СКВАЖИННЫЙ ЛОВИТЕЛЬ ЗАПОРНОГО ОРГАНА Российский патент 2017 года по МПК E21B31/00 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОС`ИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Изобретение относится к области нефтедобычи, и в частности к системам и способам воздействия на продуктивный пласт, при осуществлении которых требуется предварительная опрессовка колонны насосно-компрессорных труб (НКТ).

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

При проведении ремонтных работ на скважине бригадами подземного ремонта скважин (ПРС) и капитального ремонта скважин (КРС) необходимо производить разнообразные работы по очистке забоя и воздействию на пласт (промывка скважины, обработка призабойной зоны пласта, кислотные обработки и т.д.). В соответствии со стандартным порядком ведения ремонтных работ в скважинах, перед проведением этих работ колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) должна быть опрессована.

Способ опрессовки колонны НКТ включает закачку жидкости в колонну НКТ и создание избыточного давления и контроля его в течение определенного времени. Для проведения опрессовки колонны НКТ необходимо колонну НКТ спустить в скважину с установленным посадочным седлом под запорный орган (иногда называемый опрессовочный шар, или просто шарик).

Последовательность работ при опрессовке технологических НКТ включает сброс в колонну НКТ запорного органа после спуска НКТ на требуемую глубину. Через расчетное время, зависящее от глубины спуска НКТ, он достигнув посадочного седла, перекрывает трубное пространство. Далее устье скважины обвязывают с насосным агрегатом и закачивают в НКТ жидкость.

Последовательность работ при опрессовке НКТ методом вымывания шара включает в себя установку на устье скважины ловителя запорного органа, после создания давления в колонне НКТ и регистрации его изменения. Создают обратную циркуляцию жидкости и восходящим потоком по колонне НКТ поднимают запорный орган вверх, после достижения ловильного устройства запорный орган фиксируют в нем, прекращают циркуляцию жидкости и демонтируют ловитель с запорным органом.

В случае проведения работ по опрессовке НКТ в скважинах с низким пластовым давлением после спуска НКТ на требуемую глубину, в колонну НКТ сбрасывают запорный орган, выполненный с ловителем под каротажный подъемник (например, ПКС - подъемник каротажный самоходный), через расчетное время он достигнув посадочного седла, перекрывает трубное пространство. Далее устье скважины обвязывают с насосным агрегатом и закачивают в НКТ жидкость, после создания давления в колонне НКТ и регистрации его изменения, на устье скважины производят монтаж оборудования ПКС, и он спускает в колонну НКТ на кабеле ловитель запорного органа, после захвата запорный орган поднимают на поверхность.

Далее независимо от типа скважины работы продолжают согласно заранее определенного плана работ, производят закачку в пласт кислотного реагента или жидкости для разрыва пласта.

Так в уровне техники известно устройство для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб в скважине (см. RU 90477 U1, МПК E21B 17/00, опубл. 10.01.2010), содержащее полый корпус с осевым каналом и присоединительными резьбами на концах, запорный орган, седло под запорный орган, отличающееся тем, что шарик запорного органа завальцован в посадочную головку запорного органа, а устройство дополнительно оснащено промывочным тройником, муфтой, кожухом ловителя со съемной крышкой и ловителем, при этом ловитель расположен внутри кожуха ловителя.

Также известен способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины (см. RU 2320868 С1, МПК E21B 47/00, опубл. 27.03.2008), включающий перекрытие низа колонны насосно-компрессорных труб, создание давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрацию его изменения, отличающийся тем, что скважину останавливают и обвязывают, для перекрытия низа колонны насосно-компрессорных труб внизу колонны размещают посадочное седло под пробку, на устье колонну оборудуют лубрикатором с ловителем в его верхней части, перед перекрытием низа колонны насосно-компрессорных труб через лубрикатор в колонну насосно-компрессорных труб сбрасывают пробку с гнездом под ловитель сверху, циркуляцией жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству доставляют пробку вниз и размещают на посадочном седле, перекрывая тем самым колонну насосно-компрессорных труб, а после создания давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрации его изменения создают обратную циркуляцию жидкости и восходящим потоком по колонне насосно-компрессорных труб поднимают пробку вверх, устанавливают скорость потока жидкости, достаточную для прохождения места отбора жидкости из лубрикатора, достижения пробкой ловильного устройства лубрикатора и фиксирования в ловильном устройстве.

Недостатками указанных решений является необходимость полного вымывания запорного органа обратной циркуляцией, т.к. ловитель запорного органа установлен на устье скважины.

