ТОЛКАТЕЛЬ И СВЯЗАННЫЕ СПОСОБЫ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННЫХ КЛАПАНОВ
PUSHER AND RELATED METHODS FOR WELL VALVE OPERATION

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Изобретение относится в целом к оборудованию, используемому в подземных скважинах, и операциям, с ним, в частности, в примерах, описанных ниже, предложены скважинная система, компоновка низа бурильной колонны, толкатель и соответствующие способы для эксплуатации скважинных клапанов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Для избирательной эксплуатации многочисленных скважинных клапанов можно применять компоновку низа бурильной колонны (далее КНБК), обеспечивая управляемое сообщение с соответствующими зонами коллектора. В некоторых ситуациях данная избирательная эксплуатация скважинных клапанов обеспечивает индивидуальный или избирательный гидроразрыв пласта (далее ГРП) соответствующих зон коллектора.
В частности, в уровне техники известен толкатель для применения в подземной скважине (см. патент США №6024173, опубл. 15.02.2000, МПК E21B 34/14, E21B 34/10), содержащий диафрагму, сужающую поток и создающую осевое усилие, выдвигаемую наружу в скважине из радиально убранного положения в радиально выдвинутое положение.
Следует понимать, что постоянно требуются улучшения в области разработки, строительства и применения скважинных систем, КНБК, толкателей и соответствующих способов эксплуатации скважинных клапанов. Такие улучшения могут быть полезны в ситуациях, где зоны коллектора требуют индивидуального или избирательного ГРП, а также в других ситуациях.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 показан на виде с частичным разрезом пример скважинной системы и связанного способа возможного осуществления принципов данного изобретения.
На фиг. 2A и B показаны на виде с частичным разрезом примеры заканчивания, которые можно применять в скважинной системе фиг. 1.
На фиг. 3A-D показана последовательность продольных сечений примера КНБК, которую можно применять в скважинной системе и заканчивании фиг. 1-2B.
На фиг. 4A и B показана последовательность продольных сечений примера секции разгрузочного клапана комплекта пакера, которую можно применять в КНБК фиг. 3A-D.
На фиг. 5A-C показаны сечения примеров, соответственно, пакера, анкера и секции управления установкой комплекта пакера.
На фиг. 6A-C показана последовательность продольных сечений примера толкателя, который можно применять в КНБК.
На фиг. 7 показано сечение примера скважинного клапана, который можно применять в скважинной системе и заканчивании фиг. 1-2B.
На фиг. 8 показано сечение скважинной системы, в которой КНБК устанавливают в трубной колонне.
На фиг. 9A-C показана последовательность продольных сечений скважинной системы, в которой компоновку пакера устанавливают в трубной колонне.
На фиг. 10 показано сечение секции скважинной системы, в которой открывается разгрузочный клапан.
На фиг. 11A и B показана последовательность продольных сечений скважинной системы, в которой открывается байпасный клапан толкателя.
На фиг. 12A-C показана последовательность продольных сечений скважинной системы, в котором приводится в не установленное положение комплект пакера.
На фиг. 13A и B показана последовательность продольных сечений скважинной системы, в которой замки толкателя зацепляются с профилем в скважинном клапане и кольцевой дроссель толкателя приводится в действие.
На фиг. 14 показано сечение секции скважинной системы, в которой муфта скважинного клапана несколько смещается толкателем.
На фиг. 15 показано сечение секции скважинной системы, в которой подача на кольцевом дросселе потока дает перепад давления на муфте.
На фиг. 16A и B показана последовательность продольных сечений скважинной системы, в которой открывается скважинный клапан.
На фиг. 17A-C показана последовательность продольных сечений скважинной системы, в которой устанавливается комплект пакера.
На фиг. 18 показано сечение секции скважинной системы, в которой разгрузочный клапан открывается до возвращения в не установленное состояние комплекта пакера.
На фиг. 19 показано сечение секции скважинной системы, в которой замки толкателя зацепляются с профилем в муфте.
На фиг. 20 показано сечение секции скважинной системы, в которой муфта сдвигается в закрытое положение.
На фиг. 21 показано сечение секции скважинной системы, в которой КНБК позиционируют для эксплуатации другого скважинного клапана.
На фиг. 22 показана блок схема последовательности примера способа эксплуатации одного или нескольких скважинных клапанов.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг. 1 показана система 10 для применения с подземной скважиной и связанным способом, делающие возможным осуществление принципов данного изобретения. Вместе с тем, следует ясно понимать, что система 10 и способ являются только одним примером применения на практике принципов данного изобретения, и множество других разнообразных примеров являются возможными. Поэтому, объем данного изобретения не ограничен деталями системы 10 и способа, описанными в данном документе и/или показанными на чертежах.
На примере фиг. 1 колонна 12 насосно-компрессорных труб (далее НКТ) устанавливается в стволе 14 скважины с креплением обсадной колонной 16 и цементом 18. В данном примере колонна 12 НКТ относится к типу, известному специалистам в данной области техники, как “гибкая НКТ”, такая НКТ обычно хранится на катушке или барабане 20 и, по существу, является непрерывной. Колонна 12 НКТ спускается в ствол скважины 14 через инжектор 22, блок 24 противовыбросового превентора и компоновку 26 оборудования устья скважины.
Следует отметить, что колонна 12 НКТ не обязательно должна содержать гибкую НКТ. В других примерах можно применять составную НКТ или спускоподъемное оборудование другого типа для перемещения и позиционирования КНБК (не показано на фиг. 1, см. фиг. 3A-D) в скважине. Таким образом, объем данного изобретения не ограничен конкретными деталями трубной колонны 12 или любых других компонентов или элементов скважинной системы 10, описанной в данном документе или показанной на чертежах.
Когда колонну 12 НКТ позиционируют в скважине, радиально между стволом 14 скважины и колонной 12 НКТ образуется кольцевое пространство 28. В кольцевое пространство 28 с поверхности можно подавать текучие среды, суспензии, гели и текучие субстанции других типов, например, применяя насос 30, соединенный с компоновкой 26 оборудования устья скважины. Аналогично, текучие среды, суспензии, гели и текучие субстанции других типов можно подавать в колонну 12 НКТ с поверхности, например, применяя другой насос 32, соединенный с ближним концом колонны НКТ на катушке 20. Текучие среды, и другие текучие субстанции можно также подавать из скважины на поверхность через кольцевое пространство 28 и колонну 12 НКТ.
На фиг. 2A и B дополнительно показаны примеры заканчивания, которое можно применять со скважинной системой 10. Вместе с тем, следует понимать, что объем данного изобретения не ограничен заканчиванием показанных на фиг. 2A и B типов.
В примере на фиг. 2A трубную колонну 34 позиционировали в горной породе 36. Трубная колонна 34 может содержать обсадную колонну (такую как обсадная колонна 16 фиг. 1) или другие трубные конструкции, известные специалисту в данной области техники, такие как хвостовик, НКТ или труба. Объем данного изобретения не ограничен применением трубной колонны конкретного типа.
Ряд расположенных на расстоянии друг от друга скважинных клапанов 38, 40a-e соединяются в трубной колонне 34. Каждый из скважинных клапанов 38, 40a-e обеспечивает избирательный сообщение по текучей среде между внутренним пространством трубной колонны 34 и соответствующим одной из многочисленных зон 36a-f пласта.
Зоны 36a-f могут быть индивидуальными зонами одного пласта 36 или зонами многочисленных пластов горной породы. Хотя один из скважинных клапанов 38, 40a-e показан на фиг. 2A, как соответствующий одной из зон 36a-f, в других примерах многочисленные клапаны могут соответствовать одной зоне, или один клапан может соответствовать многочисленным зонам.
Как показано на фиг. 2A, зоны 36a-f изолированы друг от друга на трубной колонне 34 пакерами 42, расположенными между смежными зонами. Вместе с тем, в других примерах цемент или кольцевой барьер другого типа может применяться для изоляции зон 36a-f друг от друга.
В примере на фиг. 2A скважинный клапан 38 приводится в действие давлением. Когда другие скважинные клапаны 40a-e закрыты, давление в трубной колонне 34 можно увеличить (например, применяя один или оба из насосов 30, 32) до заданного значения, при котором клапан 38 должен открыться. Такие приводимые в действие давлением клапаны хорошо известны специалистам в данной области техники и не описываются в данном документе.
