибою, тобто навпроти випробовуваного пласта. У випадках, коли випробовуваний пласт знаходиться безпосередньо над вибоєм, хвостовик у компоновку КВІ не включається, а заглушка ставиться на нижній кінець фільтра. Комплектується хвостовик з необхідної кількості бурильних або обважених бурильних труб.

Фільтр

Призначений для пропускання флюїду з підпакерного простору свердловини в порожнину випробувача і очищення флюїду від шламу, що знаходиться у промивальній рідині, та піску , який виноситься з випробовуваного пласта. Такі частинки можуть порушити роботу клапанів, або закупорювати канали з малим прохідним перерізом.

Схема фільтра зображена на рисунку 2.6.

Фільтр, який входить у комплект КВІ-2М-146, виготовляють, зазвичай, з двох секцій розділених заглушкою. У верхній секції вифрезеровані поздовжні щілини, а у нижній висвердлені радіальні отвори. Якщо частинки гірської породи закупорюють

щілини то зменшується радіальна фільтрація флюїду у випробувач, а при інтенсивному руйнуванні колектора, приплив флюїду може зовсім припинитись. Для того, щоб відрізнити цей випадок від зменшення фільтрації з інших причин (особливо природна мала проникність), у нижній частині ставлять ще один манометр, який фіксує зміну тиску у цій частині свердловини, але поступання флюїду у випробувач відсутнє (канал перекритий заглушкою). На поверхні зрівнюють покази цих манометрів, які за нормальних умов не повинні відрізнятись.

Основна характеристика фільтрів випробувачів нормального ряду подана у таблиці 2.1

Таблиця 2.1- Характеристика фільтрів

Пакер

Пакер призначений для розмежування об’єкта, який вибраний для випробування, від решти частини свердловини.

На сьогодні відомо багато різноманітних конструкцій пакерів.

Для проведення операцій в незакріпленому стволі свердловини використовують пакери трьох типів: з жорсткою металевою опорою, з розсувною гумовою опорою, з розсувною металевою опорою. Принцип дії їх однаковий і полягає в тому, що при опорі хвостовика на вибій свердловини чи її стінки, на корпус пакера передається стискуюче навантаження, під дією якого гумовий елемент пакера деформується щільно прилягаючи до стінок свердловини.

У комплекті КВІ-2М-146 зазвичай застосовують циліндричний пакер типу ПЦ-146, який належить до пакерів з жорсткою металевою опорою.

Конструкція цього пакера показана на рисунку 2.7. Він складається з нерухомої та рухомої частин. До нерухомих належать корпус 3, верхній перевідник 1 і металева головка 4. Рухому частину складають порожнистий шток 2, на якому закріплений гумовий елемент 5, нижній перевідник 7 і металева опора 6. При передачі стискуючого зусилля на башмак хвостовика корпус 3 разом з розташованими вище вузлами КВІ переміщується вниз відносно штока 2 і стискує гумовий елемент 5. Внаслідок осьового стиснення гумовий елемент розширюється у радіальному напрямку і притискується до стінок свердловини. Для попередження надмірної осьової деформації гумового елемента, яка може бути руйнівною для нього, на верхній кінець штока 3 можна монтувати регулююче кільце. Шток 2 пакера має два шпонкові виступи, які виключають його провертання відносно корпуса, і в той же час він вільно рухається вподовж корпуса, в якому профезеровані відповідні шпонкові пази. Шпонкове з’єднання корпуса з штоком дозволяє при необхідності передавати обертовий момент до нижчерозташованих вузлів. Під час проведення робіт в глибоких незакріплених свердловинах рекомендується використовувати здвоєний пакер. Схема загальної компоновки при цьому залишається такою ж, як і на рисунку 2.5, відмінність лише в тому, що пласт ізолюється від решти частини свердловини не одним, а двома пакерами, які встановлені послідовно один за одним. Потрібно відмітити, що випробування пласта зі здвоєним пакером не має нічого спільного з селективним випробуванням пласта двома пакерами.

