РД 39-32-734-82
Руководство по технике и методике испытания скважин испытателями пластов многоциклового действия

РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНИКЕ И МЕТОДИКЕ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ МНОГОЦИКЛОВОГО ДЕЙСТВИЯ

РД39—32—734—82

УТВЕРЩи Первый заместитель министра нефтяной промышленности В.И.Игревский

7 мая 1982 г.

РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНИКЕ И МЕТОДИКЕ ИСПЫТАНИЯ ОШАНИН ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ ШОГОЦИКЛОВОГО ДЙЮТВИЬ

РД 39 - 32 - 734 - 8В

НАСТОЯЩИЙ документ разработан.

Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтепромысловой геофизюи.

Директор

Ответственные исполнители: Заведующий отделом техники и методики испытания пластов Заведующий сектором техники и методики испытания глубоких скважин Начальник опытно-методической партии Заведующий сектором теории и моделирования испытания пластов Заведующий сектором Заведующий группой Стирая! научный сотрудник Заведующий группой Главный геофизик Упрнефгегеофизжки

клапан. В наклонно направленных скважинах применима компоновка (рис. I, е) для многоциклового испытания объектов, причем управление клапаном испытателя достигается осевым перемещением колонны бурильных труб.

Оборудование «нИГ обеспечивает проведение селективного испытания с разносом пакеров не менее 2,6 м.

Рис. X. Типовые варианты компоновки комплекса многоциклового оборудования 1.1ИГ-127 и ЖГ-146:

а)    I, В - бурильная,труба; 2 - КЦ; 4 - переходник;

5, 6,10 - патрубок подгонный; 7 - штуцер гидравлический;

8 - испытатель пластов; 9 - устройство для вращения; II-

-    пробоотборник; 12 - ясс; 13 - пакер; 14 - фильтр; 15 -

-    переходник левый; 16 - хвостовик; I, П, Ш - манометры;

б)    I, 3 - бурильная труба; 2 - КЦ; 4, 16, 19 - переходник; 5, 6, 9 - патрубок; 7 - штуцер; 8 - клапан запорный; 10 - ШТ; II - пробоотборник; 12 - яос; 13 - замок безопасный; 14 - пакер; 15 - шильтр; 17 - хвостовик;

в)    I, 3 - бурильная труба; 2 - КЦ; 4, 15, 19 - переходник; 5, 6, 9 - патрубок; 7 - штуцер; b - клапан запорный; 10 - ИПТ; II - пробоотборник; 12 - ясс; 13 - замок безопасный; 14, 17 - пакер; 16 - распределительное устройство;

18    - фильтр; 20 - хвостовик;

г) I, 3 - бурильная труба; 2 - КЦ; 4, 14, 18 - переходник; 5, 6, 10 - патрубок; 7 - штуцер; 8 - ШТ; 9 - устройство для вращения; II - пробоотборник; 12 - ясс;

13, 16 - пакер; 15 - распределительное устройство; 17 -

-    цилътр; 19 - хвостовик;

д)    I, 3 - бурильная труба; 2 - КЦ; 4, 14, 16, 20 -

-    переходите; 5, С, 9, 19 - патрубок; 7 - штуцер;

8 - клапан запорный; 10 - ИПТ; II - пробоотборник;

12 - ясс; 13 - замок безопасный; 15, 18 - пакер; 17 -

-    фильтр; 21 - хвостовик; 22 - уравнительное устройство;

е)    I, 3 - бурильная труба; 2 - КЦ; 4, 13, 15,

19    - переходник; 5, 6, 10, 18 - патрубок; 7 - штуцер;

8 - ШТ; 9 - устройство для вращения; II - пробоотборник; 12 - ясс; 14, 17 - пакер; 16 - фильтр; 20 -

-    хвостовик; 21 - уравнительное устройство.