Также в уровне техники известен ряд решений, направленных на преодоление вышеобозначенных проблем. В частности, известно устройство для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб (см. RU 2379469 С1, МПК E21B 33/12, опубл. 20.01.2010), включающее цилиндрический корпус с уплотнительным элементом и центратором-парашютом и седло, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия уплотнительного элемента и седла, отличающееся тем, что седло выполнено в виде замковой опоры насоса, уплотнительный элемент выполнен с наружной конусной частью, ответной конусной части замковой опоры насоса, и с внутренней конусной частью, имеющей направление конусности, обратное направлению конусности наружной конусной части, корпус выполнен с верхней цилиндрической частью и нижней конусной частью, размещенной во внутренней конусной части уплотнительного элемента, внутренняя конусная часть уплотнительного элемента и нижняя конусная часть корпуса выполнены с возможностью герметичного взаимодействия, центратор-парашют выполнен в виде стакана, закрепленного на верхней цилиндрической части корпуса стенками стакана вниз, в стенках стакана выполнены отверстия, а заподлицо с уплотнительным элементом в верхней цилиндрической части корпуса размещен срезной штифт.

Несмотря на достаточную простоту описанного устройства и исключение операции по подъему запорного органа, оно обладает рядом недостатков. Так, при изготовлении известного устройства должны предъявляться повышенные требования по точности и качеству окончательной обработки, т.к. надежность работы устройства зависит от точности исполнения срезного штифта. Кроме того, ограничен расход закачиваемой в пласт жидкости при осуществлении дальнейших работ по воздействию на пласт, т.к. жидкость вынуждена протекать по достаточно узким отверстиям в корпусе запорного органа.

Наконец, в уровне техники известно решение, выбранное в качестве наиболее близкого аналога к заявляемому изобретению (см. RU 2265712 С1, МПК E21B 17/00, опубл. 10.12.2005), в котором описан скважинный шарикоуловитель, включающий корпус, размещенные внутри корпуса проволочные направляющие из пружинной проволоки, поднимающиеся снизу вверх от одной стороны диаметрально противоположно к другой и прикрепленные к корпусу в верхней части, и проволочную конусообразную корзину, размещенную вершиной конуса вниз, а основанием конуса под верхней точкой проволочных направляющих.

Недостатком известного решения является ненадежность фиксации запорного органа в проволочной корзине после его подъема восходящим потоком при обратной циркуляции, т.к. конструкция корзины не является достаточно жесткой, что может привести к ее излишнему прогибанию и провисанию, приведя в результате к вымыванию опрессовочного шарика при дальнейших операциях по воздействию на пласт. Более того, корзина выполнена таким образом, что перекрывает только часть поперечного сечения корпуса, а следовательно, может быть проблемой зафиксировать шарик в ней, т.к. шарик будет проходить мимо корзины при остановке обратной циркуляции жидкости. Наконец, по-прежнему требуется операция по сбросу запорного органа в скважину, а значит, требуется дополнительное время на ожидание его спуска в седло, а также существует риск застревания в колоне или шарикоуловителе и/или ненадлежащей посадки запорного органа в седло, что приведет к необходимости извлечения всей компоновки и повторному спуску оборудования в скважину.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для преодоления по меньшей мере некоторых из обозначенных выше проблем уровня техники предложен скважинный ловитель запорного органа, содержащий:

цилиндрический корпус,

неподвижный ограничитель подъема запорного органа, установленный в цилиндрическом корпусе и расположенный в верхней части ловителя,

фиксирующую вставку по существу цилиндрической формы, установленную в цилиндрическом корпусе и расположенную в нижней части ловителя, и

удерживающий элемент, установленный с возможностью поворота в фиксирующей вставке и выполненный с возможностью удержания запорного органа и обеспечения при этом протекания текучей среды.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором ограничитель подъема выполнен в виде крестообразного элемента, жестко закрепленного в верхней части ловителя.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором удерживающий элемент выполнен по существу П-образным или Н-образным и закреплен на поворотной оси, выполненной с возможностью свободного вращения в крепежных отверстиях, предусмотренных в фиксирующей вставке.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором предусмотрен зазор между корпусом и фиксирующей вставкой для дополнительного сообщения по текучей среде области внутри корпуса ловителя и области под фиксирующей вставкой.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором зазор имеет по существу цилиндрическую форму и продолжается по всей длине фиксирующей вставки.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором предусмотрен боковой проем в фиксирующей вставке вблизи местоположения, в котором установлен удерживающий элемент.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором корпус ловителя соединен муфтой с трубным переводником в верхней части ловителя.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором корпус ловителя соединен муфтой с трубным переводником в нижней части ловителя.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором корпус ловителя соединен муфтами с трубными переводниками в нижней и верхней частях ловителя.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором корпус выполнен из патрубка насосно-компрессорной трубы (НКТ) диаметром 89 мм и длиной 1 метр, а переводники, предусмотренные в нижней и верхних частях ловителя, представляют собой переводники НКТ 73-89 мм.