Технічна характеристика пакерів з металевою опорою подана у таблиці 2.2.

Досвід експлуатації пакерів показує, що для забезпечення нормального проходження по стволу свердловини при спуску, його діаметр повинен бути в 1,1-1,15 раза менший від діаметра свердловини.

Таблиця 2.2- Технічна характеристика пакерів

На гумовий елемент пакера, крім механічних стискуючих навантажень, діють також гідравлічні навантаження, які виникають у момент вирівнювання тисків у підпакерній та надпакерній зонах. Величина перепаду тиску, що передається на гумовий елемент, у залежності від умов випробування коливається в широких межах і може досягати 40 МПа. Під дією такого перепаду тиску гума пакера затікає в зазор між металевою опорою і стінкою свердловини, що призводить до руйнування ущільнення з наступним порушенням герметичності пакеровки. Крім цього, гума, яка потрапила у цей зазор, затрудняє зняття пакера з місця після закінчення випробування.

Внаслідок цього довговічність ущільнюючого елемента за інших рівних умов різко знижується і у випадку проведення операцій при перепадах тисків 20 МПа вони забезпечують проведення одного-трьох випробувань. Термін служби гумового елемента може бути значно підвищений за умови зменшення зазору між нижньою опорою та стінками свердловини. Однак цей захід може мати позитивний ефект лише у випадку забезпечення нормального проходження пакера по стволу свердловини.

Таким умовам найповніше відповідають пакери з розсувною опорою, основна особливість яких полягає в тому, що поперечні розміри їх опори в транспортному положенні не перевищують розмірів гумового елемента, а при створенні стискуючих сил діаметр опори збільшується до заданих розмірів. В результаті цього, у робочому положенні зазор між стінками свердловини і опорою може бути зменшений у декілька разів, що виключає затікання гуми і, як наслідок, підвищується працездатність та ефективність пакера. При знятті пакера з місця опора повертається у вихідне положення, виключаючи поршневий ефект у процесі підіймання обладнання з свердловини. Загальний вигляд пакера з розсувною опорою ПЦР – 146 показаний на рисунку 2.8.

Він складається з верхнього корпуса 3, штока 4, гумового елемента 8, розсувної опори 10, яка розташована між рухомою втулкою 9 і металевою опорою 11, нагвинченою на перевідник 6. Перевідник нагвинчений на нижній кінець штока 4. Під час передачі стискуючого навантаження корпусні деталі пакера зміщуються вниз відносно нерухомого штока. Ця сила

через гумовий елемент 8 передається втулці 9, яка зміщується вниз до упору її нижнього торця в торець перевідника 6. Завдячуючи цьому, гумова опора 10, скорочуючись по довжині, збільшується до певної величини по діаметру. Вільний хід втулки 9 вибраний з таким розрахунком, щоб гумова опора в робочому стані не торкалась стінок свердловини. Під час подальшого зміщення вниз корпусних деталей пакера його гумовий елемент збільшується в діаметрі до контакту з стінками свердловини. До цього гумова опора 10 стиснута, і її зовнішній діаметр близький до діаметра свердловини, що створює прийнятні умови для роботи гумового елемента внаслідок зменшення зазору між опорою та стінками свердловини. При знятті пакера з місця після вирівнювання тисків у над- та підпакерній зонах розтягуюче навантаження через перевідник передається гумовому елементу, який повертається у вихідне положення. Гумова опора під дією її пружних сил також повертається у вихідне положення, за рахунок чого забезпечується вільне зняття пакера з місця і транспортування його по стволу свердловини.

Пакер ПЦР-146 комплектують змінними гумовими елементами, втулками, розсувними гумовими опорами, і металевими опорами відповідних діаметрів, значення яких відповідають конкретним діаметрам свердловини. Передача обертового моменту у цих пакерів здійснюється так само, як і у попередніх.