В некоторых примерах, в которых ствол 14 скважины в зоне заканчивания является горизонтальным или имеет большой наклон, скважинный клапан 38 может быть известен специалистам в данной области техники, как “носковый клапан” поскольку соединяется в трубной колонне 34 на “носке” или вблизи “носка” или дальнего конца трубной колонны. Вместе с тем, объем данного изобретения не ограничивает применение скважинного клапана 38, или применение любого клапана расположением на дальнем конце трубной колонны 34 или вблизи него.
Как показано на фиг. 2A, другие скважинные клапаны 40a-e можно приводить в действие, применяя компоновку 44 низа бурильной колонны (далее КНБК), соединенную в колонне 12 НКТ. КНБК 44 является “забойной”, поскольку соединена на дальнем или “забойном” конце колонны 12 НКТ или вблизи него. Для КНБК 44 не является обязательным расположение на “забойном” или дальнем конце ствола 14 скважины или вблизи него.
В примере на фиг. 2A КНБК 44 содержит комплект 46 пакера и толкатель 48. В других примерах другие или отличающиеся инструменты, датчики и т.д., могут быть включены в состав КНБК 44 или иначе соединены в колонне 12 НКТ. Таким образом, объем данного изобретения не ограничен какими-либо частными компонентами (а также числом или комбинациями компонентов) в КНБК 44.
Комплект 46 пакера применяется для избирательной изоляции кольцевого пространства 28 между КНБК 44 и стволом 14 скважины. Комплект 46 пакера также избирательно закрепляет КНБК 44 относительно трубной колонны 34. Когда комплект 46 пакера “установлен”, кольцевое пространство 28 изолировано на комплекте пакера, и комплект пакера закреплен против продольного смещения относительно трубной колонны 34. В данном примере комплект 46 пакера можно повторно устанавливать и “возвращать в не установленное состояние” (проход потока через кольцевое пространство 28 на комплекте пакера вновь обеспечивается, и компоновка пакера может смещаться продольно относительно трубной колонны 34) в скважине.
Подходящим серийно выпускаемым и имеющимся в продаже комплектом пакера для применения в скважинной системе 10 является REELFRAC(TM) от Weatherford International, Ltd., Houston, Texas USA. Ниже описана эксплуатация комплекта 46 пакера аналогичной или одинаковой в эксплуатации с REELFRAC(TM). Вместе с тем, объем данного изобретения не ограничен применением какого-либо конкретного комплекта пакера.
Толкатель 48 применяется для перемещения скважинных клапанов 40a-e между открытой и закрытой конфигурациями. Толкатель 48 может физически зацеплять каждый из скважинных клапанов 40a-e. В некоторых примерах толкатель 48 может содержать выдвижной дроссель, который усиливает сужение потока, проходящего через кольцевое пространство 28 на выбранном скважинном клапане 40a-e, для управления клапаном, как описано подробнее под ниже.
В примере способа, связанного со скважинной системой 10 заканчивания, показанной на фиг. 2A, все скважинные клапаны 38, 40a-e вначале закрыты. Давление в трубной колонне 34 затем увеличивают до открытия скважинного клапана 38. В зоне 36a проводят гидроразрыв пласта (далее ГРП) посредством подачи текучих сред, суспензий, гелей, кислот, буферных жидкостей и т.д., из ствола 14 скважины через открытый скважинный клапан 38 в зону 36a.
Затем колонну 12 НКТ, содержащую КНБК 44, спускают в трубную колонну 34. Можно установить комплект 46 пакера и провести опрессовку, например, выше открытого скважинного клапана 38 (например, в положении, показанном на фиг. 2A).
После опрессовки комплект 46 пакера можно возвратить в не установленное состояние, и КНБК 44 можно установить так, что толкатель 48 зацепляет скважинный клапан 40a. КНБК 44 можно затем сместить продольно вниз (как показано на фиг. 2A) для переключения скважинного клапана 40a в открытую конфигурацию.
Продольное смещение вниз КНБК 44 можно получить, прекратив нести вес колонны 12 НКТ на поверхности (при этом вес колонны 12 НКТ прикладывается на КНБК), или можно увеличить давление текучей среды в кольцевом пространстве 28 и/или внутри колонны НКТ, как описано подробнее ниже. В некоторых примерах комбинацию веса и давления текучей среды можно применять для смещения КНБК 44 вниз для переключения скважинного клапана 40a в открытую конфигурацию.
Когда скважинный клапан 40a открыт, КНБК 44 можно сместить дополнительно вниз, при этом толкатель 48 отцепляется от теперь открытого скважинного клапана 40a, и комплект 46 пакера располагается между скважинным клапаном 40a и ранее открытым скважинным клапаном 38. Комплект 46 пакера можно устанавливать в данном положении для изоляции открытого скважинного клапана 38 от ствола 14 скважины выше комплекта пакера.
В зоне 36b затем проводят ГРП, подавая текучие среды, суспензии, гели, кислоты, буферные жидкости и т.д., из ствола 14 скважины через открытый скважинный клапан 40a в зону 36b. После ГРП комплект 46 пакера можно возвращать в не установленное состояние и КНБК 44 можно сместить продольно вверх так, что толкатель 48 зацепляет скважинный клапан 40a и закрывает его.
Этапы, описанные выше для проведения ГРП зоны 36b, можно повторять для каждой из оставшихся зон 36c-f. Данные этапы могут содержать зацепление толкателя 48 с соответствующим скважинным клапаном 40b-e, открытие скважинного клапана, отцепление толкателя от скважинного клапана, установку комплекта 46 пакера ниже открытого скважинного клапана, проведение ГРП соответствующей зоны 36c-f, и перемещение скважинного клапана в его закрытую конфигурацию.
Следует отметить, что, хотя на фиг. 2A показаны шесть скважинных клапанов 38, 40a-e и шесть зон 36a-f, любое число скважинных клапанов или зон может существовать в других примерах. Скважинные клапаны 38, 40a-e и зоны 36a-f в некоторых примерах могут не располагаться “выше” или “ниже” друг друга, как показано на фиг. 2A (например, в ситуациях, где ствол 14 скважины является горизонтальным или иначе отклоненным от вертикали), но могут располагаться дальше или ближе относительно поверхности вдоль ствола 14 скважины.
Пример заканчивания фиг. 2B является в многих аспектах одинаковым с заканчиванием, показанным на фиг. 2A. Вместе с тем в заканчивании на фиг. 2B трубная колонна 34 располагается в другой трубной колонне в скважине (такой как, другой хвостовик или обсадная колонна 16). Трубная колонна 34 в данном примере может относиться к типу, известному специалисту в данной области техники, как эксплуатационная НКТ, хотя можно применять трубные колонны других типов в рамках объема данного изобретения.
Сообщение по текучей среде между внутренним пространством обсадной колонны 16 и каждой из зон 36a-f обеспечивается перфорациями 50. Таким образом, когда один из скважинных клапанов 38, 40a-e открывается, обеспечивается сообщение по текучей среде между внутренним пространством трубной колонны 34 и соответствующей одной из зон 36a-f через соответствующие перфорации 50.
КНБК 44 можно применять, как описано выше в примере заканчивании фиг. 2A, для перемещения скважинных клапанов 38, 40a-e в заканчивании, показанном на фиг. 2B для избирательного ГРП каждой из зон 36a-f, или для других целей (таких как, кислотная обработка или другие операции обработки для интенсификации притока, улучшения приемистости, закачки пара или заводнения, эксплуатации и т.д.). Следует понимать, что объем данного изобретения не ограничен применением КНБК 44 в любом конкретном варианте заканчивания, для любой конкретной цели или в любом конкретном режиме работы скважины.
Дополнительно на фиг. 3A-D, показаны сечения примера КНБК 44. КНБК 44 фиг. 3A-D можно применять в скважинной системе 10 и заканчивании, показанном на фиг. 1-2B, также КНБК 44 можно применять с другими скважинными системами и вариантами заканчивания.
В примере на фиг. 3A-D КНБК 44 содержит комплект 46 пакера и толкатель 48. Верхнее соединительное устройство 52 с внутренней резьбой применяется для соединения КНБК 44 в колонне 12 НКТ в скважинной системе 10. В других примерах другие или отличающиеся инструменты и отличающиеся комбинации инструментов можно включать в состав КНБК 44.