Настоящее изобретение обеспечивает технический результат, состоящий в повышении эффективности подготовки колонны НКТ к технологическим операциям воздействия на пласт за счет более надежной фиксации запорного органа в скважинном ловителе и еще более значительном сокращении общего времени работ за счет отсутствия операции по сбросу запорного органа в скважину. Указанный результат в целом обеспечивается благодаря тому, что элементы предложенного скважинного ловителя выполнены жесткими и позволяют спускать компоновку НКТ в скважину с уже установленным в седле запорным органом, что позволяет избежать избыточного расхода жидкости для опрессовки, а также более надежно фиксировать запорный орган при обратной промывке. При этом по-прежнему обеспечивается сокращение общих производственных затрат на подготовку колонны НКТ, т.к. достаточно использовать относительно небольшое количество жидкости на подъем запорного органа для фиксации его в скважинном ловителе в сравнении с полным вымыванием до устья скважины, и нет необходимости осуществлять операцию по ловле запорного органа в скважине.

В последующем описании, показаны и более подробно описаны варианты осуществления предложенного изобретения. Следует понимать, что изобретение допускает другие варианты осуществления, и некоторые их детали допускают модификацию в различных очевидных аспектах без отступления от изобретения, как изложено и описано в последующей формуле изобретения. Соответственно, чертежи и описание, по характеру, должны рассматриваться в качестве иллюстративных, а не в качестве ограничительных.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг. 1 показана в целом скважинная компоновка, содержащая скважинный ловитель запорного органа, и устьевое оборудование, необходимое для проведения технологических операций по опрессовке НКТ и воздействия на пласт.

На фиг. 2 показан более подробно общий вид в частичном разрезе скважинного ловителя, используемого в системе по фиг. 1.

На фиг. 3 показана скважинная компоновка по фиг. 1 во время опрессовки НКТ.

На фиг. 4 показана скважинная компоновка по фиг. 1 во время подъема запорного органа.

На фиг. 5 показана скважинная компоновка по фиг. 1 во время воздействия на пласт.

Фигуры выполнены в приблизительном масштабе, некоторые элементы могут быть показаны более крупно для ясности, некоторые элементы могут быть показаны более мелко для упрощения. Следует понимать, что варианты осуществления, проиллюстрированные на фигурах, не являются ограничивающими объем прилагаемой формулы полезной модели.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, и специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.

Способы, раскрытые в настоящем описании, содержат один или несколько этапов или действий для осуществления описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.

Обращаясь к фигурам, на фиг. 1 показана в целом скважинная компоновка, установленная в скважине 6 и содержащая скважинный ловитель 20 запорного органа 9, и устьевое оборудование, необходимое для проведения технологических операций по опрессовке НКТ и воздействия на пласт, которые вместе образуют систему 1 подготовки колонны НКТ к технологическим операциям воздействия на пласт, а также входят в состав системы 30 для воздействия на продуктивный пласт. На фиг. 2 показан более подробно скважинный ловитель 20 запорного органа 9, используемый в системе 1, 30 по фиг. 1. На фиг. 3-5 показаны отдельные этапы операций по опрессовке НКТ, подъему запорного органа и воздействию на пласт с использованием указанных систем 1, 30 по фиг. 1.

Обращаясь к фиг. 1 показана система 1 подготовки колонны насосно-компрессорных труб к технологическим операциям воздействия на пласт, содержащая колонну 7 технологических НКТ, установленных в скважине, устьевую арматуру 2, установленную на устье скважины и соединенную по текучей среде с колонной НКТ, устьевую обвязку 3, расположенную на устье скважины и соединенную по текучей среде с устьевой арматурой, измерительные средства 4, соединенные с устьевой обвязкой и выполненные с возможностью измерения параметров текучей среды, проходящей через устьевую обвязку, насосный агрегат 5, расположенный на устье скважины и соединенный по текучей среде с устьевой обвязкой, а также устройство 10 для опрессовки НКТ, закрепленное снизу на колонне НКТ и содержащее посадочное седло 8, запорный орган 9, и скважинный ловитель 20 запорного органа. Также со ссылкой на фиг. 1 может быть описана система 30 для воздействия на продуктивный пласт, содержащая колонну 7 технологических НКТ, устьевую арматуру 2, устьевую обвязку 3, измерительные средства 4, насосный агрегат 5, емкость 31 для технологической жидкости, и устройство 10 для опрессовки НКТ, обеспечивающее выполнение предварительной операции опрессовки НКТ, содержащее посадочное седло 8, запорный орган 9, и скважинный ловитель 20 запорного органа.

Следует понимать, что устьевое оборудование, а именно устьевая арматура 2, устьевая обвязка 3, измерительные средства 4, насосный агрегат 5, емкость 31 для технологической жидкости выполнены стандартными и могут выбираться из известных в уровне техники решений. Так, насосный агрегат может представлять собой мобильный насосный агрегат, содержащий насосную установку, расположенную на платформе транспортного средства, или стационарный насосный агрегат, монтируемые на скважине в соединении по текучей среде с устьевой арматурой, источниками жидкости для опрессовки НКТ или емкостями технологической жидкости для воздействия на пласт. Измерительные средства выбираются из любых измерительных средств, обеспечивающих требуемое по точности измерение интересующего параметра, это могут различные манометры, датчики давления, расходомеры и другие устройства учета.

Также могут быть предусмотрены дополнительные элементы и устройства, как расположенные на устье скважины 6, так и закрепленные на глубинной компоновке, необходимые для проведения тех или иных технологических операций, в качестве примера, но не ограничения, пакеры, переводники, муфты, клапаны, ответвители, перо-воронку и т.д.

В основе работы и способов эксплуатации, описанных выше со ссылкой на фиг. 1 системы 1 подготовки колонны НКТ и системы 30 для воздействия на пласт лежит предложенный авторами ловитель 20 запорного органа. Кроме того, как уже было сказано, указанный ловитель 20 входит в состав устройства 10 для опрессовки НКТ, содержащего скважинный ловитель 20 запорного органа, сам запорный орган 9, расположенный в ловителе 20 с возможностью свободного перемещения, и посадочное седло 8, присоединенное снизу к ловителю 20. Также в контексте данной заявки в одном из аспектов изобретения может быть охарактеризована глубинная скважинная компоновка для воздействия на продуктивный пласт, содержащая колонну 7 НКТ и устройство 10 для опрессовки НКТ, закрепленное на колонне 7 НКТ снизу посредством соединительных элементов, например, муфты и/или переводника.

Далее, обратимся к фиг. 2, на которой более подробно изображен скважинный ловитель 20 запорного органа. Скважинный ловитель 20 запорного органа содержит цилиндрический корпус 21, неподвижный ограничитель 22 подъема запорного органа, установленный в цилиндрическом корпусе и расположенный в верхней части ловителя 20, фиксирующую вставку 23 по существу цилиндрической формы, установленную в цилиндрическом корпусе и расположенную в нижней части ловителя, и удерживающий элемент 24, установленный с возможностью поворота в фиксирующей вставке 23 и выполненный с возможностью по существу перекрытия площади поперечного сечения фиксирующей вставки 23 для удержания запорного органа и обеспечения при этом протекания текучей среды. Возможность перекрытия площади поперечного сечения обеспечивается тем, что удерживающий элемент 24 установлен в фиксирующей вставке 23 с возможностью поворота, поэтому при вымывании запорного органа из седла 8 запорный орган 9 беспрепятственно поднимается вверх поворачивая вверх удерживающий элемент 24 к стенке фиксирующей вставки 23. А после прекращения обратной циркуляции удерживающий элемент 23 опускается под действием силы тяжести в положение, в котором перекрывает фиксирующую вставку 23 для прохождения запорного органа 9, который опускается сверху на удерживающий элемент 24. Форма удерживающего элемента 24, как описано далее, обеспечивает надежное удержание запорного органа и протекание текучей среды.

Таким образом, предложенная конструкция ловителя 20 запорного органа способствует эффективной подготовке колонны НКТ к технологическим операциям воздействия на пласт. Под эффективной подготовкой следует понимать установление факта герметичности колонны НКТ по результатам ее опрессовки, а также быстрый перевод колонны НКТ в эксплуатационный режим посредством удаления из седла запорного органа и надежную фиксацию запорного органа в скважинном ловителе 20 запорного органа.

В одном из вариантов осуществления изобретения ограничитель 22 подъема выполнен в виде крестообразного элемента, жестко закрепленного в верхней части ловителя. Такая форма обеспечивает надежную ловлю, т.е. ограничение подъема запорного органа 9 при осуществлении обратной циркуляции, и в то же время свободное протекание в направлении и вниз, и вверх жидкости, которая используется при опрессовке колонны 7 НКТ, вымывании запорного органа из седла и/или дальнейших операциях по воздействию на пласт.

В одном из вариантов осуществления изобретения удерживающий элемент 24 выполнен по существу П-образным или Н-образным и закреплен на поворотной оси, выполненной с возможностью свободного вращения в крепежных отверстиях, предусмотренных в фиксирующей вставке. Следует понимать, что обозначенные варианты формы удерживающего элемента 24 не являются ограничивающими, возможны любые другие формы, позволяющие изготовить элемент достаточно простой и жесткой конструкции и закрепить его на поворотной оси. Например, М-образной формы, когда ножки буквы «М» крепятся к поворотной оси. Описанные выше или любые подобные формы удерживающего элемента обеспечивают по существу перекрывание поперечного сечения фиксирующей вставки для надежной фиксации запорного органа, в то же время через свободное пространство вокруг удерживающего элемента может протекать текучая среда.

Ловитель в целом, а также его составные элементы выполнены из материалов, обеспечивающих, с одной стороны, долговечность эксплуатации, например из металла, предпочтительно, стали, подвергнутой антикоррозионной обработке при изготовлении изделия, а в то же время простоту сборки с использованием стандартных операций, таких как сверление, сварка и т.д. В качестве дополнительных неограничивающих примеров ловитель может быть выполнен из латуни или других сплавов, например, с нанесенным полимерным покрытием для повышения антикоррозионных свойств, углепластиковых и других композитных полимерных материалов, которые также обеспечивают достаточную жесткость и прочность изделия, долговечность эксплуатации.

Продолжая далее, в одном из вариантов осуществления изобретения предусмотрен зазор между корпусом 21 и фиксирующей вставкой 23 для дополнительного сообщения по текучей среде области внутри корпуса 21 ловителя 20 и области под фиксирующей вставкой 23. Такой зазор может иметь по существу цилиндрическую форму и продолжаться по всей длине фиксирующей вставки. При этом следует понимать, что возможны различные варианты закрепления фиксирующей вставки 23 для обеспечения зазора между ней и корпусом 21 ловителя 20.

Например, но не в качестве ограничения фиксирующая вставка может быть выполнена такого размера, что возможна ее установка с натягом в расположенный ниже участок устройства 10 для опрессовки НКТ (это могут быть: переводник, седло запорного органа или патрубок НКТ). Например, внешний диаметр фиксирующей вставки 23 может быть по существу равным внутреннему диаметру расположенного ниже ловителя участка устройства 10 для опрессовки НКТ.

В другом примере, фиксирующая вставка 23 может быть приварена на одном участке своей боковой стенки к участку боковой стенки корпуса 21 ловителя с образованием зазора между участками боковых стенок фиксирующей вставки 23 и корпуса 21 ловителя, свободными от сварного шва. В еще одном примере, фиксирующая вставка 23 может быть установлена на крепежных ножках внутри корпуса 21 ловителя, образованных посредством точечной сварки в нижней и верхней части фиксирующей вставки 23, а при необходимости и в ее средней части между нижней и верхними частями.

Продолжая далее, в одном из вариантов осуществления изобретения предусмотрен боковой проем в фиксирующей вставке 23 вблизи местоположения, в котором установлен удерживающий элемент 24. При наличии зазора между фиксирующей вставкой 23 и корпусом 21 ловителя такой проем обеспечивает дополнительное сообщение по текучей среде области, расположенной ниже фиксирующей вставки 23, и области расположенной выше фиксирующей вставки 23. Такой вариант является особенно предпочтительным при использовании заявленного устройства 10 для опрессовки колонны 7 НКТ, которая впоследствии используется для гидроразрыва пласта, когда требуется закачивать в пласт гелеобразную жидкость. Наличие указанного проема позволит ускорить прохождение текучей среды при удерживаемом запорном органе 9 в удерживающем элементе 24 в фиксирующей вставке 23.

В одном из вариантов осуществления изобретения корпус 21 ловителя соединен муфтой 27 с трубным переводником 28 в верхней части ловителя 20. Кроме того, корпус 21 ловителя может быть соединен муфтой 25 с трубным переводником 26 в нижней части ловителя 20. Наконец, корпус 21 ловителя может быть соединен муфтами 25, 27 с трубными переводниками 26, 28 в нижней и верхней частях ловителя 20. Наличие муфт и переводников позволяет увеличить применяемость заявленного устройства для спуска на колонне НКТ, которая отличается от размеров самого ловителя 20 запорного органа, а также обеспечивает возможность компоновки ловителя 20 запорного органа с различными по размерам и исполнению седлами под запорный орган. В одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения корпус выполнен из патрубка НКТ диаметром 89 мм и длиной 1 метр, а переводники, предусмотренные в нижней и верхних частях ловителя, представляют собой переводники НКТ 73-89 мм.

Далее, со ссылкой на фиг. 1, 3-5 более подробно описано использование ловителя 20 запорного органа в составе устройства 10 для опрессовки НКТ, которое может применяться как непосредственно в системе 1 подготовки колонны НКТ, так и в системе 30 для воздействия на продуктивный пласт. На фиг. 1 показана система 1, 30 в сборе, установленная на скважине 6 со спущенной в скважину глубинной компоновкой. На фиг. 3-5 показаны отдельные этапы операций, при осуществлении которых может быть использована система 1, 30, а именно операция по опрессовке НКТ (фиг. 3), операция по подъему запорного органа посредством обратной циркуляции жидкости (фиг. 4) и операция по воздействию на пласт закачкой в него технологической жидкости (фиг. 5). На фиг. 1, 3-5 стрелками показано направление протекания жидкости, используемой при соответствующей технологической операции.

Так, на фиг. 3 стрелками показан поток жидкости для опрессовки НКТ, нагнетаемой в колонну 7 НКТ посредством насосного агрегата 5 от источника жидкости для опрессовки НКТ (на фигурах не показан). На фиг. 4 показан поток жидкости, используемый для осуществления обратной циркуляции и подъема запорного органа 9 для его фиксации в ловителе 20 запорного органа. Наконец, на фиг. 5 показан поток технологической жидкости, нагнетаемый в пласт (не показан) посредством насосного агрегата 5 из емкости 31 для технологической жидкости.

Таким образом, способ подготовки колонны НКТ к технологическим операциям воздействия на пласт с использованием системы 1 подготовки колонны НКТ включает в себя этапы, на которых:

спускают в скважину 6 колонну 7 технологических НКТ с установленным на ее нижнем конце устройством 10 для опрессовки НКТ и запорным органом 9, расположенным в седле 8 указанного устройства 10,

после достижения требуемой глубины спуска оборудуют устье скважины 6 устьевой арматурой 2, устьевой обвязкой 3, измерительными средствами 4, насосным агрегатом 5,

закачивают в колонну 7 НКТ жидкость для опрессовки и создают давление опрессовки технологических НКТ,

оценивают герметичность колонны НКТ и делают заключение о герметичности колонны НКТ,

в случае положительного заключения о герметичности колонны НКТ создают обратную циркуляцию жидкости по эксплуатационной колонне закачкой жидкости в объеме, достаточном для подъема восходящим потоком запорного органа 9 до уровня ограничителя 22 подъема запорного органа в ловителе 20 запорного органа, и

прекращают обратную циркуляцию жидкости для фиксации запорного органа 9 в фиксирующей вставке 23 посредством удерживающего элемента 24.

В зависимости от конкретных условий в скважине и требований по проведению технологических операций выбирают конкретные значения давления опрессовки и времени контроля. Например, начально созданное давление опрессовки может составлять значение более 100 атм, предпочтительно значение в диапазоне от 125 до 175 атм, и наиболее предпочтительно 150 атм. Контроль давления осуществляют в течение более чем 20 минут, например, предварительно заданное время может составлять 30 минут, но не более часа.

Оценивание герметичности колонны НКТ включает в себя этап, на котором контролируют изменение созданного давления в колонне НКТ в течение предварительного заданного времени. Предпочтительно, делают положительное заключение о герметичности колонны НКТ, если в течение предварительного заданного времени созданное давление в колонне НКТ не снижается. Однако допускается делать положительное заключение о герметичности колонны НКТ, если в течение предварительного заданного времени созданное давление в колонне НКТ снижается не более чем на 2% от начально созданного давления. При сохранении созданного давления в течение предварительно заданного времени делают заключение о целостности колонны НКТ и успешной опрессовке.

В случае выявления негерметичности колонны НКТ, например, при падении давления или при падении созданного давления на величину большую пороговой относительно начально созданного давления, что контролируют на измерительных средствах 4 в течение предварительно заданного времени, делают заключение о необходимости произвести работы по уточнению местоположения негерметичности, т.е. выявлению негерметичного участка в колонне НКТ. Для этого необходимо поднять колонну НКТ до уровня жидкости, и далее производить спуск колонны НКТ с поинтервальной опрессовкой до выявления негерметичной трубы.

Объем, достаточный для подъема восходящим потоком запорного органа 9 до уровня ограничителя 22 подъема запорного органа в ловителе 20 запорного органа, определяют в зависимости от глубины установки устройства 10 для опрессовки НКТ, параметров скважины и колонны НКТ, а также глубины установки ловителя 20 запорного органа, а именно глубины установки ограничителя 22 подъема запорного органа в ловителе 20. В простейшем приближении объем определяют как сумму внутреннего объема эксплуатационной колонны, свободной от колонны НКТ с установленным устройством 10 для опрессовки НКТ, внутреннего объема элементов, закрепленных ниже ловителя 20, а также внутреннего объема ловителя 20, определенного от его нижней части до ограничителя подъема запорного органа.

При осуществлении способа может быть предусмотрен дополнительный этап, на котором осуществляют контроль за давлением при осуществлении обратной циркуляции посредством измерительных средств 4. При начале обратной циркуляции давление не меняется, затем незначительно возрастает, что свидетельствует о достижении потока обратной циркуляции запорного органа 9, установленного в седле 8, а затем резко падает, что говорит о срыве запорного органа 9 из седла 8 и его подъеме в корпус 21 ловителя 20 запорного органа. После регистрации такого падения давления посредством измерительных средств 4 можно прекращать обратную циркуляцию.

Кроме того, следует понимать, что предложенный ловитель 20 запорного органа может быть использован при осуществлении способа воздействия на продуктивный пласт с использованием системы 1 подготовки колонный НКТ или более точно с использованием системы 30 для воздействия на продуктивный пласт, причем способ включает в себя этапы, на которых:

спускают в скважину 6 колонну 7 технологических НКТ с установленным на ее нижнем конце устройством 10 для предварительной опрессовки НКТ и запорным органом 9, расположенным в седле 8 указанного устройства 10,

после достижения требуемой глубины спуска оборудуют устье скважины 6 устьевой арматурой 2, устьевой обвязкой 3, измерительными средствами 4, насосным агрегатом 5,

закачивают в колонну 7 НКТ жидкость для опрессовки и создают давление опрессовки технологических НКТ,

оценивают герметичность колонны НКТ и делают заключение о герметичности колонны НКТ,

в случае положительного заключения о герметичности колонны НКТ создают обратную циркуляцию жидкости по эксплуатационной колонне закачкой жидкости в объеме, достаточном для подъема восходящим потоком запорного органа 9 до уровня ограничителя 22 подъема запорного органа в ловителе 20 запорного органа,

прекращают обратную циркуляцию жидкости для фиксации запорного органа 9 в фиксирующей вставке 23 посредством удерживающего элемента 24 в ловителе запорного органа,

при необходимости переоборудуют скважину 6 для проведения дальнейших работ согласно плану работ,

осуществляют воздействие на продуктивный пласт закачкой технологической жидкости в пласт из емкости 31 для технологической жидкости.

Следует понимать, что выбор давления опрессовки НКТ и времени контроля давления, а также определение объема жидкости для подъема запорного органа 9 обратной циркуляцией осуществляют, как было описано выше.

В вариантах осуществления изобретения воздействие на пласт представляет собой кислотную обработку призабойной зоны пласта, а технологическая жидкость представляет собой кислотный раствор. В других вариантах осуществления изобретения воздействие на пласт представляет собой гидравлический разрыв пласта, а технологическая жидкость представляет собой гелеобразную жидкость разрыва.

Настоящее изобретение во всех своих аспектах обеспечивает технический результат, состоящий в повышении эффективности работ по подготовке колонны НКТ к технологическим операциям воздействия на пласт и, как следствие, по более эффективному воздействию на пласт за счет более надежной фиксации запорного органа в скважинном ловителе и еще более значительном сокращении общего времени работ за счет отсутствия операции по сбросу запорного органа в скважину. Указанный результат в целом обеспечивается благодаря тому, что элементы предложенного скважинного ловителя, устанавливаемого в системе подготовки колонны НКТ и/или в системе для воздействия на пласт выполнены жесткими и позволяют спускать компоновку НКТ в скважину с уже установленным в седле запорным органом, а также более надежно фиксировать его при обратной промывке. При этом по-прежнему обеспечивается сокращение общих производственных затрат на проведение технологической операции, т.к. достаточно использовать относительно небольшое количество жидкости на подъем запорного органа для фиксации его в скважинном ловителе в сравнении с полным вымыванием до устья скважины, и нет необходимости осуществлять операцию по ловле запорного органа в скважине с привлечением каротажных бригад.

В приведенном выше описании примеров, термины направления (такие как «над», «верх», «ниже», «низ», «верхний», «нижний» и т.д.) используются для удобства ссылки на прилагаемые чертежи. В общем, «над», «верхний» «вверх» и аналогичные термины связаны с направлением к земной поверхности относительно скважины, и «ниже», «нижний», «вниз» и аналогичные термины связаны с направлением от земной поверхности относительно скважины.

Для целей настоящего описания, термин «соединенный» (во всех своих формах, соединять, соединяющий, соединенный, и т.д.) в целом означает сочленение двух компонентов (электрических или механических) друг с другом непосредственно или опосредованно. Такое сочленение может быть неподвижным по сути или подвижным по сути. Такое сочленение может достигаться двумя компонентами (электрическими или механическими) и любыми дополнительными промежуточными элементами, являющимися выполненными за одно целое в виде одного единого тела друг с другом или двумя компонентами. Такое сочленение может быть постоянным по сути или может быть съемным или разъемным по сути, если не обусловлено иное.

Для целей настоящего описания, термины вида «по существу», «примерно» или «приблизительно», а также их производные, подразумевают незначительные отклонения от указанного цифрового диапазона, указанного местоположения или указанного положения во времени и пространстве, например, стандартные отклонения, которые можно наблюдать при измерении нескольких образцов согласно методу испытаний или относительные отклонения от абсолютных величин.

Любые числовые значения, изложенные в материалах настоящего описания или на фигурах, предназначены для включения всех значений от нижнего значения до верхнего значения приращениями в один единичный элемент, при условии что есть интервал по меньшей мере в два единичных элемента между любым нижним значением и любым верхним значением. В качестве примера, если изложено, что величина составляющей или значения технологического параметра, например, такого как температура, давление, время, и тому подобное, например, имеет значение от 1 до 90, предпочтительно от 20 до 80, более предпочтительно от 30 до 70, подразумевается, что значения, такие как от 15 до 85, от 22 до 68, от 43 до 51, от 30 до 32, и т.д., в прямой форме перечислены в этом описании изобретения. Что касается значений, которые являются меньшими, чем единица, при необходимости, один единичный элемент считается имеющим значение 0,0001, 0,001, 0,01 или 0,1. Таковые являются всего лишь примерами того, что определенно подразумевается, и все возможные комбинации многочисленных значений между перечисленными самым низким значением и самым высоким значением должны считаться изложенными в прямой форме в этой заявке подобным образом.

Несмотря на то, что примерные варианты осуществления были подробно описаны и показаны на сопроводительных чертежах, следует понимать, что такие варианты осуществления являются лишь иллюстративными и не предназначены ограничивать более широкое изобретение, и что данное изобретение не должно ограничиваться конкретными показанными и описанными компоновками и конструкциями, поскольку различные другие модификации могут быть очевидны специалистам в соответствующей области.

Изобретение относится к области нефтедобычи, и в частности к системам и способам воздействия на продуктивный пласт, при осуществлении которых требуется предварительная опрессовка колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Устройство содержит цилиндрический корпус, неподвижный ограничитель подъема запорного органа, установленный в цилиндрическом корпусе и расположенный в верхней части ловителя, фиксирующую вставку цилиндрической формы, установленную в цилиндрическом корпусе и расположенную в нижней части ловителя, и удерживающий элемент, установленный с возможностью поворота в фиксирующей вставке и выполненный с возможностью по существу перекрытия площади поперечного сечения фиксирующей вставки для удержания запорного органа и обеспечения при этом протекания текучей среды. Повышается эффективность работ по подготовке колонны НКТ к технологическим операциям воздействия на пласт и, как следствие, по более эффективному воздействию на пласт за счет более надежной фиксации запорного органа в скважинном ловителе. 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Скважинный ловитель запорного органа, содержащий:

цилиндрический корпус,

неподвижный ограничитель подъема запорного органа, установленный в цилиндрическом корпусе и расположенный в верхней части ловителя,

фиксирующую вставку по существу цилиндрической формы, установленную в цилиндрическом корпусе и расположенную в нижней части ловителя, и

удерживающий элемент, установленный с возможностью поворота в фиксирующей вставке и выполненный с возможностью удержания запорного органа и обеспечения при этом протекания текучей среды.

2. Ловитель по п. 1, в котором ограничитель подъема выполнен в виде крестообразного элемента, жестко закрепленного в верхней части ловителя.

3. Ловитель по п. 1, в котором удерживающий элемент выполнен по существу П-образным или Н-образным и закреплен на поворотной оси, выполненной с возможностью свободного вращения в крепежных отверстиях, предусмотренных в фиксирующей вставке.

4. Ловитель по п. 1, в котором предусмотрен зазор между корпусом и фиксирующей вставкой для дополнительного сообщения по текучей среде области внутри корпуса ловителя и области под фиксирующей вставкой.

5. Ловитель по п. 4, в котором зазор имеет по существу цилиндрическую форму и продолжается по всей длине фиксирующей вставки.

6. Ловитель по п. 4 или 5, в котором предусмотрен боковой проем в фиксирующей вставке вблизи местоположения, в котором установлен удерживающий элемент.

7. Ловитель по любому из пп. 1-5, в котором корпус ловителя соединен муфтой с трубным переводником в верхней части ловителя.

8. Ловитель по любому из пп. 1-5, в котором корпус ловителя соединен муфтой с трубным переводником в нижней части ловителя.

9. Ловитель по любому из пп. 1-5, в котором корпус ловителя соединен муфтами с трубными переводниками в нижней и верхней частях ловителя.

10. Ловитель по п. 9, в котором корпус выполнен из патрубка насосно-компрессорной трубы (НКТ) диаметром 89 мм и длиной 1 метр, а переводники, предусмотренные в нижней и верхних частях ловителя, представляют собой переводники НКТ 73-89 мм.