Резьбовые соединения труб и узлов испытательного оборудования при спуске смазывают смазкой УС ГОСТ 1033-79, уплотняют пеньковым шнуром и крепят машинными ключами. Категорически запрещается пользоваться трубами с промытыми и некачественными резьбовыми соединениями.

Герметичность труб и испытательного инструмента контролируется при спуске в скважину по уровню бурового раствора в кольцевом пространстве и движению воздуха из труб.

Лри наличии посадок инструмента запрещается выдерживать его в разгруженном состоянии более 15-30 с во избежание преждевременного открытия впускного клапана испытателя пластов.

В конце спуска необходимо рассчитать меру труб и подобрать длину инструмента таким образом, чтобы Myt/ra верхней трубы оказалась выше ротора на 1,5 - 2 м для обеспечения возможности поддержания заданной нагрузки на пакер при посадке хвостовика на забое скважины.

С целью качественного испытания пластов в глубоких скважинах и с аномально высоким пластовым давлением (АЕПД) бурильные трубы частично или полностью заполняют технической водой или буровым раствором, для заполнения труб буровым раствором в компоновке инструмента устанавливают циркуляционно-заливочный клапан или специальные заливочные устройства, обеспечивающие автоматическое заполнение труб до расчетной высоты в процессе спуска инструмента в скважину. Расчет количества раствора для предварительного заполнения производят с учетом прочности труб, горных пород и режима испытания.

Во избежание засорения шламом проходных каналов испытательного оборудования бурильную трубу под циркуляционно-заливочным клапаном или заливочным устройством необходимо заполнять качественным буровым раствором.

в процессе спуска буровой раствор обтекает пакер, перетекает через полые каналы штока пакера и выходит в затрубное пространство через отверстия уравнительного клапана испытателя пластов, обеспечивая более свободное прохождение пакера в суженных интервалах ствола скважины.

Глубинные манометры, установленные ниже испытателя пластов, во время спуска инструмента регистрируют увеличение гидростатического давления, а манометры над испытателем «фиксируют давление предварительно заполненного столба жидкости и давление в конце притока жидкости в трубы.

12

После спуска инструмента и упора хвостовика в забой скважины создают нагрузку на испытательное оборудование,под действием которой резиновый элемент пакера сокращается по длине,увеличивается в диаметре и герметично изолирует интервал испытания о т ствола скважины.

Под действием нагрузки,создаваемой весом труб,закрывается с задержкой во времени уравнительный клапан и открывается впускной клапан испытателя.

В подпакерном интервале забойное, давление резко снижается ниже пластового и под действием возникшего перепада давления жидкость или газ из испытываемого объекта поступает в бурильные трубы. Через 3-5 мин начального периода притока колонну труб медленно приподнимают до величины веса инструмента, а затем дают вытяжку на 500-600 мм. В этот момент впускной клапан испытателя закрывается,но уравнительный клапан под воздействием гидравлической неуравновешенности все еще остается в закрытом положении.

С закрытием впускного клапана прекращается поступление пластовой жидкости в трубы, давление в интервале испытания возрастает, т.е. имеет место и восстановление давления,которое регистрируется глубинными манометрами, установленными в фильтре и хвостовике.

После выдержки инструмента на первом закрытом периоде испытания колонну труб разгружают до заданной в момент пакерования нагрузки и производят повторное открытие впускного клапана испытателя пластов. Начинается открытый период второго цикла испытания объекта.

На втором и последующих циклах испытания операции по управлению процессами притока жидкости и восстановления давления выполняются осевыми пере* ещсниями колонны бурильных труб без снятия пакера с места его установки.

Для предотвращения прилипания колонны труб к стенкам скважины над испытателем устанавливают подшипниковую муфту, позволяющую периодически вращать инструмент во время открытых и закрытых периодов испытания.