При соединении в колонне 12 НКТ продольно через КНБК 44 и колонну 12 НКТ проходит внутренний проточный канал 54. Как показано на фиг. 3D, обратный клапан 56 на дальнем конце КНБК 44 обеспечивает подачу вверх в проточный канал 54 (в направлении “обратной” циркуляции), но предотвращает подачу вниз через проточный канал 54 (в направлении “прямой” циркуляции).
Окна 58 обеспечивают сообщение по текучей среде между пространством внутри и снаружи КНБК 44 ниже обратного клапана 56. Таким образом, текучая среда может проходить из пространства внутри КНБК 44 во внутренний проточный канал 54 через окна 58, и вверх через КНБК через обратный клапан 56 в направлении обратной циркуляции. Прямая циркуляция через обратный клапан 56 предотвращается.
Как показано на фиг. 3A, другое окно 60 ниже верхнего соединительного устройства 52 обеспечивает сообщение по текучей среде между пространством внутри и снаружи КНБК 44. Другой обратный клапан 62, установленный ниже окна 60, предотвращает проход в проточный канал 54 ниже обратного клапана 62 в направлении прямой циркуляции, но обеспечивает проход вверх через проточный канал 54.
В примере на фиг. 3A-D комплект 46 пакера содержит разгрузочный клапан 64, пакер 66, анкер 68 и установочный контроллер 70. Другие или отличающиеся комбинации компонентов можно применять в комплекте 46 пакера в других примерах.
Разгрузочный клапан 64 вначале закрыт, как показано на фиг. 3A. В ответ на достаточную направленную вверх силу, приложенную к верхнему соединительному устройству 52 через колонну 12 НКТ, разгрузочный клапан 64 открывается и при этом обеспечивает сообщение по текучей среде между пространством внутри и снаружи КНБК 44 (например, между проточным каналом 54 и кольцевым пространством 28 в скважинной системе 10).
Следует отметить, что разгрузочный клапан 64 установлен в продольном направлении между обратными клапанами 56, 62. В дополнение, следует отметить, что каждый из обратных клапанов 56, 62 установлен в продольном направлении между разгрузочным клапаном 64 и соответствующим, одним из окон 58, 60.
Пакер 66 применяется для изоляции кольцевого пространства, окружающего снаружи КНБК 44. В скважинной системе 10 пакер 66, когда установлен, может изолировать кольцевое пространство 28 радиально между КНБК 44 и трубной колонной 34.
Анкер 68 применяется для закрепления КНБК 44 в нужном положении. В скважинной системе 10 анкер 68, когда установлен, может закреплять КНБК 44, предотвращая продольное смещение относительно трубной колонны 34.
Установочный контроллер 70 применяется в данном примере для контроля исполнения установки комплекта 46 пакера в ответ на манипуляции КНБК 44. Установочный контроллер 70 обеспечивает установку комплекта 46 пакера при каждом втором возвратно-поступательном перемещении КНБК 44 вверх и вниз в трубной колонне (например, трубной колонне 34 в скважинной системе 10). В других примерах установочный контроллер 70 может обеспечивать установку комплекта 46 пакера при каждом третьем возвратно-поступательном перемещении, при двух из трех возвратно-поступательных перемещений или при любом другом числе из любого другого числа возвратно-поступательных перемещений. Комплект 46 пакера может возвращаться в не установленное состояние с помощью приложения достаточной направленной вверх силы на верхнее соединительное устройство 52 (например, силой, действующей при подъеме трубной колонны 12 на поверхности).
В примере на фиг. 3A-D толкатель 48 содержит выдвигаемый наружу дроссель 72, один или несколько элементов зацепления или замков 74 и байпасный клапан 76. Другие или отличающиеся комбинации компонентов можно применять в толкателе 48 в других примерах.
Дроссель 72 применяетcя для усиления сужения потока, проходящего через кольцевое пространство, окружающее снаружи КНБК 44 (например, кольцевого пространства 28 в примерах на фиг. 1-2B). В другом аспекте дроссель 72 может увеличивать трение текучей среды на КНБК 44, при этом увеличивается продольная сила, приложенная на КНБК вследствие прохождения потока текучей среды через кольцевое пространство снаружи КНБК.
Данную продольную силу можно использовать для управления работой скважинного клапана (например, любого из скважинных клапанов 40a-e) когда замки 74 зацепляются с скважинным клапаном. Замки 74 в данном примере выполнены с возможностью взаимного сцепления с профилем (не показано на фиг. 3A-D, см. фиг. 7) в скважинном клапане так, что продольная сила передается с КНБК 44 на скважинный клапан.
Следует отметить, что продольная сила, приложенная к КНБК 44, не обязательно создается потоком текучей среды на КНБК. Например, установочный вес может быть приложен к КНБК 44 с помощью высвобождения поддержки колонны 12 НКТ на поверхности, или натяжение может быть приложено к КНБК подъемом колонны 12 НКТ на поверхности. Можно увеличить или уменьшить давление в проточном канале 54 и/или кольцевом пространстве 28 для создания требуемой продольной силы, приложенной к КНБК 44. Таким образом, объем данного изобретения не ограничен какой-либо конкретной методикой, или комбинацией методик, для получения требуемой продольной силы, приложенной к КНБК 44.
В примере на фиг. 3A-D, замки 74 имеют наружный профиль, который зацепляет внутренний профиль в скважинном клапане. В других примерах можно применять элементы зацепления других типов (например, зажимные конусные втулки, зубья, захватывающие элементы, выступы, приемные гнезда, и т.д.) для зацепления и управления работой скважинного клапана.
Байпасный клапан 76 вначале закрыт, но применяется для избирательного обеспечения сообщения по текучей среде между пространством внутри и снаружи КНБК 44 (например, между проточным каналом 54 и кольцевым пространством 28 в скважинной системе 10). Таким образом, здесь байпасный клапан 76 является одинаковым с разгрузочным клапаном 64. Вместе с тем, байпасный клапан 76 открывается в ответ на приложение заданного перепада давления внутри и снаружи КНБК 44 (например, между проточным каналом 54 и кольцевым пространством 28 в скважинной системе 10).
Следует отметить, что байпасный клапан 76 установлен в продольном направлении между пакером 66 и обратным клапаном 56. В дополнение следует отметить, что пакер 66 установлен в продольном направлении между разгрузочным и байпасным клапанами 64, 76. Таким образом, когда разгрузочный и байпасный клапаны 64, 76 открыты, давление на пакере 66 уравновешено.
Вначале, когда КНБК 44 спускают в скважину, разгрузочный и байпасный клапаны 64, 76 закрыты, комплект 46 пакера не установлен (пакер 66 и анкер 68 убраны внутрь), и дроссель 72 и замки 74 толкателя 48 убраны внутрь. В данной конфигурации КНБК 44 удобно спускать через трубную колонну 34 в скважинной системе 10.
При спуске в скважину обратные клапаны 56, 62 обеспечивают проход текучей среды в трубной колонне 34, находящейся ниже КНБК 44, вверх через КНБК. Текучая среда может также совершать обратную или прямую циркуляцию через колонну 12 НКТ и кольцевое пространство 28 через окно 60.
Дополнительно на фиг. 4A-B, показаны с увеличением сечения секции разгрузочного клапана комплекта 46 пакера. В данных сечениях можно видеть, что разгрузочный клапан 64 содержит наружный, по существу трубчатый кожух 78, установленный с возможностью возвратно-поступательного перемещения на внутренней, по существу трубчатой мандрели 80.
Сквозные окна 82, 84, выполненные в соответствующем наружном кожухе 78 и внутренней мандрели 80, вначале отделены друг от друга и изолированы уплотнениями 86. Вместе с тем, когда достаточная продольно направленная вверх сила прикладывается к наружному кожуху 78, при этом внутренняя мандрелью 80 закреплена против продольного смещения (например, посредством установки комплекта 46 пакера, как описано подробнее ниже), наружный кожух должен сместиться вверх относительно внутренней мандрели 80, при этом окна 82, 84 совмещаются и обеспечивают сообщение по текучей среде между пространством внутри и снаружи комплекта 46 пакера.
