Випробувачі з опорою на вибій

Перші випробувачі пластів були розроблені більше сотні років тому і застосовуються для випробування свердловин до теперішнього часу. Найчастіше застосовують випробувачі пластів провідних американських фірм “Джонстон”, “Халлібуртон” і “Лайнз”.

Випробувач фірми “Джонстон” дозволяє відбирати необхідні проби пластового флюїду, визначати гідростатичний тиск промивальної рідини в затрубному просторі, дає можливість виявити експлуатаційні можливості випробовуваного пласта, його температуру, тиск та інші параметри.

Цей випробувач складається з низки вузлів, кожний з яких виконує певну функцію в процесі випробування пластів. Випробувач опускають у свердловину на колоні бурильних або насосно-компресорних труб. До його складу входять такі вузли: фільтр, пакер, безпечний замок, гідравлічний яс, поворотний клапан, пристрій для зворотної промивки, перевідники для розташування реєструючих глибинних манометрів. Основні конструктивні особливості вузлів та їх функціональне призначення таке ж, як і випробувача КВІ-2М-146.

На рисунку 2.40 показана схема роботи гідравлічного випробувача пластів фірми “Джонстон”.

Положення А- приймальний клапан випробувача закритий, а зрівноважувальний відкритий. Це положення відповідає спуску та підйому інструменту.

Положення Б- зрівноважувальний клапан закритий, а приймальний клапан випробувача відкритий. Це положення відповідає початковому періоду стояння на припливі.

Положення В- приймальний клапан випробувача пластів закритий. Це положення відповідає закритому періоду випробування.

Положення Г- зрівноважувальний клапан відкритий і інструмент готовий до підйому на поверхню.

Випробувачі фірми “Халлібуртон” використовуються на американських промислах при випробуванні як закріплених, так і незакріплених свердловин. Принцип дії випробувача та його комплектність подібні до описаних вище.

Для підвищення ефективності випробування фірмою “Джонстон” розроблений багатоцикловий випробувач типу “МFE”, загальна компоновка якого показана на рисунку 2.41. Особливість його конструкції полягає в тому, що, крім необмеженої кількості відкритих та закритих періодів, він дозволяє здійснювати дистанційну реєстрацію тиску протягом всього процесу випробування.

Багатократне повторювання відкритих і закритих періодів випробування здійснюється спеціальними пристроєм, який складається з фігурного паза 1 і пальця 2 (рисунок 2.42). Фігурний паз 1 виконаний на штоку, який з?єднаний з колоною труб, а палець 2 знаходиться на втулці, яка розташована усередині кожуха. Шток з фігурним пазом проходить через втулку з пальцем і кожух.

1-циркуляційний клапан; 2-багатоцикловий випробувач; 3-перепускний клапан; 4-яс; 5-безпечний замок; 6-пакер; 7- фільтр; 8-перевідник для глибинних приладів; 9-хвостовик.

Рисунок 2.41-Компоновка багатоциклового випробувача пластів фірми “Джонстон”

Перехід від одного циклу випробування до іншого відбувається таким чином.

При спуску інструмента верхній шток випробувача пластів 1 (рисунок 2.43.а.), подвійний багатоцикловий клапан, зрівноважувальний клапан 5 і пакер 6 знаходяться у вільному розтягнутому положенні і підвішені на пальці 2 верхнього штока випробувача пластів. При цьому впускний клапан 3 закритий, а зрівноважувальний 5- відкритий.

При досягненні вибою розпочинається запакеровка , для здійснення якої бурильна колона частково розвантажується на хвостовик, при цьому фігурний паз 1 переміщається вище до упора в палець 2 (положення ІІ). Після запакеровки через деякий час відкривається впускний клапан і розпочинається перший відкритий період випробування, як показано на рисунку 2.43 б. Для переходу до закритого періоду випробування бурильну колону короткочасно піднімають і знову опускають вниз. При цьому фігурний паз і палець із сумісного положення ІІ, на короткий час займають положення ІІІ а потім ІV (рисунок 2.42). Положення ІV відповідає закритому періоду випробування , показаному на рисунку. Після першого закритого періоду переходять до другого відкритого періоду випробування шляхом короткочасного натягання бурильної колони з наступним розвантаженням її. Фігурний паз з пальцем послідовно займуть короткочасно положення І, а потім ІІ. Таким чином, сумісне розташування фігурного паза 1 і пальця 2 відповідає відкритому періоду випробування – положення ІІ, положення ІV- закритому періоду випробування, положення ІІІ- проміжному, для переходу від закритого до відкритого. Крім того, положення І і V відповідають спуску і підйому інструменту.