В компоновках с применением запорно-поворотного клапана двойного действия закрытые периоды испытания осуществляются вращением колонны бурильных труб ротором вправо на 10 оборотов. Для облегчения условий работы опорного подшипника запорно-поворотного клапана перед его закрытием осевую нагрузку снижают, не допуская потери герметичности пакерования. 11о истечении времени первого

13

закрытого периода колонну бурильных труб вращают вправо на 1и оборотов и открывают запорно-поворотный клапан на второй открытый период. Повторное закрытие запорно-поворотного клапана позволяет вращать колонну труб без ограничения, при этом клапан будет находиться в закрытом положении.

После выдержки испытательного инструмента на восстановлении давления на втором цикле испытания снимают пакер с места его установки. С этой целью создают натяжку инструмента на величину 10 - 1Ь% выше первоначального веса колонны труб до пакеровки. Впускной клапан испытателя пластов закрывается, уравнительный клапан открывается, происходит выравнивание давления над и под пакером.

Вели пакер оказался прихвачен или прилип к стенке скважины, то натяжку инструмента повышают постепенно до допускаемой нагрузки на талевую систему и производят расхаживание инструмента. При расхаживании не допускается длительное воздействие сжимающих нагрузок на испытатель пластов во избежание открытия впускного клапана.

Освобождению прихваченного инструмента способствует гидравлический ясс, действие которого обеспечивается созданием направленных снизу вверх ударных нагрузок.

Подъем инструмента производят при непрерывном заполнении за-трубного пространства буровой жидкостью.

При появлении уровня жидкости в трубах необходимо через заливочную головку создать цементировочным агрегатом избыточное давление в полости труб, открыть циркуляционно-заливочный клапан и обратной циркуляцией заменить жидкость (в том числе и поступившую в периоды притока) в трубах буровым раствором, отобрать пробы пластовой жидкости и поднять инструмент.

По окончании подъема испытательное оборудование развинчивают на узлы и составные части, промывают водой, тщательно смазывают резьбовые соединения и отвозят на базу экспедиции, где выполняют частичную, а при необходимости и полную разборку инструмента.

Отобранные на поверхности и из пробоотборника пробы жидкости передаются в лабораторию для качественного и количественного анализа состава я физико-химических свойств.

Диаграммы изменений давлений» зафиксированные глубинными манометрами, подвергают оперативному анализу качества выполнения всех технологических операций и направляют на интерпретацию и для определения параметров пластов.

На выполненную работу по испытанию объекта составляется акт по установленной форме (приложение 4).

1.2. Новые узлы и устройства, применяемые в компоновке с серийными КШ-2Ы-146

С целью повышения эффективности работы серийных комплексов испытательных инструментов институтами и геофизическими предприятиями созданы такие узлы, как запорно-поворотный клапан многоциклового действия, многоцикловая приставка, размерный ряд якорей, уравнительный клапан, пакера с резино-металлическим перекрытием, пробоотборники-накопители. Они дают возможность испытывать перспективные объекты по многоцикловой схеме, осуществлять неограниченное количество открытых и закрытых периодов притока и восстановления давления, отбирать герметизированные пробы нефти и доставлять их на поверхность. Так, применение якорей и уравнительного клапана расширяет возможности серийного комплекса и позволяет проводить за одну спуско-подъемную операцию селективное испытание нескольких перспективных объектов, а также кислотную обработку, промывку испытуемого интервала с повторным его испытанием. Введение в компоновку ЮС!-2М-146 пакеров с резино-металлическими перекрытиями позволяет проводить селективные испытания в более сложных геолого-технических условиях, в глубоких и наклонных скважинах, вскрывших карбонатные коллектора с сильно развитой кавернозностью и трещиноватостью.