Отклоняющий механизм 88 (такой, как пружина) прикладывает направленную вверх продольную силу к внутренней мандрели 80 относительно наружного кожуха 78 так, что наружный кожух постоянно отклонен вниз относительно внутренней мандрели. Следует отметить, что, когда комплект 46 пакера устанавливается посредством приложения к нему направленной вниз продольной силы, разгрузочный клапан 64 должен быть закрыт, поскольку внутренняя мандрель 80 соединяется с пакером 66 и направленная вниз установочная сила прикладывается через наружный кожух 78.
Дополнительно, на фиг. 5A-C, показаны с увеличением сечения примеров пакера, анкера и секций управления установкой комплекта 46 пакера. Здесь можно видеть, что комплект 46 пакера может быть одинаковым или аналогичным обычному повторно устанавливаемому посредством сжатия пакеру, хорошо известного специалисту в данной области техники типа, в данном случае пакеру Weatherford REELFRAC(TM), упомянутому выше.
Поэтому пакер, анкер и секции управления установкой комплекта 46 пакера не описаны подробно в данном документе. Вместе с тем, объем данного изобретения не ограничен применением комплекта пакера какого либо конкретного типа в КНБК 44.
Как показано на фиг. 5A, пакер 66 содержит многочисленные кольцевые уплотнительные элементы 90. Уплотнительные элементы 90 проходят радиально наружу в уплотнительный контакт с окружающей снаружи пакер 66 поверхностью (такой, как внутренняя поверхность трубной колонны 34 в скважинной системе 10) в ответ на продольное сжатие уплотнительных элементов.
Уплотнительные элементы 90 сжимаются в продольном направлении посредством смещения вниз внутренней мандрели 94 относительно наружной муфты 92. Внутренняя мандрель 94 соединяется с внутренней мандрелью 80, описанной выше.
Как показано на фиг. 5B, анкер 68 содержит выдвигаемый наружу клиновой захват 96. Когда внутренняя мандрель 94 смещается вниз относительно клинового захвата 96, поверхность 98 клина в форме усеченного конуса должна в конечном счете входить в контакт с клиновым захватом 96 и радиально наружу отклонять его в захватное зацепление с поверхностью, окружающей снаружи пакер 66 (такой, как внутренняя поверхность трубной колонны 34 в скважинной системе 10).
Комплект тормозных блоков 100 отклоняется наружу в скользящий контакт с поверхностью и обеспечен усиливающей трение поверхностью, для сопротивления тормозных блоков и клинового захвата 96 продольному смещению относительно внутренней поверхности. Указанное обеспечивает смещение поверхности 98 клина в зацепление с клиновым захватом 96, когда клиновой захват еще не произвел захватного зацепления с внутренней поверхностью.
Тормозные блоки 100 также помогают в работе установочного контроллера 70. В примере на фиг. 5C установочный контроллер 70 содержит храповой механизм 102 с байонетным пазом. Храповой механизм 102 управляет величиной относительного продольного смещения между внутренней мандрелью 94 и наружным кожухом 104, соединенным с тормозными блоками 100.
Храповой механизм 102 обеспечивает смещение внутренней мандрели 94 продольно вниз относительно наружного кожуха 104, достаточно далекое для выдвижения наружу уплотнительных элементов 90 и клинового захвата 96 (вследствие контакта между поверхностью 98 клина и клиновым захватом), и при этом установку комплекта 46 пакера, в ответ на каждое третье (или другое требуемое в последовательности установки) продольное возвратно-поступательное перемещение внутренней мандрели 94 (смещение вверх, затем вниз внутренней мандрели посредством колонны 12 НКТ в скважинной системе 10). После некоторых смещений внутренней мандрели 94 вниз комплект 46 пакера не устанавливается, что обеспечивает спуск КНБК 44 в скважину без установки комплекта пакера.
Дополнительно в примере фиг. 6A-C показаны с увеличением сечения секций дросселя, элемента зацепления и байпасного клапана толкателя 48. Показанный на фиг. 6A-C толкатель 48 можно применять с КНБК 44 и скважинной системой 10, описанными выше, или толкатель можно применять с другими забойными компоновками или другими скважинными системами.
На фиг. 6A можно видеть, что дроссель 72 содержит многокомпонентное радиально расширяющееся упругое кольцо 106. В одном примере кольцо 106 может содержать многочисленные кольца, имеющие смещенные или противоположные пазы, которые образуют извилистый путь для прохода текучей среды, когда кольцо радиально расширяется.
В примере на фиг. 6A кольцо 106 имеет внутреннюю наклонную поверхность 106a, обращенную к наружной муфте 108, и внутреннюю наклонную поверхность 106b, обращенную к кожуху 110 аналогичной формы. Наружная муфта 108 имеет нижний конец с формой комплементарной относительно наклонной поверхности 106a, так что смещение в продольном направлении вниз наружной муфты 108 относительно кольца 106 должно вызывать расширение кольца радиально наружу между наружной муфтой и кожухом 110.
Следует отметить, что наружная муфта 108 соединена с внутренней мандрелью 94 комплекта 46 пакера. Таким образом, наружная муфта 108 соединена с колонной 12 НКТ в скважинной системе 10 посредством внутренних мандрелей 80, 94 и наружного кожуха 78 комплекта 46 пакера.
Как показано на фиг. 6B, замки 74 отклоняются радиально наружу пружинами 112. Вместе с тем, замки 74 вначале удерживаются в убранном положении наружным по существу трубчатым фиксатором 114.
В данном примере фиксатор 114 выполнен на верхнем конце наружной муфты 116 байпасного клапана 76, как показано на фиг. 6C. В других примерах фиксатор 114 и наружная муфта 116 могут быть отдельными компонентами. Вначале продольное смещение наружной муфты 116 относительно внутренней по существу трубчатой мандрели 118 предотвращается срезным элементом 120 (таким как срезной штифт, винт или кольцо).
Храповой механизм 122 (такой как корпусное блокирующее кольцо 123, установленное между наружной муфтой 116 и внутренней мандрелью 118) обеспечивает смещение вниз наружной муфты относительно внутренней мандрели после того, как срезной элемент 120 срезан, но предотвращает смещение вверх наружной муфты относительно внутренней мандрели.
Сквозные окна 124, 126, выполненные в соответствующих наружной муфте 116 и внутренней мандрели 118 вначале отделены и изолированы друг от друга уплотнениями 128. Вместе с тем, когда достаточная продольная направленная вниз сила прикладывается к наружной муфте 116 благодаря увеличению давления, нагнетаемого в проточном канале 54, наружная муфта должна сместиться вниз относительно внутренней мандрели 118, при этом окна 124, 126 совмещаются и обеспечивается сообщение по текучей среде между пространством внутри и снаружи толкателя 48.
Наружная муфта 116 смещается вниз в ответ на перепад давления в пространстве внутри и снаружи толкателя 48. Давление в проточном канале 54 передается в камеру 130, открытую к площади 116a внутреннего кольцевого дифференциального поршня в наружной муфте 116. Другой участок наружной муфты 116 функционирует, как закрывающий элемент 116b, который вначале блокирует проход через окна 126.
Пружины 132, установленные в камере 130, отклоняют замки 74 продольно вверх. После смещения фиксатора 114 вниз, при котором высвобождаются замки 74 для их выдвижения наружу пружинами 112, замки можно вновь убрать посредством смещения замков продольно вниз относительно муфты 116 против отклоняющей силы, производимой пружинами 132 (например, с замками, зацепленными с внутренним профилем и внутренней мандрелью 118, смещаемыми вверх с колонной 12 НКТ в скважинной системе 10), так, что замки вновь принимаются в фиксатор 114. Данное обеспечивает замкам 74 высвобождение из внутреннего профиля в скважине посредством приложения достаточной направленной вверх силы к внутренней мандрели 118 (например, через колонну 12 НКТ).
Дополнительно, в примере на фиг. 7 показано сечение скважинного клапана 40. Скважинный клапан 40 фиг. 7 можно применять в качестве любого из скважинных клапанов 40a-e в скважинной системе 10 фиг. 1-2B или в других скважинных системах.
Как показано на фиг. 7, скважинный клапан 40 содержит наружный, по существу трубчатый кожух 134 и внутренний, по существу трубчатый перекрывающий элемент 136 (такой, как муфта). В закрытой конфигурации перекрывающий элемент 136 блокирует сообщение по текучей среде через сквозные окна 138, выполненные в наружном кожухе 134. Перекрывающий элемент 136 удерживается с возможностью высвобождения в закрытой конфигурации срезным элементом 140 (таким как, срезной штифт, винт или кольцо).