Так, короткочасним натяганням і наступним звільненням бурильної колони може бути створена необмежена кількість відкритих і закритих періодів випробування. Під час проведення маніпуляцій необхідно суворо слідкувати за тим, щоб під час короткочасного натягання бурильна колона (положення ІІІ і І) припідіймалась в межах вільного ходу, інакше може відбутись зняття пакера. При короткочасному натяганні бурильної колони для переходу від одного періоду випробування до іншого з пакера знімається осьове стискуюче навантаження, однак герметичність пакеровки не порушується. Це досягається додатковим гідравлічним пристроєм, який забезпечує деяке стале гідравлічне осьове навантаження , крім часткової ваги бурильної колони. Після запакеровки і відкриття клапана (рисунок 2.43.в) на верхній торець штока випробувача пластів діє гідростатичний тиск, а на нижній-пластовий, який зазвичай завжди менший ніж гідростатичний. Таким чином, гідравлічний шток створює осьову силу на пакер.

Пакер знімають після закритого періоду випробування, коли фігурний паз 1 і палець 2 з положення ІV займуть положення V (рисунок 2.42). В цьому положенні бурильну колону натягують з силою, яка перевищує силу, що виникає в результаті гідравлічної неврівноваженості штока. Шток піднімається вверх до упора (рисунок 2.43 г) і при цьому відкривається отвір зрівноважувального клапана. Тиск під пакером і над пакером вирівнюється, пакер повертається у транспортне положення і може розпочатись підйом інструменту.

Принцип дистанційної реєстрації тиску ґрунтується на тому, що пакер випробувача розглядається як нерухомий циліндр, а бурильна колона як поршень, що здатний переміщатись усередині циліндра на обмежену віддаль l₁ і l₂, які відповідають осьовим переміщеням фігурного паза 1 відносно пальця 2 (рисунок 2.42) при послідовному переміщенню від положення І до положення ІV.

У залежності від періоду випробування тиск під нижнім торцем штока (рисунок 2.43 б) змінюється , внаслідок чого будуть змінюватись покази індикатора ваги, якщо колону труб вільно підвісити, тобто відірвати від пакера.

Бурильна колона, яка знаходиться під гідростатичним тиском, розглядається як “вільно плаваюче тіло”. Вона має можливість вільного осьового переміщення, в межах якого на пакер не передається розтягуюче чи стискуюче осьове навантаження. Цей вільний хід в межах l₁ дорівнює 150 мм і називається “вільною точкою плаваючого тіла”.

Коли відкривається впускний клапан випробувача, то під “вільно плаваючим тілом” тиск стає менший ніж гідростатичний і “тіло”, тобто бурильна колона, втрачає “плавучість”. В цей час бурильну колону натягують для повернення у вільну точку і відмічають покази індикатора ваги. Різниця в показах індикатора ваги до і після відкриття клапана, віднесена до незрівноваженої площі пристрою характеризує тиск під пакером.

Детально процес дистанційної реєстрації тиску відбувається таким чином. При спуску у свердловину, низ бурильної колони, подвійний багатоцикловий клапан, зрівноважувальний клапан з якорем знаходяться у вільному розтягнутому стані. У зв’язку з тим, що у абсолютній більшості випадків радіальний зазор між стінками свердловини та пакером малий, частина промивальної рідини перетікає через порожнину якоря, центральний канал пакера і отвори зрівноважувального клапана. Незважаючи на наявність додаткового каналу, інструмент спускають з малою швидкістю, завдяки чому повинні бути виключені посадки чи підвищення тиску під пакером і як наслідок збільшення репресії на пласт.

Важливим етапом випробувань вважається визначення повної ваги бурильної колони у рідині без ваги вузлів пакерної групи (подвійний багатоцикловий клапан, зрівноважувальний клапан, клапан з якорем). Для цього із загального показу індикатора ваги віднімають розрахункову вагу вузлів пакерної групи у промивальній рідині. Для таких розрахунків необхідно знати вагу цих вузлів у повітрі та густину рідини у свердловині.

