RU2622963C1

RU2622963C1 - Well catcher of the shutoff body

Info

Publication number: RU2622963C1
Application number: RU2016114333A
Authority: RU
Inventors: Рустам Ринатович Гарапов; Марсель Расимович Шамгулов; Зуфар Зайтунович Закиров
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2016-04-13
Filing date: 2016-04-13
Publication date: 2017-06-21

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: device comprises a cylindrical housing, a fixed lifting stop of the shutoff body, mounted in the cylindrical housing and arranged in the upper part of the catcher, a locking cylindrical insert mounted in the cylindrical housing and located in the lower part of the catcher, and the retaining element mounted with the possibility to rotate in the locking insert and made with the possibility to substantially overlap the cross-sectional area of the locking insert to retain the shutoff body while providing the fluid medium flow.

EFFECT: increasing the efficiency of work on the tubing string preparation to the process operations of impact on the formation, and, as a consequence, on the more effective impact on the formation due to a more reliable locking of the shutoff body in the well catcher.

10 cl, 5 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОС`ИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕFIELD OF THE INVENTION

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).The invention relates to the field of oil production, and in particular to systems and methods for influencing a reservoir, the implementation of which requires preliminary crimping of the tubing string.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND

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.When carrying out repair work on a well by teams of underground well repair (ORS) and overhaul of wells (KRS), it is necessary to carry out a variety of work to clean the bottom and impact on the formation (flushing the well, treating the bottom of the formation, acid treatment, etc.). In accordance with the standard procedure for conducting repair work in wells, before carrying out these works, the tubing string must be crimped.

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).A method of crimping a tubing string includes pumping fluid into a tubing string and creating overpressure and controlling it for a certain time. For crimping the tubing string, it is necessary to lower the tubing string into the well with a mounted seat for a locking member (sometimes called a crimping ball, or just a ball).

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.The sequence of work during pressure testing of technological tubing includes the discharge of a shut-off element into the tubing string after the tubing is lowered to the required depth. After the estimated time, which depends on the depth of the tubing descent, it reaches the landing saddle and closes the pipe space. Next, the wellhead is tied to a pump unit and fluid is pumped into the tubing.

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.The sequence of work during the pressure testing of the tubing by washing the ball includes installing a catcher of the locking member at the wellhead after creating pressure in the tubing string and recording its change. The liquid is circulated back and the shut-off device is lifted upward through the tubing string; after reaching the fishing device, the shut-off device is fixed in it, the liquid is stopped and the catcher with the shut-off element is dismantled.

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.In the case of pressure testing of tubing in wells with low reservoir pressure after lowering the tubing to the required depth, a shut-off element made with a catcher under the logging hoist (for example, PKS - self-propelled logging hoist) is dropped into the tubing string, after the estimated time it reaches the landing saddle overlaps the pipe space. Next, the wellhead is tied up with the pump unit and the fluid is pumped into the tubing, after the pressure in the tubing string is recorded and its change is recorded, the PKS equipment is installed at the wellhead and he lowers the catcher of the locking member into the tubing string on the cable, after locking, the locking member is lifted to surface.

Далее независимо от типа скважины работы продолжают согласно заранее определенного плана работ, производят закачку в пласт кислотного реагента или жидкости для разрыва пласта.Further, regardless of the type of well, work is continued according to a predetermined work plan, an acid reagent or fluid is injected into the formation to break the formation.

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.So in the prior art there is known a device for crimping a string of tubing in a well (see RU 90477 U1, IPC E21B 17/00, publ. 10.01.2010), comprising a hollow body with an axial channel and connecting threads at the ends, a locking member, a seat for a locking member, characterized in that the ball of the locking member is rolled into the seat of the locking member, and the device is additionally equipped with a flushing tee, a coupling, a catcher’s casing with a removable cover and a catcher, while the catcher is located inside the catcher’s casing.