Внутренние профили 136a, b дают возможность приложения соответствующих направленных продольно вниз и вверх сил к перекрывающему элементу 136. Сквозные пазы 136c, выполненные в перекрывающем элементе 136, образуют упругие зажимные втулки 136d с выполненными на них выступами 136e для зацепления с возможностью высвобождения с выемкой 134a, выполненной в наружном кожухе 134. Зажимные втулки 136d, выступы 136e и выемка 134a обеспечивают удержание с возможностью высвобождения перекрывающего элемента 136 в закрытом положении после того, как срезной элемент 140 срезан.
Замки 74 толкателя 48 (см. фиг. 6B) выполнены надлежащим образом с возможностью зацепления профиля 136a, когда толкатель смещается вниз через скважинный клапан 40 так, что направленная продольно вниз сила может передаваться с толкателя на перекрывающий элемент 136, для сдвига перекрывающего элемента вниз в открытое положение, в котором окна 138 открываются для сообщения по текучей среде между пространством внутри и снаружи скважинного клапана. Замки 74 также выполнены надлежащим образом с возможностью зацепления профиля 136b, когда толкатель смещается вверх через скважинный клапан 40 так, что направленная продольно вверх сила может передаваться с толкателя на перекрывающий элемент 136 для сдвига перекрывающего элемента вверх в закрытое положение, в котором проход через окна 138 предотвращается.
Скважинный клапан 40 можно открывать и закрывать многократно, применяя толкатель 48. Отмечается, что не является обязательным для толкателя 48 смещение перекрывающего элемента 136 или зацепление профилей 136a, b каждый раз, когда толкатель 48 смещается через скважинный клапан 40. Например, когда КНБК 44 вначале спускают в скважину, замки 74 могут быть убраны и удерживаться фиксатором 114 (см. фиг. 6B) так, что замки не зацепляют профиль 136a, когда толкатель 48 смещается вниз через скважинный клапан 40.
Дополнительно, на фиг. 8-21 показаны сечения КНБК 44 в эксплуатации в скважинной системе 10. Совместно здесь показаны этапы примера способа эксплуатации скважинных клапанов 40a-e в скважинной системе 10. Вместе с тем, объем данного изобретения не ограничен какими-либо конкретными этапами или комбинациями этапов с использованием КНБК 44, и не ограничен способом, выполняемым с применением скважинной системы 10.
На фиг. 8-21, показаны только трубная колонна 34 (с скважинными клапанами 40a-e) и колонна 12 НКТ (с КНБК 44) для ясности иллюстрации и описания. Этапы, показанные на фиг. 8-21, можно выполнять как с вариантами заканчивания фиг. 2A и B, так и с вариантами заканчивания других типов.
Вначале, скважинный клапан 38 (см. фиг. 1) открывают посредством приложения увеличенного давления в пространстве внутри трубной колонны 34. В зоне 36a можно затем провести ГРП посредством подачи текучей среды (например, суспензий с проппантом, гелей, кислоты, буферных веществ, буферных жидкостей и т.д.) с поверхности через пространство внутри трубной колонны 34, и наружу через открытый клапан 38.
После проведения ГРП в начальной зоне 36a колонну 12 НКТ с КНБК 44 спускают в трубную колонну 34 и позиционируют выше скважинного клапана 40a (в продольном направлении между скважинными клапанами 40a, b) как показано на фиг. 8. Как описано выше, текучая среда может проходить вверх через КНБК 44 через обратные клапаны 56, 62, и можно выполнять прямую и обратную циркуляцию через окно 60 (см. фиг. 3A-D).
Когда КНБК 44 вначале спускается в скважину, разгрузочный и байпасный клапаны 64, 76 закрыты, и уплотнительные элементы 90, клиновой захват 96 и замки 74 имеют убранные конфигурации. Скважинный клапан 38 открыт, и в зоне 36a проводят ГРП. Остальные скважинные клапаны 40a-e закрыты. КНБК 44 позиционируют между скважинными клапанами 40a, b как показано на фиг. 8.
На фиг. 9A-C, комплект 46 пакера устанавливают в трубной колонне 34 между скважинными клапанами 40a, b. В данном примере комплект 46 пакера можно установить с помощью попеременного смещения комплекта пакера вверх и вниз (например, поднимая и опуская колонну 12 НКТ с поверхности) для управления работой храпового механизма с байонетным пазом 102 установочного контроллера 70, до положения, в котором последующее смещение вниз комплекта пакера должно обуславливать выдвижение клинового захвата 96 наружу и захват внутренней поверхности трубной колонны 34. Дополнительный вес, приложенный к комплект 46 пакера (такой как, с помощью снятия поддержки на колонне 12 НКТ на поверхности) должен обуславливать продольное сжатие уплотнительных элементов 90, для их выдвижения наружу и уплотнительного зацепления внутренней поверхности трубной колонны 34, при этом изолируется кольцевое пространство 28 между КНБК 44 и трубной колонной 34.
Когда комплект 46 пакера установлен в трубной колонне 34, компоновку пакера можно испытать для обеспечения ее функциональности. Например, комплект 46 пакера можно опрессовать посредством приложения увеличенного давление в кольцевом пространство 28 и/или проточном канале 54, чтобы определить, эффективно ли уплотнительные элементы 90 изолируют кольцевое пространство 28, и закрепил ли клиновой захват 96 КНБК 44 против продольного смещения.
Как показано на фиг. 10, увеличенное давление прикладывается в кольцевом пространстве 28, и разгрузочный клапан 64 открывается посредством подъема колонны 12 НКТ, при этом наружный кожух 78 смещается вверх относительно внутренней мандрели 80 и окна 82, 84 совмещаются. Сообщение по текучей среде теперь обеспечено между пространством внутри и снаружи комплекта 46 пакера (между проточным каналом 54 и кольцевым пространством 28 в скважинной системе 10) в продольном направлении между обратным клапаном 62 и пакером 66.
Когда разгрузочный клапан 64 открыт, увеличенное давление, приложенное в кольцевом пространстве 28 передается в проточный канал 54 ниже обратного клапана 62. На поверхности можно обнаружить падение давления, как индикацию, что разгрузочный клапан 64 открыт.
Как показано на фиг. 11A и B, давление, приложенное в кольцевом пространстве 28 и в проточном канале 54 ниже обратного клапана 62, передается во внутреннее пространство толкателя 48. Перепад давления между пространством внутри и снаружи толкателя 48 (например, между проточным каналом 54 и кольцевым пространством 28 в скважинной системе) увеличивается до заданной величины, при которой срезной элемент 120 срезается, и наружная муфта 116 смещается вниз относительно внутренней мандрели 118.
Окна 124, 126 теперь совмещены, и обеспечено сообщение по текучей среде между пространством внутри и снаружи толкателя 48 (например, между проточным каналом 54 и кольцевым пространством 28 в скважинной системе 10). Храповой механизм 122 предотвращает закрытие байпасного клапана 76 после его открытия. Следует отметить, что давление в кольцевом пространстве 28 с противоположных сторон пакера 66 теперь уравновешено, поскольку проточный канал 54 сообщается с кольцевым пространством с противоположных сторон пакера.
Когда наружная муфта 116 смещается вниз, фиксатор 114 также смещается вниз относительно замков 74. Замки 74 теперь отклоняются для смещения наружу пружинами 112, и замки контактируют при скольжении с внутренней поверхностью трубной колонны 34, как показано на фиг. 11A и B.
В примерах, где фиксатор 114 и наружная муфта 116 являются отдельными компонентами, фиксатор можно сместить вниз относительно замков 74 перед смещением вниз наружной муфты 116. Перепад давления между пространством внутри и снаружи толкателя 48 (например, между проточным каналом 54 и кольцевым пространством 28 в скважинной системе 10) можно увеличить до заданного значения, при котором срезной элемент (не показано), закрепляющий с возможностью высвобождения фиксатор 114, может срезаться для обеспечения смещения фиксатора вниз, и перепад давления можно дополнительно увеличивать до другого заданного значения, при котором срезной элемент 120 может срезаться для обеспечения смещения наружной муфты 116 для открытия байпасного клапана 76.