При досягненні вибою (рисунок 2.43.б) на пакер передається стискуюче осьове навантаження, яке деформує його до щільного контакту зі стінками свердловини. В такому положенні зрівноважувальний клапан закритий. Подвійний клапан відрегульований так, що відкривається з деякою затримкою після пакеровки. Розпочинається відкритий період випробування в процесі якого пластовий флюїд поступає усередину колони труб. Тиск під пакером дорівнює тиску в бурильних трубах. В тому випадку, коли тиск під пакером нижчий за гідростатичний, на пакер діє додаткове навантаження спеціального пристрою, принцип роботи якого був розглянутий раніше.

Оскільки тривалість першого відкритого періоду невелика, то можна вважати, що тиск в трубах практично не змінився і дорівнює початковому значенню тиску.

Як було зазначено раніше, для переходу до закритого періоду випробування (рисунок 2.43 в) достатньо незначно припідняти і знову опустити колону бурильних труб. Подвійний клапан закритий, тому тиск під ним починає зростати до пластового. В кінці закритого періоду випробування колону незначно припіднімають, виводячи її в положення “вільної точки”. При цьому шток не створює осьового навантаження на пакер, знаходячись в положенні “вільно плаваючого тіла”. За показами індикатора ваги до початку випробування і після закритого періоду визначають тиск під пакером.

Тривалість другого відкритого періоду випробування більша за тривалість першого, тому в колону бурильних труб може поступити значна кількість флюїду, що призведе до зростання тиску. В кінці другого відкритого періоду бурильна колона виводиться в положення “вільної точки” для зняття показів індикатора ваги.

Для підйому інструмента із свердловини після закінчення випробування бурильну колону натягують і витримують у такому положенні протягом 2-5 хвилин. Клапан випробувача залишається закритим, а за рахунок натягання інструмента відкриваються отвори зрівноважувального клапана, перепад тиску на пакері усувається, і клапан поступово повертається у транспортне положення.

Для дистанційного вимірювання тиску прийняті деякі допущення та наближення, до яких належать:

1.Замір тиску на поверхні, тобто зняття показів індикатора ваги, і подальші розрахунки проводять тільки тоді, коли випробувач пройшов певну точку циклу. Будь-яка реєстрація тиску в момент, коли випробувач знаходиться між цими точками, буде помилковою;

2.Індикатор ваги повинен мати достатній ступінь точності, хоча б не більше 5000Н.

При замірах важливе не абсолютне значення показів індикатора, а величина зміни навантаження, яка завжди вимірюється при русі “вільно плаваючого тіла” тільки вверх. Гістерезисним ефектом індикатора ваги можна знехтувати.

Якщо на покази індикатора ваги суттєво впливає зміна температури повітря, то покази необхідно коригувати шляхом оцінки впливу зміни навантаження в неактивному періоді випробування, тобто в процесі відкритого або закритого періодів, але не в їх кінці;

3.Вважається що протягом всього періоду випробування рівень рідини у затрубному просторі не змінюється, тому вага бурильної колони зафіксована індикатором на початку випробування, може бути прийнята за нульову точку, від якої будуть відраховуватись всі наступні зміни;

4.З метою спрощення розрахунків зміною конфігурації зовнішньої та внутрішньої поверхонь бурильної колони та інструмента нехтують.

Для дистанційного вимірювання тиску повинні бути підготовлені такі дані:

1) вага частини обладнання, яке розташоване нижче багатоциклового випробувача, а також його довжина;

2) густина промивальної рідини у свердловині;

3) максимальні покази індикатора ваги при русі всієї бурильної колони в безпосередній близькості до місця пакеровки. Ці покази індикатора дещо вищі за фактичну вагу бурильної колони в рідині і служать для перевірки чутливості індикатора ваги при встановленні нульової точки;

4) глибина встановлення випробувача. Це віддаль від устя до багатоциклового випробувача для визначення місця розташування “вільної точки”.

5) мінімальні покази індикатора ваги. В даному випадку маються на увазі покази індикатора ваги при русі колони вниз, коли пакер підходить до місця пакеровки. Різниця в показах між максимальним та мінімальним значенням навантаження свідчить про чутливість індикатора та степінь викривлення свердловини;

6) вага бурильної колони;

7) протитиск в бурильній колоні;

8) гідростатичний тиск на рівні багатоциклового випробувача. Цей тиск діє на торець “вільно плаваючого тіла”, зміна величини якого викликає зміну показів індикатора ваги. Величину гідростатичного тиску визначають за глибиною занурення випробувача та густиною промивальної рідини.

9) розрахунок “вільного тіла”.