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.Also known is a method of crimping a string of tubing for an injection well (see RU 2320868 C1, IPC E21B 47/00, publ. 03/27/2008), including closing the bottom of the tubing string, creating pressure in the tubing string and registering its changes, characterized in that the well is stopped and tied, in order to overlap the bottom of the tubing string, a landing saddle is placed at the bottom of the string, a lubricator with a catcher is installed at the mouth of the string in its upper part, before the bottom is closed tubing columns through the lubricator into the tubing string drop the plug with the socket under the catcher from above, circulating the fluid through the tubing string and annulus deliver the plug down and placed on the seat, thereby blocking the tubing string, and after creating pressure in the tubing string and registering its changes, create a reverse fluid circulation and upward flow through the tubing string timid up, set the fluid flow rate sufficient to pass the place of fluid withdrawal from the lubricator, the stopper of the catching device of the lubricator and fixing in the fishing device.

Недостатками указанных решений является необходимость полного вымывания запорного органа обратной циркуляцией, т.к. ловитель запорного органа установлен на устье скважины.The disadvantages of these solutions is the need for complete leaching of the locking organ with reverse circulation, because a catch catcher is installed at the wellhead.

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.Also in the prior art a number of solutions are known aimed at overcoming the above problems. In particular, it is known a device for crimping a string of tubing (see RU 2379469 C1, IPC E21B 33/12, publ. 20.01.2010), including a cylindrical body with a sealing element and a centralizer-parachute and a saddle made with the possibility of tight interaction a sealing element and a saddle, characterized in that the saddle is made in the form of a pump lock, the sealing element is made with an external conical part, a mating conical part of the pump lock, and with an internal conical part having a taper direction and, opposite to the conical direction of the outer conical part, the casing is made with the upper cylindrical part and the lower conical part located in the inner conical part of the sealing element, the inner conical part of the sealing element and the lower conical part of the housing are made with the possibility of tight interaction, the centralizer-parachute is made in the form a cup mounted on the upper cylindrical part of the housing with the cup walls down, holes are made in the cup walls, and flush with the sealing element a shear pin is located in the upper cylindrical part of the housing.

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.Despite the sufficient simplicity of the described device and the exclusion of the operation to lift the locking member, it has several disadvantages. Thus, in the manufacture of the known device, increased demands must be placed on the accuracy and quality of the final processing, because the reliability of the device depends on the accuracy of the shear pin. In addition, the flow rate of the fluid injected into the formation is limited during further work on the impact on the formation, as the fluid is forced to flow through rather narrow openings in the body of the shutoff member.

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.Finally, in the prior art, a solution is known that is selected as the closest analogue to the claimed invention (see RU 2265712 C1, IPC E21B 17/00, publ. 10.12.2005), which describes a borehole ball catcher, including a housing, wire housed inside the housing spring wire guides rising from the bottom up from one side diametrically opposite to the other and attached to the housing in the upper part, and a wire cone-shaped basket, placed with the top of the cone down, and the wire base under the top point x guides.

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.A disadvantage of the known solution is the unreliability of fixing the locking element in the wire basket after it is raised by the upward flow during reverse circulation, because the basket structure is not rigid enough, which can lead to excessive bending and sagging, resulting in leaching of the crimping ball during further operations on the formation. Moreover, the basket is designed in such a way that it covers only part of the cross section of the housing, and therefore, it may be a problem to fix the ball in it, because the ball will pass the basket when stopping the reverse circulation of fluid. Finally, an operation is still required to discharge the locking element into the well, which means that additional time is required to wait for it to be lowered into the saddle, and there is also a risk of jamming in the column or ball trap and / or improper seating of the locking element in the saddle, which will necessitate retrieving the entire layout and re-launching the equipment into the well.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

Для преодоления по меньшей мере некоторых из обозначенных выше проблем уровня техники предложен скважинный ловитель запорного органа, содержащий:To overcome at least some of the above problems of the prior art, a downhole catcher of a locking member is proposed comprising:

цилиндрический корпус,cylindrical body

неподвижный ограничитель подъема запорного органа, установленный в цилиндрическом корпусе и расположенный в верхней части ловителя,a fixed limiter for lifting the locking element installed in a cylindrical body and located in the upper part of the catcher,

фиксирующую вставку по существу цилиндрической формы, установленную в цилиндрическом корпусе и расположенную в нижней части ловителя, иan essentially cylindrical fixing insert installed in the cylindrical body and located at the bottom of the trap, and

удерживающий элемент, установленный с возможностью поворота в фиксирующей вставке и выполненный с возможностью удержания запорного органа и обеспечения при этом протекания текучей среды.a holding element rotatably mounted in the fixing insert and configured to hold the shutoff member and thereby ensure fluid flow.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором ограничитель подъема выполнен в виде крестообразного элемента, жестко закрепленного в верхней части ловителя.In one embodiment, a catcher is proposed in which the lift limiter is made in the form of a cross-shaped element rigidly fixed in the upper part of the catcher.