На фиг. 12A-C, комплект 46 пакера возвращается в не установленное состояние усилием натяжения в колонне 12 НКТ (например, с помощью подъема колонны НКТ на поверхности). Уплотнительные элементы 90 и клиновой захват 96 таким образом убираются и отцепляются от внутренней поверхности трубной колонны 34. Разгрузочный клапан 64 остается открытым.
Как показано на фиг. 13A и B, КНБК 44 смещается вниз в трубной колонне 34 (например, с помощью опускания колонны 12 НКТ на поверхности). В конечном счете замки 74 должны зацепить профиль 136a в перекрывающем элементе 136 скважинного клапана 40a так, что толкатель 48 не может сместиться дополнительно вниз если перекрывающий элемент 136 также не смещается толкателем.
Следует отметить, что дроссель 72 показан на фиг. 13A и B в своей выдвинутой конфигурации, при этом проходное сечение кольцевого пространства 28 снаружи толкатель 48 уменьшено, что создает сужение 28a для потока, проходящего через кольцевое пространство 28 на дросселе 72. Данное радиальное расширение может возникать вследствие продольного сжатия дросселя 72 в результате смещения вниз наружной муфты 108, когда толкатель 48 смещается вниз после сцепления замков 74 с перекрывающим элементом 136.
В данном примере дроссель 72 не уплотняется на внутренней поверхности перекрывающего элемента 136. Вместо этого, дроссель 72 сужает поток, проходящий через кольцевое пространство 28 так, что может быть получен перепад давления вследствие такого суженного потока, проходящего через кольцевое пространство на дросселе. В других примерах дроссель 72 может иметь уплотнительный контакт с перекрывающим элементом 136 или другим участком скважинного клапана 40a, если требуется.
Как показано на фиг. 14, достаточная направленная вниз сила передана на перекрывающий элемент 136 с замков 74 толкателя для срезания срезного элемента 140, что обеспечивает смещение перекрывающего элемента 136 вниз толкателем 48. Как показано на фиг. 14, перекрывающий элемент 136 несколько сместился вниз относительно наружного кожуха 134 после срезания срезного элемента 140.
Если ранее не выдвигался наружу, тогда дроссель 72 выдвигается радиально наружу вследствие приложения сжимающей силы к толкателю 48 для срезания срезного элемента 140. В некоторых ситуациях (например, если ствол 14 скважины имеет большой наклон или является горизонтальным на месте скважинного клапана 40a), вес колонны 12 НКТ может быть недостаточным для преодоления трения между колонной 12 НКТ и трубной колонной 34 для смещения вниз КНБК 44, срезания срезного элемента 140 и затем смещения вниз перекрывающего элемента 136 в его открытое положение.
В таких ситуациях можно создавать перепад давления на выдвинутом дросселе 72 для приложения увеличенной направленной вниз продольной силы к толкателю 48. Увеличенное давление, приложенное выше КНБК 44, можно также применять для увеличения продольной силы, приложенной в направлении вниз к КНБК.
Как показано на фиг. 15, текучая среда 142 подается вниз через кольцевое пространство 28 в КНБК 44. Проход текучей среды 142 через кольцевое пространство 28 значительно сужается выдвинутым наружу дросселем 72, при этом создается перепад давления на дросселе потока в кольцевом пространстве. Данный перепад давления между пространством выше и ниже дросселя 72 генерирует увеличенную продольно направленную вниз силу, приложенную к толкателю 48 и передаваемую через замки 74 на перекрывающий элемент 136.
Как показано на фиг. 16A и B, перекрывающий элемент 136 смещается вниз в свое открытое положение, при этом окна 138 разблокируются и обеспечивается сообщение по текучей среде между пространством внутри и снаружи скважинного клапана 40a. Следует отметить, что достаточная направленная вниз сила, приложенная к толкателю 48 для обеспечения срезания срезного элемента 140, и смещения перекрывающего элемента 136 в его открытое положение, может являться любой комбинацией веса колонны 12 НКТ, приложенного к КНБК 44, силы, генерируемой перепадом давления, создаваемым на дросселе 72 при прохождении текучей среды 142 через кольцевое пространство 28, и силы давления, приложенного выше КНБК 44.
Комплект 46 пакера теперь позиционируют ниже открытого скважинного клапана 40a. С комплектом 46 пакера в данном положении колонну 12 НКТ можно возвратно-поступательно перемещать вверх и вниз в трубной колонне 34 для приведения установочного контроллера 70 в положение, в котором последующее смещение вниз комплекта пакера должно обеспечивать его установку в трубной колонне ниже скважинного клапана 40a.
Как показано на фиг. 17A и B, комплект 46 пакера устанавливается в трубной колонне 34 ниже открытого скважинного клапана 40a. Уплотнительные элементы 90 зацепляются с уплотнением за внутреннюю поверхность трубной колонны 34, и клиновой захват 96 зацепляется с захватом за внутреннюю поверхность трубной колонны 34. Разгрузочный клапан 64 закрывается.
В данной конфигурации в зона 36b (см. фиг. 2A и B) можно провести ГРП посредством подачи текучей среды (такой как, суспензии, гели, разжижители геля, буферные жидкости, кислоты, буферные вещества, усилители приемистости и т.д.) через кольцевое пространство 28, и наружу через открытый скважинный клапан 40a выше установленного комплекта 46 пакера. Обратный клапан 62, уплотнения 86 (см. фиг. 4A) и уплотнительные элементы 90 предотвращают прохождение данных текучих сред вниз мимо комплекта 46 пакера через кольцевое пространство 28 или проточный канал 54.
Как показано на фиг. 18, комплект 46 пакера возвращается в не установленное состояние после ГРП. Для возвращения комплекта 46 пакера в не установленное состояние прикладывают натяжение к комплекту пакера посредством подъема колонны 12 НКТ на поверхности. Разгрузочный клапан 64 открывается, и затем уплотнительные элементы 90 и клиновой захват 96 выходят из зацепления с внутренней поверхностью трубной колонны 34. Натяжение, приложенное к комплекту 46 пакера, также передается на наружную муфту 108 (см. фиг. 15), смещает ее вверх относительно кожуха 110 и обеспечивает убирание дросселя 72 радиально внутрь.
Как показано на фиг. 19, колонна 12 НКТ достаточно поднята в трубной колонне 34 для повторного зацепления толкателем 48 скважинного клапана 40a. Конкретно, замки 74 теперь зацепляются с профилем 136b в перекрывающем элементе 136. Дальнейшее смещение вверх колонны 12 НКТ и КНБК 44 должно вызывать также смещение вверх перекрывающего элемента 136 в его закрытое положение.
Как показано на фиг. 20, КНБК 44 поднята до положения выше скважинного клапана 40a. Перекрывающий элемент 136 смещен вверх в свое закрытое положение, так что теперь предотвращается сообщение по текучей среде между пространством внутри и снаружи скважинного клапана 40a. На зону 36b ГРП снаружи скважинного клапана 40a не должны теперь воздействовать давления и текучие среды в трубной колонне 34 при последующих работах.
На фиг. 21 КНБК 44 поднята дополнительно в трубной колонне 34 так, что теперь расположена выше закрытого скважинного клапана 40b. КНБК 44 расположена в продольном направлении между закрытыми скважинными клапанами 40b, c (см. фиг. 2A и B).
КНБК 44 теперь расположена относительно скважинного клапана 40b аналогично расположению относительно скважинного клапана 40a, показанному на фиг. 8. Этапы, показанные на фиг. 9A-20 можно теперь повторить для скважинного клапана 40b и соответствующей зоны 36c.
Данные этапы могут содержать открытие скважинного клапана 40b посредством смещения вниз КНБК 44 до зацепления замками 74 профиля 136a муфты, прикладывающего достаточную направленную вниз силу для смещения перекрывающего элемента 136 в его открытое положение, установку комплекта 46 пакера ниже открытого скважинного клапана 40b, ГРП в зоне 36c, возвращение в не установленное состояние комплекта 46 пакера, смещение КНБК 44 вверх через скважинный клапан 40b до зацепления замками 74 профиля 136b муфты и смещение перекрывающего элемента 136 в его закрытое положение. Данные этапы можно выполнять последовательно для каждого из скважинных клапанов 40a-e, для последовательного проведения ГРП каждой из соответствующих зон 36b-f.
Дополнительно на фиг. 22, показан пример блок-схемы последовательности операций способа 150 для эксплуатации скважинных клапанов. Способ 150 описан ниже таким, как его можно исполнить в скважинной системе 10 фиг. 1-2B и КНБК 44 фиг. 3A-D, но способ также может быть исполнен в других скважинных системах или КНБК в объеме данного изобретения.