Після спуску інструменту проводять пакеровку свердловини шляхом деформації пакера при частковому розвантаженні бурильної колони. Під час пакерування вага бурильної колони зменшується на величину ваги вузлів, що входять до пакерної групи, і навантаження, необхідного для деформації пакера. Після відкриття клапана розпочинається відкритий період випробування, в процесі якого відбувається втрата “плавучості” “вільного тіла” за рахунок зниження тиску під клапаном. Для визначення збільшення ваги бурильну колону припіднімають на величину вільного ходу. Приріст ваги бурильної колони буде дорівнювати гідростатичному тиску на глибині випробувача, помноженому на ефективну площу “вільного тіла”, якщо в трубах не створювався протитиск.

Таким чином, отримують розрахункову “вільну точку” в кінці першого періоду припливу флюїду.

Графік зміни тисків будують наступним чином (рисунок 2.44). Початкова точка відповідає початку спуску і знаходиться на відмітці нульового ділення. В міру заглиблення інструменту тиск зростає по прямій і в кінці спуску інструменту відповідає повному гідростатичному тиску на глибині випробувача, значення якого легко розрахувати за глибиною та густиною промивальної рідини. Відкладаючи по осі Х час, а по осі Y величину гідростатичного тиску, отримаємо шукану точку А. Ступінчастість зміни тиску, яка має місце в реальних умовах, на процес розрахунку для даної ділянки не впливає.

Після передачі стискуючого навантаження на пакер, клапан відкривається і тиск у підпакерній зоні різко падає. Якщо не встановлений регулятор депресії і в бурильних трубах не створений протитиск, то тиск під пакером падає практично до атмосферного, що на графіку буде відображено точкою С. Від точки С розпочинається перший період припливу, тривалість якого може бути в межах 2-5 хвилин. За такий короткий проміжок часу, навіть при інтенсивному припливі, тиск в трубах змінюється незначно і точка С₁ , яка позначає кінець першого відкритого періоду, буде приблизно на одному рівні з точкою С. При закритті клапана для переходу від першого відкритого до першого закритого періоду, відбувається перехід через положення “вільної точки”, в якій бурильна колона не спирається на пакер і повністю підвішена на гаку. Як уже відмічалось раніше, її вага зростає внаслідок зменшення тиску під пакером.

Знаючи вагу бурильної колони після втрати “плавучості”, її початкову вагу (без деталей нерухомої пакерної групи) і площу, на яку діє перепад тиску, можна визначити фактичний тиск в точці С₁.

Для прикладу приймемо наступні позначення:

Q₁ – повна вага бурильної колони, яка знаходиться у свердловині з промивальною рідиною, або покази індикатора ваги до пакеровки;

Q₂ – покази індикатора ваги після пакеровки, тобто вага бурильної колони в свердловині без ваги деталей, нерухомих відносно стінок свердловини.

Q₂ = Q₁ – Т 2.94)

де Т – вага пакера та хвостовика у свердловині з промивальною рідиною, або фактична вага їх без виштовхувальної сили.

Вага Q₂ може бути визначена за показами індикатора, якщо після пакеровки клапан відкрився не відразу. При проходженні через “вільну точку” по індикатору фіксується вага Q₂.

Q₃ – покази індикатора ваги в період припливу або відновлення тиску. Це вага бурильної колони без деталей пакера і хвостовика (тобто Q₂ ), але під час “втрати плавучості”, тобто, коли на її нижній торець діє не гідростатичний, а фактичний тиск під пакером в даний період випробування. Як в період припливу, так і в період відновлення тиску покази Q₃ знімаються з індикатора у “вільній точці”, тобто, коли колона короткочасно відривається від пакера і залишається вільно підвішеною на гаку. Різниця в показах Q_{2 і} Q₃ викликана зміною тиску під пакером.

У подальшому для спрощення міркувань будемо вважати, що тиск під пакером у початковий період припливу буде дорівнювати атмосферному ( бурильні труби порожні).

Q₃ = Q₂ + S p (2.95)

де: S – площа поперечного перерізу низу бурильної колони, на яку діє тиск під пакером;

р – різниця між гідростатичним тиском (Р_г) і тиском під пакером (Р_п).

р = Р_г – Р_п (2.96)

У початковий період припливу, коли тиск під пакером дорівнює атмосферному Р_п = Р_г.

Тоді з (2.94) і (2.95) випливає:

(2.96)

і, як наслідок

(2.97)

Формула 2.97 є основною для визначення тиску під пакером як в період припливу, так і в період відновлення тиску.