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.In one embodiment, a catcher is proposed in which the retaining element is substantially U-shaped or H-shaped and mounted on a pivot axis configured to rotate freely in the mounting holes provided in the fixing insert.

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.In one embodiment, a catcher is provided in which a gap is provided between the body and the fixing insert for additional fluid communication of the area inside the catcher body and the area under the fixing insert.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором зазор имеет по существу цилиндрическую форму и продолжается по всей длине фиксирующей вставки.In one embodiment, a catcher is proposed in which the gap is substantially cylindrical in shape and extends along the entire length of the locking insert.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором предусмотрен боковой проем в фиксирующей вставке вблизи местоположения, в котором установлен удерживающий элемент.In one embodiment, a catcher is provided in which a side opening is provided in a locking insert in the vicinity of the location at which the retaining element is mounted.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором корпус ловителя соединен муфтой с трубным переводником в верхней части ловителя.In one embodiment, a catcher is proposed in which the catcher body is connected by a sleeve to a pipe sub in the upper part of the catcher.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором корпус ловителя соединен муфтой с трубным переводником в нижней части ловителя.In one embodiment, a catcher is proposed in which the catcher body is connected by a sleeve to a pipe sub in the lower part of the catcher.

В одном из вариантов предложен ловитель, в котором корпус ловителя соединен муфтами с трубными переводниками в нижней и верхней частях ловителя.In one of the options proposed catcher, in which the body of the catcher is connected by couplings with pipe sub in the lower and upper parts of the catcher.

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.In one embodiment, a catcher is proposed, in which the housing is made of a tubing pipe (89 mm in diameter and 1 meter long), and the sub provided in the lower and upper parts of the catcher are 73-89 mm tubing sub.

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.The present invention provides a technical result consisting in increasing the efficiency of preparing the tubing string for technological operations of stimulating the formation due to a more reliable fixation of the shutoff member in the downhole catcher and an even more significant reduction in the total working time due to the absence of an operation to discharge the shutoff member into the well. The indicated result is generally ensured due to the fact that the elements of the proposed downhole catcher are rigid and allow the tubing assembly to be lowered into the well with a locking member already installed in the saddle, which avoids excessive fluid flow for pressure testing, as well as more securely locking the locking member during backwashing. At the same time, the overall production costs for the preparation of the tubing string are still reduced, since it is enough to use a relatively small amount of liquid to lift the shut-off element to fix it in the downhole catcher in comparison with complete washing out to the wellhead, and there is no need to carry out the operation of catching the shut-off element in the well.

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.In the following description, embodiments of the proposed invention are shown and described in more detail. It should be understood that the invention allows other embodiments, and some of their details are capable of modification in various obvious aspects without departing from the invention, as set forth and described in the following claims. Accordingly, the drawings and description, by nature, should be considered as illustrative and not as restrictive.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

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.In FIG. 1 shows a well assembly as a whole, comprising a downhole catcher of a shutoff member and wellhead equipment necessary for carrying out technological operations to pressure test the tubing and stimulate the formation.

На фиг. 2 показан более подробно общий вид в частичном разрезе скважинного ловителя, используемого в системе по фиг. 1.In FIG. 2 shows in more detail a partial sectional view of the downhole catcher used in the system of FIG. one.

На фиг. 3 показана скважинная компоновка по фиг. 1 во время опрессовки НКТ.In FIG. 3 shows the borehole assembly of FIG. 1 during pressure testing of tubing.

На фиг. 4 показана скважинная компоновка по фиг. 1 во время подъема запорного органа.In FIG. 4 shows the borehole assembly of FIG. 1 while lifting the closure.

На фиг. 5 показана скважинная компоновка по фиг. 1 во время воздействия на пласт.In FIG. 5 shows the borehole assembly of FIG. 1 during stimulation.