Інститутом ”СевКавНИПнефть” розроблена конструкція пакера з розсувною металевою опорою з коефіцієнтом пакеровки в межах 1,2-1,22. Внаслідок цього він має підвищену прохідність по стволу свердловини. Відмінність конструкції цього пакера полягає в тому, що металева опора виконана з низки (5-7 шт.) пластинок листової пружної сталі, які у транспортному положенні закриті, нагадуючи основу квітки. Така опора носить назву “опори пелюсткового типу”. Під дією стискуючого навантаження ”пелюстки” опори розкриваються до потрібного розміру, створюючи сприятливі умови для пакерування. Після зняття стискуючого навантаження ”пелюстки” опори під дією пружних сил закриваються. Але така опора має ваду, яка полягає в тому, що вона після кожної операції потребує реставрації, а це пов’язано з деякими незручностями експлуатації пакера.

Безпечний замок

Під час випробування перспективних об’єктів у незакріплених інтервалах свердловин не виключена можливість прихоплення хвостовика, фільтра чи пакера. З допомогою відомих засобів для проведення аварійних робіт не завжди можна ліквідувати прихоплення, тому у компоновці КВІ необхідно мати пристрої, які забезпечують аварійне від’єднання неприхопленої частини КВІ від прихопленої. Для цього в комплект випробувача включають безпечний замок, який дозволяє виконати цю операцію за рахунок вертикальних переміщень бурильної колони та обертання її вправо. Крім того, безпечний замок в нормальних умовах повинен забезпечувати передачу обертового моменту колоні труб під час випробування, не порушуючи її цілісності, а також поступання пластового флюїду у випробувач. Безпечний замок, зазвичай, встановлюють безпосередньо над пакером, в деяких випадках під ним. Схематично безпечний замок зображений на рисунку 2.9.

У корпусі 4 розташований шток 2 з перевідником 1. У верхню частину корпуса вгвинчена грундбукса 3 з лівою різьбою, яка знаходиться у постійному шліцьовому зачепленні з штоком 2. Внутрішня порожнина корпуса виготовлена у вигляді шліцьової втулки з шістьма виступами. Потовщена нижня частина штока 2 має три шліцьових виступи, через які шток знаходиться у зачепленні з корпусом 4.

Перепускний пристрій складається з гумової втулки 5 і гвинта 6 і служить додатком до зрівноважувального клапана гідравлічного випробувача пластів. При передачі стискуючої сили шток 2 зміщується у крайнє нижнє положення, втулка 5 входить у виточку корпуса і герметично розмежовує внутрішню порожнину штока від кільцевого простору свердловини. Тому, коли відкривається впускний клапан гідравлічного випробувача пластів, внутрішня порожнина штока буде ізольована від кільцевого простору.

Принцип роботи безпечного замка полягає у наступному. У випадку прихоплення пакера через колону бурильних труб передають обертовий момент штоку 2. Потім інструмент розвантажують і шток 2, перемістившись у крайнє нижнє положення, повертається вправо разом з грундбуксою 3 на 120⁰. Після цього інструмент припіднімають, шток 2 по пазах зміщується у верхнє положення і повертається ще на 120⁰. Таким чином, шляхом створення обертового моменту та зворотно-поступальних рухів шток 2 повертається разом з грундбуксою 3, яка лівою різьбою з’єднана з корпусом 4, на 120⁰ за кожен рух. Після закінчення 12 повних обертів грундбукса відгвинчується від корпуса, шток 2 вільно витягується з корпуса і звільнене обладнання підіймають з свердловини.