Запорно-поворотный клапан многоцикловый ЗПКм2-146

Запорно-поворотный клапан многоцикловый ЗШШ2-146 представляет собой гидравлически уравновешенное клапанное устройство, предназначенное для испытания скважин диаметром от 190 до 394 мм в комплексе с узлами серийного испытательного оборудования и обеспечивает i

“ многократный вызов и перекрытие притока флюида из пласта, с регистрацией кривых притока и восстановления пластового давления без снятия нагрузки с пакера;

-    автоматическое заполнение бурильных труб скважинной жидкостью на заданную высоту;

-    проведение подпакерной циркуляции, установки ванн (нефтяных, кислотных и др.) в испытуемой зоне;

- многоцжкловое испытание нескольких объектов за один спуск инструмента, если первые объекты окажутся бесприточными.

Техническая характеристика ЗПКМ2-146

Наружный диаметр, мы....................146

длина, мм.........................2060

Рабочий ход, мы......................100

диаметр проходного канала, мм............... 25

Число оборотов, необходимых для    смены позиции клапана , , .    10

Максимальный перепад давления,    МПа.    . ...........40

Осевая нагрузка, Н................до    28*    ДО⁴

Температура рабочей среды, °С ............. до    130

(определяется термостойкостью резиновых уплотнений)

Масса, кг.........................175

На рис. 2 представлен общий вид ЗПКМ2-146. Корпусная труба 4, переходник средний 7, труба II и пере одник ыижнии 25 образуют жесткий корпус, внутри которого помещены связанные между собой несущий шток 3 со шлицами (б), шток 9, шток 18, клапан впускной 21, шток 22, клапан уравнительный 27.

В растянутом (транспортном ) положении 3IIKM2-I46 шлицы (б) штока 3 входят в пазы (а) корпусной трубы (4), поэтому проворачивание деталей 3, 9, 18 относительно корпуса исключено.

В сжатом положении ЗПКМ2-146 шток 3 выходит из зацепления с корпусом и своим торцом упирается через разделительный поршень 5 в подшипник 6, гнездо которого заполнено консистентной смазкой.

На наружной поверхности полого штока 18 выполнено по десять витков правой и левой трапецеидальной резьбы, концы которой сопряжены между собой и образуют бесконечную винтовую канавку. По канавке скользит скоба 15, жестко связанная с пальцем 14, который в зависимости от положения скобы 15 в канавке имеет ограниченное вращение вокруг своей оси. Регулировка зазора между штоком 18 и скобой 15 осуществляется гайкой 13. В гильзе 10 выполнены два продольных паза, по которым перемещаются штифты 12, жестко закрепленные в корпусе.

В сжатом положении ЗПКМ2-146 при правом его вращении скоба 15 скользит по бесконечной винтовой канавке штока 18 и перемещает вверх или вниз гильзу 10 и связанную с ней втулку 19, меняя направление через каждые десять оборотов. При этом втулка 19 вращается совместно с впускным клапаном 21, так как между втул-16

кой 19 и гильзой 10 установлен упорный подшипник двухстороннего действия 16, ж закрыт гайкой 17.

Коли втулка находится в верхнем положения, как показано на рис. 2, то щели (г) втулки совмещены со щелями (в), - впускной клапан 21 открыт. При последущем вращении группы деталей I, 3,

9, 18, 21, 22 на десять оборотов втулка 19 перемещается в нижнее положение ж щели (г) оказываются ниже уплотнений 20,-впускной клапан закрыт.

Когда клапан находится в сжатом положении и подвижные детали I, 3, 9, 18,    21,    22    вращаются    относительно    корпуса,уплот

нения 28 на уравнительном клапане 27 перекрывают щели (е) гильзы уравнительного клапана 26, при этом уравнительный клапан 27 и гайка 23 остаются неподвижными относительно нижнего переходника 25 ж гильзы уравнительного клапана 26.

Независимо от того, в каком положении находится втулка 19 (закрытом или открытом) уравнительный клапан 27 при растягивающих усилиях на ЗШШ2-146 легко открывается.

Доя предупреждения размыва втулки 19 и впускного клапана 21 в верхней части втока 3 устанавливается штуцер 2 с отверстием 6,

8 или 10 мм.