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.The figures are approximate, some elements may be shown larger for clarity, some elements may be shown finer for simplicity. It should be understood that the embodiments illustrated in the figures are not limiting on the scope of the appended claims.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯDESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS OF THE INVENTION

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.Embodiments are not limited to the embodiments described herein, and other embodiments of the invention will be apparent to a person skilled in the art based on the information set forth in the description and knowledge of the prior art without departing from the spirit and scope of the present invention.

Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.The elements mentioned in the singular do not exclude the plurality of elements, unless specifically indicated otherwise.

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.The methods disclosed herein comprise one or more steps or actions for implementing the described method. The steps and / or actions of the method can replace each other without going beyond the scope of the claims. In other words, unless a specific order of steps or actions is defined, the order and / or use of specific steps and / or actions can be changed without departing from the scope of the claims.

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.Turning to the figures, in FIG. 1 shows the whole well assembly installed in the well 6 and containing the downhole catcher 20 of the shut-off member 9 and wellhead equipment necessary for carrying out technological operations for pressure testing of the tubing and stimulating the formation, which together form a system 1 for preparing the tubing string for technological impact operations on formation, as well as part of the system 30 to impact on the reservoir. In FIG. 2 shows in more detail the downhole catcher 20 of the locking member 9 used in the system 1, 30 of FIG. 1. In FIG. 3-5, the individual stages of the operations for crimping the tubing, lifting the locking member and acting on the formation using the indicated systems 1, 30 of FIG. one.

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.Turning to FIG. 1 shows a system 1 for preparing a tubing string for technological operations of stimulating a formation containing a string 7 of technological tubing installed in the well, wellhead 2 installed at the wellhead and fluidly connected to the tubing string, wellhead strapping 3 located on wellhead and fluidly coupled to wellhead fittings, measuring means 4 connected to wellhead harness and configured to measure fluid parameters passing through wellhead a pump assembly 5 located at the wellhead and fluidly connected to the wellhead harness, as well as a tubing crimping device 10 fixed to the tubing string from below and containing a seating seat 8, a shutoff member 9, and a downhole catcher 20 of a shutoff member. Also with reference to FIG. 1 can be described a system 30 for influencing a reservoir containing a column 7 of technological tubing, wellhead fittings 2, wellhead strapping 3, measuring means 4, pump unit 5, capacity 31 for process fluid, and a device 10 for crimping tubing, providing preliminary crimping operations of the tubing, containing a landing seat 8, a locking member 9, and a downhole catcher 20 of the locking member.

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.It should be understood that the wellhead equipment, namely, the wellhead 2, the wellhead 3, the measuring means 4, the pump unit 5, the tank 31 for the process fluid are made standard and can be selected from solutions known in the prior art. Thus, a pumping unit can be a mobile pumping unit containing a pumping unit located on the platform of a vehicle, or a stationary pumping unit mounted on a well in fluid connection with wellhead fittings, sources of liquid for crimping tubing, or containers of technological liquid to act on layer. Measuring instruments are selected from any measuring instruments that provide the required accuracy measurement of the parameter of interest, this can be various manometers, pressure sensors, flow meters and other metering devices.

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.Additional elements and devices may also be provided, both located at the wellhead 6 and fixed at the deep layout, necessary for carrying out certain technological operations, as an example, but not limited to, packers, sub, couplings, valves, couplers, funnel pen, etc.

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.At the heart of the operation and operation methods described above with reference to FIG. 1 of the system 1 of the preparation of the tubing string and system 30 for stimulating the formation lies the catch 20 of the closure member proposed by the authors. In addition, as already mentioned, the specified catcher 20 is part of the device 10 for crimping the tubing, containing the downhole catcher 20 of the locking member, the locking member 9 located in the catch 20 with the possibility of free movement, and a seat saddle 8 attached from the bottom to the catch 20. Also in the context of this application, in one aspect of the invention, a downhole assembly for impacting a reservoir comprising a tubing string 7 and a tubing crimping apparatus 10 secured to the tubing can be characterized not 7 tubing from below by means of connecting elements, for example, couplings and / or sub.