У кінці першого закритого періоду випробування, бурильна колона припіднімається на довжину “вільного тіла” і опускається знову для переходу до другого відкритого періоду (рисунок 2.42 – перехід із положення ІV в положення ІІ через положення І, що відповідає рисунку 2.43.б). Під час проходження “вільної точки” записуються покази індикатора ваги, що відповідають періоду Q₃?, які будуть відрізнятись від періоду припливу Q₃??, оскільки тиск під пакером відновлюється до пластового. Тиск під пакером за показами індикатора ваги при відкритому і закритому періодах та відомою неврівноваженою площею розраховують так:

(2.98)

Знаючи тривалість закритого періоду і тиск Р_­пл, на графіку зображують точку В. При дистанційному вимірюванні характер зміни тиску між точками невідомий, тому точки С₁ і В з’єднують прямою лінією, хоча істинна лінія практично буде подібна до кривої показаної пунктиром.

При наступному відкритті клапана для другого періоду припливу тиск під пакером знижується до точки С₁, оскільки за час закритого періоду флюїд у бурильну колону не поступав.

У кінці другого періоду припливу, тривалість якого визначається умовами випробування, знімають покази індикатора ваги так же, як і в кінці першого періоду припливу, і за формулою 2.98 визначають тиск під пакером. Замість Q₃ підставляють покази індикатора ваги, зняті в кінці другого періоду припливу. Знаючи тривалість цього періоду і тиск, на графіку будують відповідну точку С₃, зміщення якої по вертикалі відносно точки С₂ характеризує інтенсивність поступання пластового флюїду в бурильну колону.

У кінці другого закритого періоду знову знімають покази індикатора ваги і фактичний тиск визначають за формулою 2.98 за різницею в показах індикатора ваги між відкритим і закритим періодами, що ділиться на площу. По вертикалі відлік тиску розпочинається від точки С₃, якщо у формулу 2.98 підставити покази індикатора ваги, зняті для цієї точки. Знаючи тривалість закритого періоду, знаходять точку В₁.

У процесі випробування може трапитись так, що точка В₁ буде розташована нижче точки В, тобто значення пластового тиску, визначеного під час другого закритого періоду нижче за пластовий тиск під час першого закритого періоду. Причиною такої різниці може бути виснаження пласта або недостатня тривалість другого закритого періоду. Для перевірки точності вимірювань проводять ще один цикл випробування, причому тривалість закритого періоду встановлюють значно довшою перших двох періодів.

У кінці другого закритого періоду відкривають клапан і тиск падає до значення в точці С₄. Якщо випробування відбувається без ускладнень, то тиск в точці С₄, повинен бути таким же, як і в точці С₃, оскільки інструмент залишався закритим.

У кінці відкритого періоду інструмент розвантажують до стану “вільного тіла“ і знімають покази індикатора ваги, як це було в точці С₃.

Тиск в кінці третього відкритого періоду повинен бути більшим, ніж в точці С₃, за рахунок додаткової кількості флюїду, що поступив у бурильні труби за останній період. Цей тиск можна визначити за формулою 2.98 за різницею показів індикатора ваги на початку і в кінці третього відкритого періоду (точки С₄ і Д). На графік точка Д наноситься так же, як і попередні точки за значеннями тиску і часу.

Для з’ясування причини зменшення тиску в точці В₁ у порівнянні з точкою В необхідно, щоб тривалість третього закритого періоду у два рази перевищувала тривалість другого закритого періоду.

У кінці третього (останнього) закритого періоду, коли інструмент натягують для відкриття зрівноважувального клапана, бурильна колона проходить через “вільну точку” , в якій знімають покази індикатора ваги.

За формулою 2.98 визначають тиск в кінці третього закритого періоду і наносять на графік відповідну точку Е. Якщо виявиться, що точка Е знаходиться на одному рівні з точкою В, то це свідчить про недостатню тривалість другого закритого періоду.

Точка F на графіку відповідає гідростатичному тиску після зняття пакера, а похила пряма, проведена вниз,

характеризує процес підйому інструменту з свердловини.