На этапе 152 открывают скважинный клапан 38 и в зоне 36a проводят ГРП. В некоторых примерах скважинный клапан 38 можно открывать посредством приложения увеличенного давления в трубной колонне 34. КНБК 44 может присутствовать или не присутствовать в трубной колонне 34, когда скважинный клапан 38 открывают или когда в зоне 36a проводят ГРП.
На этапе 154 КНБК 44 спускают в трубную колонну 34. В это время КНБК 44 можно позиционировать между скважинными клапанами 40a, b, как показано на фиг. 8.
На этапе 156, комплект 46 пакера устанавливают в трубной колонне 34 и испытывают. Данное обеспечивает полную функциональность комплекта 46 пакера перед последующими ГРП (см. фиг. 9A-C).
На этапе 158 открывают разгрузочный клапан 64 посредством подъема на колонне 12 НКТ (см. фиг. 10). Увеличенное давление, приложенное в кольцевом пространстве 28, при этом передается на байпасный клапан 76, который открывается когда перепад давления между пространством внутри и снаружи толкателя 48 достигает заданного значения. Открытие байпасного клапана 76 также обеспечивает высвобождение замков 74 из фиксатора 114, при этом замки отклоняются пружинами 112 для выдвижения наружу (см. фиг. 11A и B). В некоторых примерах высвобождение замков 74 из фиксатора 114 может быть отдельным от открытия байпасного клапана 76.
На этапе 160 комплект 46 пакера возвращают в не установленное состояние посредством подъема на колонне 12 НКТ с поверхности для приложения натяжения к КНБК 44 (см. фиг. 12A-C).
На этапе 162 толкатель 48 зацепляет скважинный клапан 40a. Конкретно, замки 74 зацепляют профиль 136a в перекрывающем элементе 136 (см. фиг. 13A и B).
На этапе 164 активируют дроссель 72, так что он уменьшает проходное сечение кольцевого пространства 28 и может с усилением сужать поток текучей среды 142 на дросселе (см. фиг. 14). Дроссель 72 выдвигают наружу в ответ на сжатие толкателя 48 после зацепления замками 74 профиля 136a, что обеспечивает смещение наружной муфты 108 вниз в направлении к дросселю.
Следует отметить, что применение дросселя 72 является опцией, поскольку в некоторых ситуациях вес колонны 12 НКТ может быть достаточным для приложения направленной вниз силы на КНБК 44 для сдвига перекрывающего элемента 136 вниз в его открытое положение.
На этапе 166 перекрывающий элемент 136 сдвигают в его открытое положение (см. фиг. 15). Направленную вниз силу прикладывают с КНБК 44 на перекрывающий элемент 136 через замки 74, чтобы срезать срезной элемент 140 и сместить перекрывающий элемент вниз. Указанная направленная вниз сила может быть комбинацией сил, создаваемых весом колонны 12 НКТ, подачей текучей среды 142 через кольцевое пространство 28 мимо выдвинутого дросселя 72 и давлением, приложенным выше КНБК 44.
На этапе 168 устанавливают комплект 46 пакера в трубной колонне 34 ниже открытого скважинного клапана 40a (см. фиг. 16A-17C).
На этапе 170 в зоне 36b проводят ГРП, подавая текучие среды из внутренней трубной колонны 34 наружу через открытый скважинный клапан 40a.
На этапе 172 комплект 46 пакера возвращают в не установленное состояние после ГРП этапа 170 (см. фиг. 18) посредством приложения направленной вверх силы к комплекту пакера (например, подъемом колонны 12 НКТ на поверхности). Разгрузочный клапан 64 открывается и уравнивает давление на пакере 66 перед его возвращением в не установленное состояние. Направленная вверх сила также смещает наружную муфту 108 вверх, при этом расширяющееся кольцо 106 дросселя 72 может убираться внутрь.
На этапе 174 перекрывающий элемент 136 смещают в его закрытое положение, когда КНБК 44 смещается вверх через открытый скважинный клапан 40a. Замки 74 зацепляют профиль 136b в перекрывающий элемент 136, так что перекрывающий элемент смещается вверх толкателем 48, когда КНБК смещается вверх через скважинный клапан 40a (см. фиг. 19 и 20).
На этапе 176 КНБК 44 позиционируют для эксплуатации следующего скважинного клапана 40b для ГРП следующей зоны 36c. В данном примере КНБК 44 позиционируют выше скважинного клапана 40b (в продольном направлении между скважинными клапанами 40b, c, как показано на фиг. 21).
Этапы 162-176 можно повторять для каждого из скважинных клапанов 40a-e в последовательности для проведения ГРП каждой из соответствующих зон 36b-f. Вместе с тем, следует отметить, что для скважинных клапанов 40a-e эксплуатация между открытой и закрытой конфигурациями в каком либо конкретном порядке для проведения ГРП соответствующих зон 36b-f в каком либо конкретном порядке не является обязательной. В дополнение, можно эксплуатировать любое число скважинных клапанов, и в любом числе зон можно проводить ГРП или другую обработку в объеме данного изобретения.
Хотя ГРП для каждой из зон 36a-f описано выше, ГРП не является обязательным для соответствия объему данного изобретения для любой зоны или комбинации зон. Можно выполнять другие операции (такие как, охват, нагнетание, заводнение или нагнетание пара, добычу и т.д.) в других примерах.
Следует понимать, что описанное выше изобретение обеспечивает значительное продвижение вперед в технике разработки, строительства и применения скважинных систем, КНБК, толкателей и связанных способов эксплуатации скважинных клапанов. В примерах, описанных выше, скважинные клапаны 40a-e можно удобно и надежно эксплуатировать для обеспечения избирательного ГРП зон 36b-f. Подачу текучей среды можно применять в некоторых примерах для получения перепада давления на выдвижном дросселе 72 толкателя 48 для содействия в смещении перекрывающего элемента 116b скважинного клапана 40a-e. Скважинные клапаны 40a-e можно закрывать толкателем 48 после проведения соответствующих операций ГРП, так что прошедшие ГРП зоны 36b-f можно “блокировать” перед продуктивной эксплуатацией.
Описанное выше изобретение предлагает в качестве технического средства толкатель 48 для применения в подземной скважине. В одном примере толкатель 48 может содержать дроссель 72, выдвигаемый наружу в скважине из радиально убранного положения в радиально выдвинутое положение.
Дроссель 72 может содержать упругое кольцо 106, которое радиально выдвигается наружу в ответ на продольное смещение муфты 108 относительно упругого кольца 106.
Дроссель 72 можно выполнить выдвигаемым наружу в ответ на сжатие толкателя 48. Дроссель 72 можно выполнить выдвигаемым наружу в ответ на продольную силу, приложенную к толкателю 48. Дроссель 72 можно выполнить убирающимся внутрь в ответ на продольную силу приложенную к толкателю 48.
Толкатель 48 может также содержать по меньшей мере один выдвигаемый наружу замок 74, выполненный с возможностью зацепления скважинного профиля 136a, b, фиксатор 114, который удерживает замок 74 в убранном внутрь положении, и поршень 116a, смещаемый в ответ на перепад давления между пространством снаружи и внутри толкателя 48. Замку 74 обеспечено выдвижение наружу в ответ на смещение поршня 116a. Перепад давления может содержать давление в пространстве внутри толкателя 48, которое больше давления снаружи толкателя 48.
Толкатель 48 может содержать клапан 76, который избирательно предотвращает и обеспечивает сообщение по текучей среде между пространством снаружи и внутри толкателя 48. Фиксатор 114, поршень 116a и перекрывающий элемент 136 клапана 76 можно выполнить на муфте 116, продольно смещаемой относительно по существу трубчатой внутренней мандрели 118 толкателя 48.
Перекрывающий элемент 116b клапана 76 может смещаться с поршнем 116a.
Толкатель 76 может содержать храповой механизм 122, который обеспечивает смещение перекрывающего элемента 116b клапана 76 в открытое положение, но предотвращает смещение перекрывающего элемента 116b из открытого положения в закрытое положение.