Гідравлічний яс

Для звільнення пакера після випробування і повернення його у транспортне положення часто недостатньо простого відкриття зрівноважувального клапана гідравлічного випробувача пластів та зняття осьового стискуючого зусилля. Бувають випадки, коли необхідно прикладати значну додаткову розтягуючу силу за величиною більшу, ніж вага колони труб та інструменту. Труднощі ще збільшуються у випадку прихоплення нижньої частини КВІ. Для полегшення звільнення пакера і прихопленої часини КВІ в його комплект включають пристрій, який дозволяє створювати ударні навантаження в осьовому напрямку. Цей пристрій називається яс.

У залежності від конструктивного виконання яси розділяють на дві групи: відкритого і закритого типу.

Гальмівна камера ясів відкритого типу з’єднується з затрубним простором і заповнена промивальною рідиною. Розтягуюча сила, необхідна для їх включення в роботу, залежить від гідростатичного тиску у затрубному просторі. Герметизуючі елементи та ущільнювані поверхні ясів цього типу контактують з промивальною рідиною, що негативно відбивається на їх працездатності.

У ясах другого типу гальмівні камери заповнюють спеціальною рідиною (наприклад, авіамастило МС-20) і герметично ізолюють від дії промивальної рідини. На відміну від ясів відкритого типу, розтягуюча сила, яка необхідна для їх включення у роботу, не залежить від гідростатичного тиску у затрубному просторі, що є їх важливою перевагою.

Схема конструкції яса закритого типу подана на рисунку 2.10.

З метою зменшення його габаритних розмірів та забезпечення зручності під час обслуговування гідравлічна камера в ньому виконана усередині шестигранного вантажного штока. Лабіринтна кільцева щілина гідравлічного опору виготовлена усередині поршня 9, який є складовою частиною розділювальної трубки 7, 17.

При передачі стискуючого навантаження шток 6 зміщується вниз відносно корпуса 18. У момент, коли внутрішня ущільнююча поверхня штока 6 зконтактує з герметизуючою втулкою 20, гальмівна рідина буде вільно перетікати під поршень через зворотний кульовий клапан 10. При передачі на шток 6 розтягуючого

навантаження кульовий клапан 10 притискується до буртика каналу і рідина з цього моменту перетікає тільки по лабіринтному каналу гідравлічного опору.

При входженні поршня з втулкою 20 у розширену частину камери гідравлічний опір перетіканню робочої рідини зникає і шток 6 під дією пружинного розтягу колони бурильних труб різко зміщується у крайнє верхнє положення, наносячи удар своїм виступом по внутрішньому верхньому торцю корпуса 18.

Після повторного стиснення колоні труб надають розтягуюче навантаження з метою створення повторного удару у напрямку знизу-вверх. Таким чином, наносять удари до звільнення пакера з місця пакеровки. Внутрішня поверхня перевідників 4 та 19 виконана за формою зовнішньої шестигранної поверхні штока 6, що дає можливість передавати обертовий момент на розташовані нижче вузли.

Гідравлічний випробувач пласта

Гідравлічний випробувач пласта – основний вузол комплекту випробувальних інструментів. Він призначений для герметизації порожнини колони труб у процесі спуско-підіймальних операцій і з’єднання порожнини труб з підпакерним простором; вирівнювання тиску під пакером і над ним в процесі СПО та перед зняттям пакера з місця пакеровки; зменшення депресії на пласт і передачі стискуючих, розтягуючих і крутних навантажень на вузли, які розташовані нижче випробувача пластів. Він складається з трьох основних вузлів:

60 впускного клапана, призначеного для розмежування внутрішньої порожнини колони труб у процесі СПО і для забезпечення припливу флюїду з пласта в труби в процесі випробування ;

61 зрівноважувального клапана, призначеного для полегшення перетікання промивальної рідини, яка витісняється під час опускання КВІ з підпакерного простору у надпакерній (при підійманні КВІ – у протилежному напрямку), зменшення гідродинамічного тиску, який виникає при цьому, і для вирівнювання гідростатичного тиску під і над пакером після випробування пласта;

62 гідравлічне реле часу, яке дозволяє відкривати і закривати, вказані вище клапани, через певний проміжок часу.