Описаний метод дистанційного вимірювання тиску під час випробування пластів носить дещо наближений характер у порівнянні з вимірюванням тиску реєструючими глибинними манометрами. Метод дозволяє реєструвати тільки крайні точки кожного циклу, тоді як для інтерпретації діаграми необхідний запис всього процесу зміни тиску на вибої в процесі випробування. Та все ж, метод дистанційної реєстрації тиску може бути корисним у поєднанні з вимірюванням тиску глибинними реєструючими манометрами

У процесі випробування дистанційним методом можна постійно контролювати інтенсивність зміни тиску при відкритих і закритих періодах випробування , що дозволить точніше визначити тривалість кожного періоду та оперативно вносити потрібні зміни в процес випробування. Співставлення побудованої діаграми тиску та діаграми, записаної глибинним манометром, дозволить оцінити хід процесу випробування та його якість.

До найскладніших вузлів випробувача ”MFE” належать: випробувач, зрівноважувальний клапан та розсувний пристрій.

Випробувач пластів (рисунок 2.45) має спеціальну камеру 5, через яку відбувається приплив пластового флюїду в колону труб, а при закритті приймального клапана в кінці випробування в ній піднімають пробу флюїду, тобто вона виконує функцію пробовідбірника. На верхньому штоку 1 виконаний фігурний паз 2, по якому ковзає сухар 3, що закріплений у верхньому перевіднику 4 випробувача пластів.

Зрівноважувальний клапан (рисунок 2.46) складається з верхнього перевідника 1 з центральною втулкою 2; верхнього 3 і нижнього штоків 4; гальмівної камери 5, корпуса 6 і нижнього перевідника 7. Поршень у гальмівній камері встановлений таким чином, щоб забезпечувати гальмування штока при його русі вверх.

Розсувний пристрій (рисунок2.47) призначений для збереження стискуючого осьового навантаження на пакер в момент припідіймання інструменту, коли закривають приймальний клапан випробувача пластів. Він складається з верхнього корпуса 1, перевідника 2 з системою перетічних каналів 3, клапанів 4, нижнього корпуса 5 і центрального штока 6, який закінчується різьбовим перевідником 7.

Система клапанів у перевіднику встановлена для гальмування руху корпуса при його переміщенні вверх. Вказана компоновка у свердловині працює так. Після досягнення вибою при передачі осьового навантаження на випробуваль­ний інструмент шток зрівнова­жувального клапана вільно переміщується вниз і перекриває боковий отвір у нижньому перевіднику 7 (рисунок 2.46). Так же вільно переміщується вниз і корпус розсувного пристрою. Після цього пакеру­ючий елемент деформується.

Шток випро­бувача пластів пере­міщується вниз з положення б в положення в (рисунок 2.45) і зсуває цент­ральну втулку 2 (рисунок 2.46), яка перекриває бокові отвори у верхньому штоці 3 зрівноважувального клапана. При підйомі штока (із “в” в “г”) і наступному спуску з положення гв положення а (рисунок2.45) відкривається прийомний клапан випробувача пластів. Для за­криття приймального клапана і забезпечення закритого періоду випробування інструмент при­під­­німають, шток вільно пере­міщується в положення б, при цьому різко збільшується навантаження на інструмент, оскільки натягання інструменту через сухар 3 передається на корпус випробувача пластів. Цей момент служить сигналом на поверхні до припинення підйому інструменту і його опускають у положення в.

Після перебування випробувача пластів у закритому положенні бурильну колону припіднімають і опускають, шток переміщується в положення а, потім знову відкривається приймальний клапан і відбувається приплив флюїду з пласта в колону труб. Для закриття клапана бурильну колону знову припіднімають і шток переходить з положення вчерез положення б.

Після цього всі операції можна повторити в тій же послідовності для виконання декількох відкритих та закритих періодів випробування.

Слід відмітити, що при вказаних переміщеннях інструменту бокові отвори зрівноважувального клапана залишаються закритими, що досягається з допомогою гальмівної камери, і тільки при тривалому розтягуючому навантаженні в кінці випробування вони відкриваються і тиск в підпакерній та надпакерній зонах свердловини вирів­нюється.

Вертикальні переміщення інструмента не призводять до зменшення стискуючого навантаження на пакеруючий елемент, оскільки незначні переміщення корпусу розсувного пристрою викликають перетікання рідини з верхньої камери в нижню (рисунок2.47) і тиск на нижній поршень що з’єднаний з корпусом пакера, залишається незмінним до тих пір, поки деяка кількість рідини залишається в верхній камері. Як тільки вся рідина перетече в нижню камеру, подальше переміщення корпуса розсувного пристрою вверх призведе до зменшення стискуючого навантаження на пакер, що відбувається при знятті пакера після випробування.