Описанное выше изобретение также предлагает в технике способ 150 эксплуатации по меньшей мере одного скважинного клапана 40a-e, соединенного в трубной колонне 34 в подземной скважине. В одном примере способ 150 может содержать этапы, в которых подают текучую среду 142 через сужение 28a (например, в кольцевом пространстве 28 между КНБК 44 и трубной колонной 34), при этом создавая перепад давления на сужении 28a; и сдвигая перекрывающий элемент 136 скважинного клапана 40a-e между открытым и закрытым положениями, в ответ на перепад давления, когда текучая среда 142 проходит через сужение 28a.
Способ 150 может содержать создание сужения 28a потока радиально между толкателем 48 и скважинным клапаном 40a-e.
Способ 150 может содержать выполнение сужения 28a радиально между толкателем 48 и перекрывающим элементом 136.
Способ 150 может содержать зацепление толкателя 48 с профилем 136a, b выполненное в перекрывающем элементе 136.
Толкатель 48 может зацепляться с профилем 136a перекрывающего элемента, когда текучая среда 142 проходит через сужение 28a.
Способ 150 может содержать позиционирование толкателя 48 в скважинном клапане 40a-e, и смещение дросселя 72 радиально наружу от толкателя 48.
Дроссель 72 может смещаться радиально наружу в ответ на аксиальное сжатие толкателя 48 в скважине. Дроссель 72 может смещаться радиально внутрь в ответ на продольную силу, приложенную к толкателю 48.
Этап смещения дросселя 72 может содержать уменьшение площади кольцевого проходного сечения между толкателем 48 и скважинным клапаном 40a-e.
Дроссель 72 может смещаться радиально наружу после зацепления толкателя 48 с перекрывающим элементом 136.
Способ 150 может содержать выдвижение наружу замков 74 от толкателя 48 в скважине в ответ на давление текучей среды, приложенное к толкателю 48, и затем зацепление замков 74 с профилем 136a, b, выполненным в перекрывающем элементе 136.
Этап, на котором сдвигают перекрывающий элемент 136 может содержать сдвиг перекрывающего элемента 136 в открытое положение. Способ 150 может дополнительно содержать последующий сдвиг перекрывающего элемента 136 в закрытое положение.
В раскрытом выше изобретении также описан способ 150 эксплуатации по меньшей мере одного скважинного клапана 40a-e, соединенного в трубной колонне 34 в подземной скважине, при этом способ 150 содержит этапы, на которых позиционируют толкатель 48 в трубной колонне 34; затем выдвигают наружу от толкателя 48 замки 74 в ответ на давление текучей среды, приложенное к толкателю 48; затем зацепляют замки 74 с профилем 136a, b выполненным в перекрывающем элементе 136 скважинного клапана 40a-e; и затем сдвигают перекрывающий элемент 136 между открытым и закрытым положениями.
Давление текучей среды может быть приложено к кольцевому пространству 28, выполненному между толкателем 48 и скважинным клапаном 40a-e.
Способ 150 может содержать смещение дросселя 72 радиально наружу от толкателя 48. Дроссель 72 может смещаться радиально наружу в ответ на аксиальное сжатие толкателя 48 в скважине. Дроссель 72 может смещаться радиально внутрь в ответ на продольную силу, приложенную к толкателю 48.
Этап смещения дросселя 72 может содержать уменьшение площади кольцевого проходного сечения между толкателем 48 и скважинным клапаном 40a-e. Дроссель 72 может смещаться радиально наружу после зацепления замков 74 с перекрывающим элементом 136.
Этап, на котором сдвигают перекрывающий элемент 136, может содержать подачу текучей среды 142 через сужение 28a, при этом создается перепад давления на сужении 28a. Перекрывающий элемент 136 может сдвигаться в ответ на перепад давления, когда текучая среда 142 проходит через сужение 28a.
Способ 150 может содержать выполнение сужения 28a радиально между толкателем 48 и скважинным клапаном 40a-e.
Способ 150 может содержать выполнение сужения 28a радиально между толкателем 48 и перекрывающим элементом 136.
Толкатель 48 может зацепляться с профилем 136a перекрывающего элемента, когда текучая среда 142 проходит через сужение 28a.
Также выше описан толкатель 48, который в одном примере содержит по меньшей мере один выдвигаемый наружу замок 74, выполненный с возможностью зацепления скважинного профиля 136a, b; фиксатор 114, который удерживает замок 74 в убранном внутрь положении; и поршень 116a, смещаемый в ответ на перепад давления между пространством снаружи и внутри толкателя 48. Замку 74 обеспечено выдвижение наружу в ответ на смещение поршня 116a.
Перепад давления может содержать давление снаружи толкателя 48, которое больше давления в пространстве внутри толкателя 48. В некоторых примерах перепад давления может содержать давление в пространстве внутри толкателя 48, которое больше давления снаружи толкателя 48.
Толкатель 48 может содержать клапан 76, который избирательно предотвращает и обеспечивает сообщение по текучей среде между пространством снаружи и внутри толкателя 48. Фиксатор 114, поршень 116a и перекрывающий элемент 116b клапана 76 могут быть выполнены на муфте 116, которая может продольно смещаться относительно по существу трубчатой внутренней мандрели 118 толкателя 48. В некоторых примерах фиксатор 114, поршень 116a и перекрывающий элемент 116b могут быть выполнены на многочисленных или отдельных компонентах.
Перекрывающий элемент 116b клапана 76 может смещаться с поршнем 116a.
Толкатель 48 может содержать храповой механизм 122, который обеспечивает смещение перекрывающего элемента 116b клапана 76 в открытое положение, но предотвращает смещение перекрывающего элемента 116b из открытого положения в закрытое положение.
Толкатель 48 может содержать выдвигаемый наружу дроссель 72. Дроссель 72 может выдвигаться наружу в ответ на сжатие толкателя 48, или в ответ на продольную силу, приложенную к толкателю 48. Дроссель 72 может убираться внутрь в ответ на продольную силу, приложенную к толкателю 48.
Хотя выше описаны различные примеры, где каждый пример имеет некоторые признаки, следует понимать что не является обязательным для частного признака одного примера применение исключительно Напротив, любой из признаков, описанных выше и/или показанных в чертежах можно комбинировать с любыми примерами в дополнение или в замещение любого из других признаков указанных примеров. Признаки одного примера элементы не являются эксклюзивными для признаков другого примера. Напротив, объем данного изобретения заключает в себе любые комбинация любых таких признаков.
Хотя каждый пример, описанный выше содержит некоторую комбинацию признаков, следует понимать, все признаки примера не являются обязательными для применения. Вместо этого, любой из признаков, описанных выше, можно применять, без любого другого также применяемого частного признака или признаков.
Следует понимать, что различные варианты осуществления, описанные в данном документе, можно использовать в различной ориентации, такой как наклонная, перевернутая, горизонтальная, вертикальная и т.д., а также в различных конфигурациях без отхода от принципов данного изобретения. Варианты осуществления описаны только, как примеры полезных вариантов применения принципов раскрытия, которые не ограничены какими-либо конкретными деталями данных вариантов осуществления.
В приведенном выше описании примеров, термины направления (такие как “выше”, “ниже”, “верхний”, “нижний” и т.д.) применяются для удобства ссылки на прилагаемые чертежи. Вместе с тем, следует понимать, что объем данного изобретения не ограничен какими-либо частными направлениями, описанными в данном документе.
Термины “включающий в себя”, “включает в себя”, “содержащий”, “содержит” и аналогичные им применяются в не ограничивающем смысле в данной спецификации. Например, если система, способ, устройство, механизм и т.д. описан, как “содержащий” некоторый признак или элемент, система, способ, устройство, механизм и т.д. может содержать данный признак или элемент, а также может содержать другие признаки или элементы. Аналогично, термин “содержит” считается означающим “содержит без ограничения этим”.
Естественно, специалисту в данной области техники после тщательного рассмотрения приведенного выше описания вариантов осуществления изобретения, становятся очевидны модификации, дополнения, замещения, удаления и другие изменения, которые можно вносить в конкретные варианты осуществления, и такие изменения согласуются с принципами данного изобретения. Например, конструкции, раскрытые, как отдельно выполненные, могут в других примерах, быть интегрально выполненными и наоборот. Соответственно, приведенное выше подробное описание следует ясно понимать, как приведенное только в качестве иллюстрации и примера, причем сущность и объем изобретения ограниченны только прилагаемой формулой изобретения и эквивалентами.