Принципова схема конструкції гідравлічного випробувача пласта показана на рисунку 2.11.

При спуску і підйомі інструменту гідравлічний випробувач пластів знаходиться у розтягнутому положенні. Штанга 3 і шток 4 знаходяться у крайньому верхньому положенні, отвори 9 впускного клапана закриті, що чинить перепону доступу промивальної рідини усередину бурильних труб. Сальник 7 знаходиться над отворами 10 зрівноважувального клапана і через них промивальна рідина перетікає з під пакера над пакер, покращуючи прохідність інструмента.

По досягненні вибою під дією ваги колони труб штанга 3 і шток 4 переміщуються вниз. Отвори зрівноважувального клапана закриваються, а отвори впускного клапана виходять з гільзи 8 і флюїд через центральний отвір штока і штанги поступає в колону труб. Для регулювання депресії на пласт і швидкості руху потоку флюїду в гідравлічних каналах випробувача пласта у верхній частині штанги встановлюють спеціальний зйомник штуцер 2, який закріплений головкою 1. Діаметр прохідного каналу штуцера підбирається для конкретних умов випробування.

Своєчасність закриття зрівноважувального клапана і відкриття отворів впускного клапана забезпечується гідравлічним реле часу, яке складається з циліндричної камери, заповненої рідиною (зазвичай це авіаційне мастило МС-20), і поршня 6, який переміщається у камері разом зі штоком 4. Під час руху вниз поршень щільно притиснутий до верхнього упорного торця штока і рідина з нижньої зони 11 перетікає у верхню зону 12 через капілярні канали 5, які виконані в поршні у вигляді циліндричної різьби. Розміри каналів підбирають з таким розрахунком, щоб забезпечити необхідну швидкість руху поршня 6 і відповідну затримку в часі між операціями пакерування і відкриття впускного клапана. Регулювання швидкості руху відбувається за рахунок зміни геометричних розмірів канавок або в’язкості рідини.

Під час руху штока вверх спочатку закривається впускний клапан, а потім відкриваються отвори зрівноважувального клапана і забезпечується вирівнювання гідростатичного тиску під і над пакером. Ці операції відбуваються значно швидше, ніж при переміщенні штока вниз, оскільки при переміщенні вверх поршень реле часу відходить від верхнього торця штока і рідина з верхньої зони 12 вільно перетікає у нижню зону 11 через кільцевий зазор між штоком і поршнем, що забезпечує швидке переміщення штока вверх.

Розтягуюче навантаження, яке діє на шток випробувача пласта і дорівнює добутку гідростатичного тиску у свердловині на різницю площ поперечного перерізу нижньої і верхньої частини штока в місцях ущільнюючих кілець камери, попереджує передчасне відкриття впускного клапана КВІ при раптових короткочасних посадках інструмента у процесі спуску у свердловину або при розходжуванні інструмента під час затяжок на вибої.

Запірно-поворотний клапан

Запірно-поворотний клапан призначений для припинення на деякий час доступу пластового флюїду з випробовуваного пласта в бурильні труби з метою запису глибинними манометрами діаграм зміни тиску в часі та відновлення доступу флюїду в колону труб.

У комплекті КВІ застосовують запірно-поворотні клапани двопозиційні (відкрито-закрито) та 4-х позиційні (відкрито-закрито-відкрито-закрито). Управління запірно-поворотним клапаном здійснюється обертанням колони труб.

У схемі комплекту інструментів, який показаний на рисунку 2.5, використовується 4-х позиційний запірно-поворотний клапан.