Много цикловая приставка МП-146

Многоцикловая приставка МП-146 (рис. 3) предназначена для многократного перекрытия притока жидкости в трубы в процессе испытания пласта, применяется вместо ЗП-146 и ЗД2-146 в компоновке серийного испытательного инструмента КИИ-146 и КИИ-2М-146 ж обеспечивает создание неограниченного количества открытых и закрытых циклов испытания путем вертикального перемещения колонны труб,не допуская срыва пакера в нарушения герметичности интервала испытания.

Техническая характеристика МП-146

Наружный диаметр, мм. •••••• .............146

Длина, мм

в сжатом положении...... .1450

в растянутом положении ................2450

Рабочий ход втока, мм...................1000

Диаметр канала штока, мм..................22

Масса, кг. ...... ..................100

Рис. 3. Схема многоцикловой при'-ставки ьШ-146:

X - муфта; 2 - палец; 3, 5, 7, 10.

13. 14 - кольцо уплотнительное; 4 -

-    вкладыш; 6 - корпус; 8, У - шток;

II - клапан; 12, 17 - пружина; 1Ь -

-    втулка; 16 - пробка; 18 - шарик;

19 - винт; 20 - ниппель.

Устройство и принцип действия Ш-146 заключается в следующем: корпус 6 телескопически сочленен на шлицах с подвижным штоком 9, внутри которого размещены клапан II и шток 8. Шток 8 с помощью пальца 2 и вкладыша 4 жестко зафиксирован муфтой I и торцом корпуса. Клапан в нижней части имеет радиальные каналы, которые перекрываются подпружиненной втулкой 15 с уплотнительными кольцами 14.

Когда многоцикловая приставка находится в сжатом положении, радиальные каналы клапана открыты, а в растянутом-

-    закрыты втулкой. Цри растяжении Ш-146 шток 8 движется вверх относительно штока 9. Втулка при этом спускается вниз по штоку 8 под действием пружины сжатия 12 и перекрывает радиальные каналы для притока жидкости.

Дри движении вверх колонны бурильных труб снимается осевая нагрузка с пакера, шток 9, жестко соединенный с испытателем пластов, остается неподвижным, а корпус и шток 8 перемещаются, при этом доступ жидкости в трубы прекращается.

Величина вытяжки труб контролируется по индикатору веса, который регистрирует при этом постоянный вес колонны труб. Для повторного открытия клапана Ш-146 необходимо разгрузить трубы до первоначальной нагрузки на пакер.

Применение Ш-146 исключает вращение колонны труб в процессе испытания пластов по многоцикловой технологии, обеспечивает надежность перекрытия притока жидкости для регистрации восстановления давления, особенно в наклонно направленных скважинах, и

19

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Технического управления Начальник Управления промысловой и полевой геофизики начальник Геологического управления Начальник Управления по развитие техники, технологии и организации бурения Отдел охраны труда ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзор СССР

0 - Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики, 1982.

Якорные устройства

Якорные устройства ЯУ-170/190 и ЯУ-190/214 (рис. 4) включаются в компоновку КИИ-146 и ЖГ-146 и предназначены для упора в стенки скважины при разобщении пластов серийными пакерами сжатия ПД-146 и ПЦР-146 с целью исключения затрат на установку цементных мостов, для селективного испытания двух и более объектов за одну спуско-подъемную операцию ИПТ.

Техническая характеристика якорных устройств представлена в табл. 5.

Таблица 5

Параметры лУ-170/190 ЯУ-190/214 Габаритные размеры, мм : длина 2000 2100 диаметр в транспортном положении 170 190 Диаметр упорных плашек в рабочее положении,мм 210 236 Внутренний диаметр штока, мм 60 70 Присоединительные резьбы: муфта 3-133 3-133 ниппель ГОСТ 5286-75 Осевая нагрузка, Ы &5±2>ДГ (20±2). Ю4 Масса, кг 120 100

Рис. 4. Схема якорного устройства ЯУ-190/214:

1,13-з аглушка;2-переходник;3-корпус; 4-плашка; 5-фиксатор; 6-пружина; 7-обойма; 8-планка;9-шток;10-винт;II-втулка;12-нип-

пель.