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.Next, refer to FIG. 2, which depicts in more detail the downhole catcher 20 of the locking member. The downhole catcher 20 of the locking member comprises a cylindrical body 21, a stationary stopper for lifting the locking member installed in a cylindrical body and located in the upper part of the catcher 20, a fixing insert 23 of a substantially cylindrical shape, mounted in a cylindrical body and located in the lower part of the catcher, and holding an element 24 rotatably mounted in the fixing insert 23 and configured to substantially overlap the cross-sectional area of the fixing insert 23 for I hold the locking element and ensure that the fluid flows. The possibility of overlapping the cross-sectional area is ensured by the fact that the retaining element 24 is rotatably mounted in the fixing insert 23, therefore, when the locking element is washed out of the saddle 8, the locking element 9 rises unobstructed upward by turning the holding element 24 up to the wall of the fixing insert 23. And after the termination of the reverse the holding element 23 is lowered by gravity to a position in which it overlaps the locking insert 23 for the passage of the locking member 9, which repents on top of the holding element 24. The shape of the holding element 24, as described below, provides reliable retention of the locking element and the flow of fluid.

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.Thus, the proposed design of the catcher 20 of the shut-off element contributes to the effective preparation of the tubing string for technological operations on the formation. Effective preparation should be understood to establish the fact of tightness of the tubing string according to the results of its crimping, as well as the quick transfer of the tubing string to operational mode by removing the locking member from the saddle and reliable locking of the locking member in the downhole catcher 20 of the locking member.

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.In one of the embodiments of the invention, the limiter 22 of the lift is made in the form of a cross-shaped element, rigidly fixed in the upper part of the catcher. This form provides reliable fishing, i.e. restriction of the lifting of the locking member 9 during the reverse circulation, and at the same time, free flowing in the up and down and up directions of the fluid, which is used when crimping the tubing string 7, washing the locking member from the saddle and / or further operations on the formation.

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.In one embodiment, the holding member 24 is substantially U-shaped or H-shaped and mounted on a pivot axis configured to rotate freely in the mounting holes provided in the fixing insert. It should be understood that the indicated forms of the shape of the retaining element 24 are not restrictive, any other shapes are possible that make it possible to manufacture the element with a rather simple and rigid structure and fix it on the rotary axis. For example, M-shaped, when the legs of the letter "M" are attached to the rotary axis. The above-described or any similar forms of the retaining element substantially overlap the cross section of the locking insert to securely lock the locking member, while fluid can flow through the free space around the retaining element.

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.The catcher as a whole, as well as its constituent elements, are made of materials that provide, on the one hand, a long service life, for example, of metal, preferably steel, subjected to anti-corrosion treatment in the manufacture of the product, and at the same time, ease of assembly using standard operations, such like drilling, welding, etc. As additional non-limiting examples, the catcher can be made of brass or other alloys, for example, coated with a polymer coating to increase the anticorrosion properties, carbon fiber and other composite polymer materials, which also provide sufficient rigidity and strength of the product, durability.

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.Continuing further, in one embodiment of the invention, a gap is provided between the housing 21 and the locking insert 23 for additional fluid communication of the area within the housing 21 of the catcher 20 and the area below the locking insert 23. Such a gap can have a substantially cylindrical shape and extend along its entire length fixing insert. It should be understood that various options for fixing the fixing insert 23 are possible to provide a gap between it and the body 21 of the catcher 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.For example, but not as a limitation, the fixing insert can be made of such a size that it can be fitted with an interference fit in the lower section of the device 10 for crimping tubing (this may be: an adapter, a saddle of a locking member or a tubing tubing). For example, the outer diameter of the locking insert 23 may be substantially equal to the inner diameter of the portion of the tubing crimping apparatus 10 located below the catcher.

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.In another example, the fixing insert 23 may be welded on one portion of its side wall to a portion of the side wall of the catcher body 21 to form a gap between the portions of the side walls of the fixing insert 23 and the catcher body 21 free of the weld. In another example, the locking insert 23 can be mounted on the mounting legs inside the catcher body 21, formed by spot welding in the lower and upper parts of the locking insert 23, and, if necessary, in its middle part between the lower and upper parts.