Він складається (рисунок 2.12) з перевідників 2 і 17 та корпуса 13. Усередині корпуса розташований вантажний шток 1, який під час СПО через храповик 4 і пружину 5 знаходиться у зачепленні з корпусним перевідником 2. У вантажний шток вгвинчена гільза 3, яка знаходиться у постійному шліцьовому зачепленні з гвинтом 11. У розширеній частині корпуса 13 розташований вузол упорного підшипника, який складається з нижньої опори 8, роликів, верхньої і проміжної опор 6 та 7. Нижче підшипника розташована гайка 10, яка нагвинчена на гвинт 11 і утримується від провертання штифтом 9. Між корпусом та гвинтом розміщена верхня гільза 14, в яку вгвинчена нижня гільза 15 з заглушкою 18. Гвинт 11 жорстко пов’язаний з клапаном 16, який розташований усередині гільзи 15. У нижню частинну перевідника 22 вмонтований перепускний клапан, що складається із сідла 21, штока 20 і пружини 19. Рідина з пласта при відкритому впускному клапані випробувача, через осьовий канал А, поступає в кільцеву порожнину кожуха 17 і далі через радіальні отвори Б і канали клапана та гвинта потрапляє у порожнину колони труб.

КВІ опускають з відкритим запірно-поворотним клапаном (перша позиція). По закінченні часу першого відкритого періоду випробування колону труб обертають вправо на 9-10 обертів. До цього моменту шток 1 під дією стискуючого навантаження знаходиться в крайньому нижньому положенні, тобто поза зачепленням з корпусом. Обертання труб через гільзу 3 передається гвинту 11, який при цьому переміщується вверх, підіймаючи за собою клапан 16. При цьому герметизуючі кільця Г опиняються вище отворів В і підпакерна зона відокремлюється від порожнини труб (друга позиція). По закінченні часу першого закритого періоду випробування колону бурильних труб знову обертають вправо на 9-10 обертів. При цьому гвинт 11 разом з клапаном 16 зміщується вверх і отвір Д суміщається з отвором В, тобто підпакерна зона знову з’єднується з порожниною колони труб, і розпочинається другий відкритий період випробування (третя позиція). По закінченні заданого часу знову обертають колону труб вправо на 9-10 обертів. При подальшому переміщенні гвинта і клапана вверх герметизуючі кільця Е опиняються вище отвору В і порожнина колони знову відмежовується від підпакерного простору (четверта позиція). При подальшому обертанні колони труб гвинт 11 виходить з різьбового зачеплення з гайкою, його переміщення вверх припиняється і колону труб можна безперешкодно обертати необхідну кількість разів, не з’єднуючи підпакерну зону з порожниною труб.

По закінченні випробування під час зняття пакера з місця пакеровки розтягуюче навантаження через колону труб передається на шток, який повертається у вихідне положення і знову входить в зачеплення з корпусним перевідником 2. Під час підіймання КВІ з свердловини надлишковий тиск рідини, яка знаходиться між гідравлічним випробувачем пластів і запірно-поворотним клапаном, понижується через дросельний клапан 20 і клапан Є у затрубний простір. Клапан 20 відрегульований так ,що до моменту підйому КВІ на поверхню тиск між гідравлічним випробувачем пластів та запірно-поворотним клапаном знижується до атмосферного, що забезпечує безпеку робіт при демонтуванні обладнання. Запірно-поворотний клапан потрібно обертати на першій швидкості ротора, при цьому механічне стискуюче навантаження може бути понижено на 30-40 кН.

Технічна характеристика запірно-поворотних клапанів подана в таблиці2.3.

Таблиця 2.3 - Технічна характеристика запірно-

поворотних клапанів

Циркуляційний клапан

Циркуляційний клапан призначений для відновлення прямої або зворотної промивки вище КВІ. Це необхідно у таких випадках:

63 заміни промивальної рідини у свердловині на свіжу; заміни розгазованої рідини на дегазовану, а в деяких випадках на поважчену;

64 витіснення з колони труб відібраної з випробовуваного пласта рідини, особливо нафти;

65 встановлення нафтової або кислотної ванни у випадку прихоплення колони труб.