РУКОВОДСТВО НО ТЕХНИКЕ И МЕТОДИКЕ ИСШГАНИЯ СКВАБШ ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ ШОПЩКЛСВОГО ДШСТВИЯ

РД 39 - 32 - 734 - 82

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности

срок введения установлен с I октября 1982 г.

Срок действия до I октября 1987 г*

введший;

За истекший период (1970 - 1980 гг,) После организации службы испытания пластов в Управлении промысловой и полевой геофизики произошли существенные качественные изменения в области испытания пластов: созданы и внедряются новые комплексы, в т.ч. в термостойком исполнении (до 150°С), испытателей пластов на трубах многоциклового действия; расширился круг задач, решаемых с их применением в процессе бурения разведочных и эксплуатационных скважин, а также при их капитальном ремонте; внедряются безопасные технологические приемы по испытанию глубоких вертикальных и наклонно направленных обсаженных и необсаженных скважин. Технология работ с многоцикловыми комплексами ШТ обеспечивает

1)    испытание пластов в многоцикловом режиме с установлением характера насыщения и регистрацией кривых притока и восстановления давления;

2)    последовательное испытание нескольких пластов за одну спуско-подъемную операцию;

3)    повышение информативности о состоянии призабойной и удаленной зон;

4)    интенсификацию притока жидкости в бурящихся скважинах и с эксплуатационными колоннами.

Кроме того, создание и внедрение эффективных технических средств и многоцикловой технологии испытания способствуют дальнейшему повышению качества исследования скважин, сокращению сро-

ков их исследования, улучшению условий труда обслуживающего персонала; экономии материальных и трудовых затрат.

Накоплен опыт работы по освоению технологии испытания низкопроницаемых коллекторов в комплексе с кислотными обработками и другими методами интенсификации притока, изучен характер влияния бурового раствора на изменение коллекторских свойств пласта, влияния гидростатического давления на формирование зон проникновения.

По результатам промысловых исследований, проведенных БНИИ-нефтепромгеофизикой и СевКавНИШшефтью с применением новых комплексов испытателей пластов, установлена хорошая сходимость параметров пласта, полученных в процессе бурения и после спуска эксплуатационной колонны при освоении скважин, что дает основание в ряде случаев квалифицировать результаты испытания пластов ШТ как равнозначные пробной эксплуатации.

Количество испытанных объектов в процессе бурения возросло с 2300 до 4500, 85 - 93$ испытаний проводятся в комплексе с глубинными манометрами. За указанный период испытано более 20 тыс.

объектов. «адя успешного выполнения работ в трестах организованы экспедиции и базы обслуживания ШТ, функционирует более 100 отрядов и партий. Осваиваются новые формы взаимоотношений трестов с УБР, НГДУ.

На основании изложенного назрела необходимость в создании методического руководства по испытанию скважин ШТ, отбору и анализу герметизированных проб жидкости и методам интерпретации кривых притока и восстановления давления, полученных с применением новых скважинных манометров.

Применение на практике настоящего руководства должно способствовать

1)    оптимальному выбору оборудования и его компоновки для получения необходимой информации о состоянии скважин;

2)    снижению времени подготовки и проведения исследований ШТ в скважине;

3)    повышению безопасности работ;

4)    повышению качества исследовательских работ.

I. ТЕХНИКА Ш ИСПЫТАНИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ, ОПОРНО-ПАРАШЛТИЧЕСКИХ И ОЦЕНОЧНЫХ СКВАШН

Под испытанием пластов в процессе бурения скважин понимается проведение комплекса мероприятии с применением испытателей пластов на трубах (ИПТ) и скважинной аппаратуры, обеспечивающей прямую оценку характера насыщенности пласта и его гидродинамических параметров, по которым устанавливается степень засоренности призабойной зоны скважины и ее потенциальный дебит.

Для испытания перспективных объектов, вскрытых в процессе бурения скважины, применяются серийные комплексы испытательных инструментов КИИ-2М-146 двухциклового действия и испытателей пластов многоциклового действия ДОГ-146, ДОГ-127.

I.I. Комплексы КИИ-2М-146, ДОГ-127 и ДОГ-146

Комплекс испытательных инструментов двухциклового действия КИИ-2М-146

Испытательные инструменты типа КИИ-2М-146, созданные на базе первых отечественных испытательных инструментов КИИ - Гроз-- УфНИИ, предназначены для оценки состава пластового <рдюида, очистки, дренирования призабойной зоны геолого-поисковых и разведочных скважин и определения гидродинамических параметров объектов, испытанных в процессе бурения.

Основные параметры КИИ-2Ы-146 :

максимальный перепад давления, Ша..........30

максимальная температура в скважине,°С........150

максимальная растягивающая нагрузка, Ц......60хЮ⁴

масса, кг......................3000

Наименование узлов КШ-2Й1-146 и их назначение приводится в табл. I.

Корпусные детали KM-2J4-I46 изготавливаются из стали 45 ГОСТ 1050-74 и окрашиваются эмалью. При сборке все детали изделия очищаются от металлических стружек, задиров и заусениц и смазываются антикоррозийной смазкой. Комплектность КИм-2М-146 представлена в табл. 2.

2-4794

Наименование изделия,шифр	Назначение	Основные параметры, габаритные размеры и масса
I	2	3
Испытатель пластов ИПГ-146	Вызов притока из пласта изолированного от остальной части скважиш па-кером при сниженном противодавлении	Рабочий ход, мм.......200 Наибольшая нагрузка, Н: 4 сжимающая......30 • 10 растягивающая .... 60 • I04 длина, мм......... 2150 диаметр, мм.........146 Масса, кг..........231,5
Ясс гидравлический ЯГ-146	Облегчение снятия пакера с места после окончания испытания	Ход штока, мм........320 Нагрузка растягивающая,Н . 60-104 Гидравлическая неуравно* вешенная площадь, смл.. 90; 58 Длина, мм........1385; 1615 диаметр, мм..........146 Масса, кг........158;128
Пакер цилиндрический ПД-178; ПЦ-146	Разобщение скважины от испытываемого пласта	Растягивающая нагрузка,Н. 60*Ю4 Ход, мм......... 350;28и Диаметр резинового элемента пакера,мм. . 170;180;195; 22U; 245;270 длина, мм.......... 2330 ^Ласса.кг........340;180,7
Фильтр Ф-146	фильтрация жидкости, поступающей из зоны испытуемого пласта через испытательные устройства в трубы	Длина, мм..........4120 Масса, кг..........260
Переводник для установки приборов	Установка глуби* ных приборов (манометров,термографов и пр.-)	• Длина, мм..........2100
		Диаметр, мм.........146 Лаоса, кг..........124
ПИ-146
Клапан циркуляционный Йд-146	Восстановление прямой и обратной циркуляции над испытателем пластов	^лина, мм..........608 Циаметр, мм.........146 Лаоса, кг.......... 64
Устройство для опрессовки УО-ООО e	Создание гидравлического давления в узлах ИПТ цля испытания на герметичность и для заполнения касляной камеры испытателя пластов	Наибольшее давление, МПа. . 40 Длина, ым......... • 400
		Ширина, мы.........210 Высота, мм.........300 Масса, кг..........29,3

При совладении нормального режима работы, требовании ТО, своевременной замене быстроиэнадшвалщихся деталей, поставляемых совместно с комплектом, одним комплектом КИЙ-2М-146 можно провести 70-80 операций.

Комплексы МИГ-127, МИГ-146

Комплексы многоциклового испытательного оборудования МИГ-127 и МИГ-146 предназначены для испытания перспективных объектов в открытом стволе скважины с многократным вызовом притока и отбором проб пластовой жидкости, регистрацией изменения забойного давления и определением параметров пласта.

Основные технические характеристики комплексов МИГ-127 и МИГ-146 приведены в табл. 3 и 4.

Таблица 3

Показатели	МИГ-127	ЫИГ-146
Наружный диаметр, мм	127	146
максимальная длина отдельной сборочной единицы. мм	2890	2918
Общая длина полного комплекта, мм	I7920-27I50	17590-27450
Максимальная нагрузка, И: сжимающая	125 • I04	150 . Ю4
растягивающая	60 . I04	70 • I04
Крутящий момент, Н*м	75 • I02	100 • 102
Максимальный перепад давления, МПа	45	45
Максимальная температура,°С	200	200
Максимальная масса отдельной сборочной единицы, кг	163	235
Общая масса комплекса, кг	5682	5442
Присоединительная резьба	3 -101	3-I2I
Диаметр обслуживаемых скважин, мм	161 - 243	190 - 295

Комплексы многоциклового испытательного оборудования МИГ-127 и МИГ-146 спускают в скважину на бурильных трубах, пустых или частично заполненных жидкостью, для интенсивного вызова притока из намеченного объекта. В зависимости от геолого-технических условий применяют несколько вариантов технологических компоновок (рис. I). Для выполнения неограниченного количества открытых и закрытых периодов испытания в компоновке предусмотрено устройство для раздельного вращения колонны бурильных труб, которое ус-

	МИГ-	127	МИГ-146
Состав комплекса	Шифр	Количе-" ство,шт.	Шифр	Количе-ство.шт.
Замок безопасный	ЗБ2-127	I	ЗБ2-146	I
Испытатель пластов	ИПМ2-127	I	ИПМ2-146	I
Клапан запорный	КЗ-3-127	I	КЗ-2-146	I
Клапан циркуляционный	КУМ2-127	I	КУМЗ-146	I
Пробоотборник	ПИГ2-127	I	ПИГ2-146	I
Пакер ф 127 мм	ПЦР2-127	2	-	-
ф 146 т	ПЦР2-146	2	ПЦР2-146	2
Распределительное устройство ф 17П мы	РУ2-127	I	_	_
ф 146 мы	РУ 2-146	I	РУ2-146	I
Устройство для вращения	УРВ2-127	I	УРВ2-146	I
Уравнительное устройство	УУ2-146	I	УУ2-146	X
Штуцер гидравлический	Ш2-127	I	Ш2-146	X
Ясс гидравлический	ЯГЗ-2-127	I	Я13-3-Х46 I
Приспособление для сжатия	ПСГ2-Д0П	I	ПСГ2-000-	-01 I
Устройство для опрессовки	iyo-ouu	I	1У0-00С	I
Переходник для приборов	ПП2-146	I	Ш2-146	X
Переходник левый ф 127 мм	ПЛ-127	2		-
ф 146 мы	ПЛ-146	2	ПЛ-146	2
Патрубки подгонные	П-127	5	П-146	5
Фильтр ф 127 мм	Ф 2-127	3	-	-
ф 146 мм	Ф2-146	5	Ф2-146	5
Переходники	ПХ-127	4	Пх-146	X

танавливают под испытателем пластов (рис. I, а). При использовании в компоновке запорно-поворотного клапана двойного закрытия (рис. I, б) устройство для раздельного вращения труб не устанавливают. В глубоких скважинах для обеспечения надежной герметичности в компоновке предусматривают установку двух пакеров последовательно с распределительным устройством между пакерами (рис.1,в).

Если выше испытателя пластов применено устройство для вращения труб, то запорно-поворотный клапан двойного закрытия (рис. I, г) не устанавливают.

Для осуществления селективного испытания объектов рекомендуется компоновка (рис.1,д), в которой используется запорный

У