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.Continuing further, in one embodiment of the invention, a side opening is provided in the fixing insert 23 near the location where the holding element 24 is installed. If there is a gap between the fixing insert 23 and the catcher body 21, such an opening provides additional fluid communication of the area below the fixing the insert 23, and the area located above the locking insert 23. This option is especially preferred when using the claimed device 10 for crimping columns 7 tubing, which was subsequently used for fracturing when it is required to pump fluid in gel formation. The presence of the specified opening will accelerate the passage of fluid with a retained locking body 9 in the holding element 24 in the locking insert 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.In one embodiment, the catcher body 21 is connected by a sleeve 27 to a pipe sub 28 at the top of the catcher 20. In addition, the catcher body 21 can be connected by a sleeve 25 to a pipe sub 26 at the bottom of the catcher 20. Finally, the catcher body 21 can be connected by couplings 25, 27 to pipe sub 26, 28 in the lower and upper parts of the catcher 20. The presence of couplings and sub allows you to increase the applicability of the claimed device for descent on the tubing string, which differs from the dimensions of the catcher 20 locking body, and also provides the ability to layout the catcher 20 of the locking body with different sizes and execution of saddles under the locking body. In one of the preferred embodiments of the invention, the casing is made of tubing pipe with a diameter of 89 mm and a length of 1 meter, and the sub, provided in the lower and upper parts of the catcher, are 73-89 mm tubing sub.

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.Next, with reference to FIG. 1, 3-5, the use of the catcher 20 of the locking member as part of the device 10 for crimping the tubing, which can be used both directly in the system 1 for preparing the tubing string and in the system 30 for acting on the reservoir, is described in more detail. In FIG. 1 shows a complete assembly system 1, 30 installed on a well 6 with a downhole assembly lowered into the well. In FIG. 3-5, the individual stages of operations are shown, during the implementation of which the system 1, 30 can be used, namely, the operation of crimping the tubing (Fig. 3), the operation of lifting the closure by means of reverse fluid circulation (Fig. 4), and the operation of formation by pumping technological fluid into it (Fig. 5). In FIG. 1, 3-5 arrows indicate the direction of flow of the liquid used in the corresponding technological operation.

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.So in FIG. 3, the arrows show the fluid flow for crimping the tubing pumped into the tubing string 7 by means of a pump unit 5 from a source of fluid for crimping the tubing (not shown in the figures). In FIG. 4 shows the fluid flow used for reverse circulation and lifting of the locking member 9 for fixing it in the catch 20 of the locking member. Finally, in FIG. 5 shows a process fluid stream injected into a formation (not shown) by a pump unit 5 from a process fluid container 31.

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:Thus, the method of preparing the tubing string for technological operations of stimulating the formation using the tubing string preparation system 1 includes the steps of:

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,lowered into the well 6 a string 7 of technological tubing with a device 10 for crimping the tubing installed on its lower end and a locking member 9 located in the saddle 8 of the specified device 10,

после достижения требуемой глубины спуска оборудуют устье скважины 6 устьевой арматурой 2, устьевой обвязкой 3, измерительными средствами 4, насосным агрегатом 5,after reaching the required depth of descent, the wellhead 6 is equipped with wellhead fittings 2, wellhead harness 3, measuring means 4, pump unit 5,

закачивают в колонну 7 НКТ жидкость для опрессовки и создают давление опрессовки технологических НКТ,pumping liquid for crimping into the column 7 of the tubing and creating pressure for crimping the technological tubing,

оценивают герметичность колонны НКТ и делают заключение о герметичности колонны НКТ,evaluate the tightness of the tubing string and make a conclusion about the tightness of the tubing string,

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, иin the case of a positive conclusion about the tightness of the tubing string, the fluid is circulated back through the production string by pumping fluid in a volume sufficient to raise the shut-off element 9 upward to the level of the shut-off organ lift limiter 22 in the shut-off catcher 20, and

прекращают обратную циркуляцию жидкости для фиксации запорного органа 9 в фиксирующей вставке 23 посредством удерживающего элемента 24.stop the reverse circulation of fluid to fix the locking element 9 in the locking insert 23 by means of a holding element 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.Depending on the specific conditions in the well and the requirements for carrying out technological operations, specific values of the crimping pressure and the control time are selected. For example, the initially created pressure of the crimping may be more than 100 atm, preferably a value in the range from 125 to 175 atm, and most preferably 150 atm. Pressure control is carried out for more than 20 minutes, for example, a predetermined time can be 30 minutes, but not more than an hour.

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.Assessing the tightness of the tubing string includes a step in which the change in the pressure created in the tubing string is monitored for a predetermined time. Preferably, a positive conclusion is made about the tightness of the tubing string if the pressure in the tubing string does not decrease over a predetermined time. However, it is allowed to make a positive conclusion about the tightness of the tubing string if, within a predetermined time, the created pressure in the tubing string decreases by no more than 2% of the initially created pressure. While maintaining the created pressure for a predetermined time, a conclusion is made about the integrity of the tubing string and successful crimping.

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.In case of leakage of the tubing string, for example, when the pressure drops or when the generated pressure drops by a value greater than the threshold relative to the initially created pressure, which is monitored on measuring instruments 4 for a predetermined time, a conclusion is made on the need to carry out work to clarify the location of the leakage, t .e. identification of leaking area in the tubing string. To do this, it is necessary to raise the tubing string to the liquid level, and then run the tubing string with interval testing to identify an leaky pipe.

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.The volume sufficient to lift the shut-off element 9 up to the level of the limiter 22 for lifting the shut-off element in the catcher 20 of the shut-off device is determined depending on the installation depth of the device 10 for crimping the tubing, parameters of the well and tubing string, and also the installation depth of the catcher 20 of the shut-off organ, namely, the installation depth of the limiter 22 for lifting the locking member in the catcher 20. In the simplest approximation, the volume is defined as the sum of the internal volume of the production string, free from the tubing string with the installed With a tool 10 for crimping the tubing, the internal volume of the elements fixed below the catcher 20, as well as the internal volume of the catcher 20, defined from its lower part to the limiter of the lifting of the locking member.

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.When implementing the method, an additional step can be provided at which pressure is monitored during the reverse circulation by means of measuring means 4. When the reverse circulation begins, the pressure does not change, then slightly increases, which indicates the achievement of the reverse circulation flow of the locking element 9 installed in the saddle 8, and then drops sharply, which indicates a breakdown of the locking member 9 from the saddle 8 and its rise into the housing 21 of the catcher 20 of the locking member. After recording such a pressure drop by means of measuring means 4, it is possible to stop the reverse circulation.

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:In addition, it should be understood that the proposed catcher 20 of the shutoff member can be used in the implementation of the method of impact on the reservoir using the system 1 for preparing column tubing or, more precisely, using the system 30 for influencing the reservoir, and the method includes the steps which:

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,the casing 7 of the technological tubing is lowered into the well 6 with the device 10 for preliminary crimping the tubing and a locking member 9 located in the saddle 8 of the specified device 10 installed on its lower end

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,in the case of a positive conclusion on the tightness of the tubing string, the fluid is circulated back through the production string by pumping fluid in an amount sufficient to raise the shut-off element 9 upward to the level of the shut-off organ lift limiter 22 in the catch catcher 20,

прекращают обратную циркуляцию жидкости для фиксации запорного органа 9 в фиксирующей вставке 23 посредством удерживающего элемента 24 в ловителе запорного органа,stop the reverse circulation of fluid to fix the locking member 9 in the locking insert 23 by means of a retaining element 24 in the catch of the locking member,

при необходимости переоборудуют скважину 6 для проведения дальнейших работ согласно плану работ,if necessary, re-equip the well 6 for further work in accordance with the work plan,

осуществляют воздействие на продуктивный пласт закачкой технологической жидкости в пласт из емкости 31 для технологической жидкости.effect on the reservoir by pumping the process fluid into the reservoir from the tank 31 for the process fluid.

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.It should be understood that the choice of the pressure of the pressure testing of the tubing and the time of pressure control, as well as the determination of the volume of fluid for lifting the shut-off element 9 by reverse circulation, is carried out as described above.

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.In embodiments of the invention, the stimulation is an acid treatment of the bottom of the formation, and the process fluid is an acid solution. In other embodiments, the stimulation is hydraulic fracturing and the process fluid is a gel fracturing fluid.

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.The present invention in all its aspects provides a technical result consisting in increasing the efficiency of preparing the tubing string for technological operations of stimulating the formation and, as a result, in more effective acting on the formation due to more reliable fixation of the shut-off element in the downhole catcher and even more significant reducing the total time of work due to the lack of operation to discharge the shut-off element into the well. The indicated result is generally ensured due to the fact that the elements of the proposed downhole catcher installed in the tubing string preparation system and / or in the system for stimulating the formation are rigid and allow the tubing assembly to be lowered into the well with a locking member already installed in the saddle, as well as more reliably fix it during backwash. At the same time, the overall production costs for the technological operation are still reduced, since it is enough to use a relatively small amount of liquid to lift the shut-off element to fix it in the downhole catcher in comparison with complete washing to the wellhead, and there is no need to carry out the operation of catching the shut-off element in the well with the use of logging teams.

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.In the above description of examples, directional terms (such as “above,” “top,” “below,” “bottom,” “top,” “bottom,” etc.) are used for convenient reference to the accompanying drawings. In general, “above”, “upper”, “up” and similar terms are associated with the direction to the earth’s surface relative to the well, and “lower”, “lower”, “down” and similar terms are associated with the direction from the earth’s surface relative to the well.

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.For the purposes of the present description, the term “connected” (in all its forms, connect, connecting, connected, etc.) generally means the articulation of two components (electrical or mechanical) with each other directly or indirectly. Such an articulation may be essentially immobile or essentially movable. Such an articulation can be achieved by two components (electrical or mechanical) and any additional intermediate elements that are made in one piece as a single body with each other or with two components. Such an articulation may be constant in essence or may be removable or detachable in essence, unless otherwise specified.

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.For the purposes of the present description, terms of the form “essentially”, “approximately” or “approximately”, as well as their derivatives, mean slight deviations from the indicated digital range, the indicated location or the indicated position in time and space, for example, standard deviations that can observe when measuring several samples according to the test method or relative deviations from absolute values.

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.Any numerical values set forth in the materials of the present description or in the figures are intended to include all values from the lower value to the upper value in increments in one unit element, provided that there is an interval of at least two unit elements between any lower value and any upper value . As an example, if it is stated that the value of the component or the value of a process parameter, for example, such as temperature, pressure, time, and the like, for example, has a value from 1 to 90, preferably from 20 to 80, more preferably from 30 to 70 , it is understood that values such as from 15 to 85, from 22 to 68, from 43 to 51, from 30 to 32, etc., are expressly listed in this description of the invention. As for values that are smaller than one, if necessary, one unit element is considered to have a value of 0.0001, 0.001, 0.01 or 0.1. These are merely examples of what is specifically implied, and all possible combinations of the multiple meanings between the lowest value listed and the highest value should be considered expressly set forth in this application in a similar manner.

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.Although exemplary embodiments have been described in detail and shown in the accompanying drawings, it should be understood that such embodiments are merely illustrative and not intended to limit the broader invention, and that the invention should not be limited to the particular arrangements and structures shown and described, since various other modifications may be apparent to those skilled in the art.

Claims

1. A downhole catcher of a locking member, comprising:

cylindrical body

a fixed limiter for lifting the locking element installed in a cylindrical body and located in the upper part of the catcher,

an essentially cylindrical fixing insert installed in the cylindrical body and located at the bottom of the trap, and

a holding element rotatably mounted in the fixing insert and configured to hold the shutoff member and thereby ensure fluid flow.

2. The catcher according to claim 1, in which the lift limiter is made in the form of a cross-shaped element rigidly fixed in the upper part of the catcher.

3. The catcher according to claim 1, in which the retaining element is made essentially U-shaped or H-shaped and mounted on a rotary axis, made with the possibility of free rotation in the mounting holes provided in the fixing insert.

4. The catcher according to claim 1, in which there is a gap between the body and the fixing insert for additional fluid communication of the area inside the catcher body and the area under the fixing insert.

5. The catcher according to claim 4, in which the gap is essentially cylindrical in shape and extends along the entire length of the locking insert.

6. The catcher according to claim 4 or 5, in which a side opening is provided in the fixing insert near the location in which the holding element is installed.

7. Catcher according to any one of paragraphs. 1-5, in which the body of the catcher is connected by a sleeve with a pipe sub in the upper part of the catcher.

8. Catcher according to any one of paragraphs. 1-5, in which the body of the catcher is connected by a coupling with a pipe sub in the lower part of the catcher.

9. Catcher according to any one of paragraphs. 1-5, in which the body of the catcher is connected by couplings with pipe sub in the lower and upper parts of the catcher.

10. The catcher according to claim 9, in which the casing is made of a tubing pipe (89 mm in diameter and 1 meter long) pipe, and the sub provided in the lower and upper parts of the catcher are 73-89 mm tubing sub.