У КВІ найчастіше встановлюють циркуляційний клапан конструкції Левицького, схема якого показана на рисунку 2.13. Він складається з корпуса 1 з замковою різьбою на верхньому кінці, усередині якого розташований порожнистий шток-пробка 8, втулки 2, пружини 6, яка затиснута між виступом корпуса 1 і спеціальною гайкою 9, нагвинченою на шток-

поршень, патрубка 10 і нижнього перевідника 11 для з’єднання клапана з іншими вузлами КВІ. Втулка 2 з’єднана з штоком 8 двома стопорними шпильками 3. В тілі корпуса 1 просвердлено декілька отворів 12, осі яких перпендикулярні осі корпуса. Герметичність контактуючих поверхонь забезпечується ущільню­ючими кільцями 4, 5 і 13

При монтуванні клапана в пази штока 8 і корпуса 1 встановлюють ущільнюючі гумові кільця. На верхній кінець штока 8 надівають втулку 2 і закріплюють її двома стопорними шпильками 3 діаметром 3 мм. Шток 8 встановляють в корпус 1 так, щоб втулка 2 сіла на буртик в муфті корпуса. На ствол поршня 8 надівають пружину 6, яку стискують нагвинчуванням гайки 9 на ствол штока, а потім, на корпус 1 нагвинчують патрубок 10 з нижнім перевідником 11.

У верхній частині шток має збільшений зовнішній діаметр у порівнянні з нижньою частиною. В результаті цього, під дією гідростатичного тиску стовпа промивальної рідини у затрубному просторі шток намагається переміститись вверх. Це переміщення попереджується упором штока в торець конуса замкової різьби труби.

Для відкриття циркуляційного клапана в трубах створюють надлишковий тиск під дією якого шпилька 3 зрізається і шток-пробка відтискується вниз, тоді через радіальні отвори 12 затрубний простір з’єднується з порожниною труб. Під дією різниці тисків, що створюють стовпи рідин усередині труб і затрубному просторі, рідина з труб витісняється через устя свердловини, при цьому у затрубний простір слід доливати промивальну рідину, щоб не допустити зниження протитиску на пласт. Пружина 7 попереджує самовільне закриття клапана під час зворотної промивки. Зрізні шпильки 3 підбирають з такого розрахунку, щоб, тиск при якому відбувається їх руйнування, не перевищував 4,5-5,0 МПа. Для попередження передчасного зрізання шпильок і відкриття циркуляційного клапана інструмент слід опускати і піднімати без різких зупинок, щоб виключити утворення значних за величиною гідравлічних ударів стовпа рідини в трубах. Технічна характеристика циркуляційних клапанів подана в таблиці 2.4.

Таблиця 2.4-Технічна характеристика циркуляційних клапанів

Перевідник для встановлення глибинних приладів

Ці перевідники призначені для встановлення в них глибинних манометрів, термометрів та інших приладів. Технічна характеристика перевідників подана у таблиці 2.5. Перевідник, який використовують у КВІ-2М-146, виконаний у вигляді труби 3 (рисунок 2.14).

Таблиця 2.5- Технічна характеристика перевідників

Труба обладнана верхнім 1 та нижнім 6 приєднувальними перевідниками. В нижній перевідник вгвинчена стійка, 5 у верхній частині якої закріплюється підвіска 3 для встановлення приладів. Крім цього, у підвісці висвердлені осьові отвори 4 для проходження рідини.

Глибинні прилади

Випробування пластів на відміну від геофізичних методів є дослідженням в динаміці роботи системи “пласт-свердловина”, тобто глибинні прилади реєструють величину або характер змінюваного параметра в часі у випробовуваному інтервалі свердловини. Найціннішу інформацію отримують з діаграм зміни тиску, температури, густини, електропровідності потоку флюїду у порожнині випробувача і присвердловинній зоні пласта.

У компоновці КВІ-2М-146 найчастіше використовують манометри та термометри. Манометри, крім запису цінної інформації про випробовуваний об’єкт чітко контролюють технологічні процеси і стан технічних засобів (герметичність колони труб, відкриття та закриття клапанів) у процесі операції.

Манометри

Найчастіше використовуються глибинні манометри типу “МГП”, “МГИ” та “МГН2”.

На рисунку 2.15 зображена схема реєструючого манометра “МГП”, який складається з трьох частин. У верхній герметично закритій камері 1 встановлений термометр 2, який фіксує максимальну температуру у процесі випробування. В середній камері 4, яка з’єднана з оточуючим середовищем через отвір 3, змонтована пружина 5 і прикріплена верхнім кінцем до корпуса манометра, а нижній кінець приєднаний до поршня 6. Поршень опущений в нижню камеру 8, де підтримується атмосферний тиск.

Рідина, яка проникає через отвір 3, тисне на поршень 6 і він переміщується вниз розтягуючи протаровану пружину 5. Разом з поршнем переміщується вниз перо 7, яке прикріплене до нижнього кінця поршня і залишає слід на бланку, закріпленому на внутрішній поверхні барабана 9. При нерухомому барабані зміна тиску оточуючого середовища на бланку відмічається прямою лінією. При обертанні барабана 9 годинниковим механізмом 10, на бланку викреслюється діаграма зміни тиску в часі. Схема геліксного манометра “МГИ-3” показана на рисунку 2.16. Вимірюваний тиск через сильфонний розділювач 6 діє на трубчату пружину (гелікс) 5, яка розкручується пропорційно тиску, а величина кута повороту реєструється пером 4 на діаграмі, що закріплена в барабані 3 каретки 2. Барабан каретки поступально переміщується ходовим гвинтом, який обертається від приводу годинникового механізму 1. Технічна характеристика геліксних манометрів подана в таблиці 2.6.

Геліксні манометри ряду “МГН2” за будовою і принципом дії подібні до манометрів ряду “МГИ-3”, але в них присутня термометрична секція для вимірювання максимальної температури в процесі випробування. Технічна характеристика манометрів подана у таблиці 2.7.

Технічна характеристика манометра типу “МГП-3М”:

Таблиця 2.6- Технічна характеристика геліксних манометрів типу “МГИ”

Таблиця 2.7- Технічна характеристика манометрів типу “МГН”

Термометр

У комплекті інструментів використовуються глибинні термометри типу “ТГИ-3”, які призначені для вимірювання температури по стволу свердловини і характеру її зміни в часі після виклику припливу пластового флюїду випробувачем пластів. Термометр “ТГИ-3” (рисунок 2.17) - це прилад, у якому чутливим елементом є система, що складається з термобалона 6 і гвинтової геліксної пружини 5, заповненої високотемпературною рідиною. При підвищенні температури рідина в системі нагрівається і збільшується в об’ємі, гелікс при цьому розкручується на кут, який пропорційний вимірюваній температурі. Величина кута повороту реєструється пишучою голкою 4 на діаграмному бланку 3. Бланк закріплюється в барабані механізму переміщення.

Встановлення і переміщення барабана з бланком запису, робота механізму витримки, вмикання годинникового приводу 2 та методика визначення температури аналогічні роботі відповідних механізмів манометра “МГИ-3”. Пишучий пристрій термометра відрізняється від пишучого пристрою манометра наявністю додаткового нерухомого пера для нанесення нульової лінії на діаграмному бланку в момент включення годинникового механізму. Останній переміщує вниз барабан запису. “ТГИ-3” реєструє температуру з затримкою в часі на 5-10 хв. за рахунок теплової інерції, яка залежить від часу прогрівання термобалона і гелікса. Для зменшення інерції об’єм термобалона повинен бути більший за об’єм внутрішньої порожнини геліксної пружини.

Технічна характеристика термометрів “ТГИ-3”: