CN104812992B - 完成井孔的多区域断裂激励处理的方法 - Google Patents

完成井孔的多区域断裂激励处理的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104812992B
CN104812992B CN201380049085.6A CN201380049085A CN104812992B CN 104812992 B CN104812992 B CN 104812992B CN 201380049085 A CN201380049085 A CN 201380049085A CN 104812992 B CN104812992 B CN 104812992B
Authority
CN
China
Prior art keywords
sliding sleeve
fluid
signal
wellbore servicing
pressure
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201380049085.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104812992A (zh
Inventor
S·G·斯特莱切
Z·W·沃尔顿
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN104812992A publication Critical patent/CN104812992A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104812992B publication Critical patent/CN104812992B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/063Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • E21B34/102Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/05Flapper valves
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06Sleeve valves

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Magnetically Actuated Valves (AREA)
  • Indication Of The Valve Opening Or Closing Status (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Massaging Devices (AREA)
  • Measuring Arrangements Characterized By The Use Of Fluids (AREA)
  • Surgical Instruments (AREA)
  • Thermotherapy And Cooling Therapy Devices (AREA)
  • Percussion Or Vibration Massage (AREA)

Abstract

一种井孔修理工具,该工具包括:包括具有径向端口(28)的外壳、触发系统(106)、第一滑动套筒(110)和第二滑动套筒(111)。第一滑动套筒(110)将第二滑动套筒(111)保持在端口(28)闭合的位置。第一滑动套筒(110)通过液压流体保持在第一位置,该液压流体通过可刺破构件(48)保持在腔室(116)中。在操作时,诸如压力脉冲的信号激活触发系统(106)以致动刺穿构件(46)来刺穿可刺破构件(48),该可刺破构件从腔室(116)释放液压流体,由此,第一滑动套筒(110)向下运动。液压压力施加到剪切销(114),由此使第二套筒(111)向下运动以打开径向端口(28)。

Description

完成井孔的多区域断裂激励处理的方法
背景
本发明总的涉及结合地下井使用的设备和执行的操作,且在以下描述的一个实例中,具体地说,本发明提供对井中选定的多个区域中的一个区域注入流体,并对井工具提供压力感测的致动。
在某些情形中,单独地或至少有选择地将流体注入到被井孔穿透的多个地层区域内是有利的。例如,流体可以是处理的、激励的、断裂的、酸化的、顺从的或其它类型的流体。
因此,人们将会认识到,在本行业内不断地需要有各种改进。这些改进可用在不同于有选择地将流体注入到地层区域内的操作中。
发明内容
这里披露的井孔维护工具包括:具有一个或多个端口和流动通道的外壳;触发系统;可滑动地定位在外壳内并从第一位置过渡到第二位置的第一滑动套筒;以及可滑动地定位在外壳内并从第一位置过渡到第二位置的第二滑动套筒,其中,当第一滑动套筒处于第一位置时,第一滑动套筒将第二滑动套筒保持在第一位置中,而当第一滑动套筒处于第二位置时,第一滑动套筒不将第二滑动套筒保持在第一位置中,其中,当第二滑动套筒处于第一位置时,第二滑动套筒阻止通过外壳的一个或多个端口的流体连通路径,而当第二滑动套筒处于第二位置时,第二滑动套筒允许通过外壳的一个或多个端口的流体连通,且其中,触发系统构造成响应于预定信号的识别允许第一滑动套筒从第一位置过渡到第二位置,其中,预定信号包括预定的压力信号、预定的温度信号、预定的流量信号,或它们的组合。
还在这里披露的是井孔维护方法,该方法包括:将井孔维护工具定位在穿透地下地层的井孔内,其中,井工具包括:具有一个或多个端口和流动通道的外壳;可滑动地定位在外壳内并从第一位置过渡到第二位置的第一滑动套筒;以及可滑动地定位在外壳内并从第一位置过渡到第二位置的第二滑动套筒;以及触发系统,其中,当第一滑动套筒处于第一位置时,第一滑动套筒将第二滑动套筒保持在第一位置中,而当第一滑动套筒处于第二位置时,第一滑动套筒不将第二滑动套筒保持在第一位置中,其中,当第二滑动套筒处于第一位置时,第二滑动套筒阻止通过外壳的一个或多个端口的流体连通路径,而当第二滑动套筒处于第二位置时,第二滑动套筒允许通过外壳的一个或多个端口的流体连通;将预定信号通讯到井孔维护工具,其中,预定信号包括预定的压力信号、预定的温度信号、预定的流量信号或它们的组合,且其中,触发系统接收预定的信号可允许第一滑动套筒从第一位置过渡到第二位置;将至少预定阈值的液压压力施加到井孔维护工具,其中,施加液压压力致使第二滑动套筒从第一位置过渡到第二位置,并通过端口连通井孔的工作流体。
这里还进一步披露了井孔维护方法,该方法包括:将具有井孔维护工具的管柱定位在井孔内;将预定信号通讯到井孔维护工具,其中,预定信号包括预定的压力信号、预定的温度信号、预定的流量信号,或它们的组合;将液压流体压力施加到井孔维护工具,其中,将预定信号通讯到井孔维护工具,随后将液压流体压力施加到井孔维护工具,构造有用于将井孔工作流体连通到附近地层区域的工具,并且将井孔工作流体连通到附近地层区域。
附图说明
为了更完整地理解本发明及其优点,现结合附图以及详细说明来参照附图做简要说明,附图中:
图1是可实施本发明原理的井系统及其相关方法的代表性局部剖视图。
图2是可实施本发明原理的可用于井系统和方法的注入阀的代表性剖视图。
图3-6是注入阀的另一实例的代表性剖视图,该阀处于其插入、致动和反向流动的构造中。
图7和8是可用于注入阀的磁性装置的代表性侧视图和平面图。
图9是注入阀的另一实例的代表性剖视图。
图10A和B是处于关闭构造中的注入阀的另一实例的各相继轴向部段的代表性剖视图。
图11是可用于注入阀内的阀装置的放大比例的代表性剖视图。
图12是可用于注入阀内的磁性传感器的放大比例的代表性剖视图。
图13A和B是处于打开构造中的注入阀的各相继轴向部段的代表性剖视图。
图14A是处于第一构造中的井孔维护工具的代表性剖视图。
图14B是处于第二构造中的井孔维护工具的代表性剖视图。
图14C是处于第三构造中的井孔维护工具的代表性剖视图。
图15是压力信号的实施例的代表性图。
具体实施方式
在全部的说明书和附图中,在以下的附图和描述中,相同的零件通常分别用相同的附图标记标示。此外,在文中披露的不同实施例中,相同的附图标记可标示相同的部件。附图中的图不一定是按比例的。本发明的某些特征可以放大比例或稍许图示的形式显示,为清晰和简明起见,传统元件的某些细节可不显示。本发明易于作出不同形式的实施例。特定的实施例详细地进行了描述并显示在附图中,应该理解到,本披露并不意图将本发明限制到这里所图示和描述的实施例。要完全地认识到,这里讨论的实施例的不同的介绍可分开地实施,或以任何合适的组合来产生理想的结果。
除非另有规定,否则,术语“连接”、“啮合”、“联接”、“附连”,或描述元件之间互相作用的任何其它类似术语的使用,并不要将该种互相作用限制到元件之间的直接的互相作用,其也可包括所述元件之间的间接的互相作用。
除非另有规定,否则,不管井孔定向如何,使用术语“上”、“上部”、“向上”、“向上钻进”、“上游”或其它类似的术语,应被看作通常从地层朝向地面或朝向水体的表面;同样地,使用术语“下”、“下部”、“向下”、“向下钻进”、“下游”或其它类似的术语,应被看作通常进入到地层内,远离地面或远离水体的表面。使用任何一个或多个上述术语不应看作是指示沿着完全垂直的轴线的位置。
除非另有规定,否则,使用术语“地下地层”应被看作包括如下的区域:暴露的地面之下的区域,以及被诸如海洋或淡水覆盖的地面以下的区域。
图1中代表性地示出的是用于井的系统10及其相关方法,它们可实施本发明的原理。在该实例中,管柱12定位在井孔14中,让该管柱具有互连在其中的多个注入阀16a-e和封隔器18a-e。
管柱12可以是本技术领域内技术人员熟知的类型,诸如套管、内衬、管件、生产管柱、工作管柱等。可使用任何类型的管柱,并且仍在本发明的范围之内。
封隔器18a-e密封住管柱12和井孔14之间径向形成的环腔20。该实例中的封隔器18a-e设计成与未加套管的井孔或开孔井孔14密封地配合,但如果井孔加套管或加内衬,则代之以可采用加套管的孔型封隔器。若适合于井的条件,则也可使用可隆起的、可充气的、可膨胀的和其它类型的封隔器,或可不使用封隔器(例如,管柱12可膨胀到与井孔14接触,管柱可用水泥胶合在井孔内等)。
在图1的实例中,注入阀16a-e允许管柱12的内部和隔离在两个封隔器18a-e之间的环腔20的每个部分之间选择性的流体连通。环腔20的每个部分与对应的地层区域22a-f流体地连通。当然,如果封隔器18a-e不使用的话,则注入阀16a-e可另外放置成与单独的区域22a-d连通,例如,借助打孔等。
区域22a-d可以是同一地层22的各个部分,或它们可以是不同地层的部分。每个区域22a-d可与一个或多个注入阀16a-e相关联。
在图1的实例中,两个注入阀16b、c与隔绝在封隔器18b、c之间的环腔20的部分关联,环腔的该部分与相关联的区域22b连通。将会认识到,任何数量的注入阀可与区域相关联。
有时在区域的多个部位处启动断裂26是有利的(例如,在致密的页岩地层中等),在该情形中,多个注入阀可沿着井孔14在多个断裂启动点处注入流体24。在图1所示的实例中,阀16c已经打开,流体24正注入到区域22b内,由此,形成断裂26。
较佳地,其它的阀16a、b、d、e关闭,而流体正流出阀16c而流入区域22b。这能使所有的流体24流被引导到形成断裂26,从而在特定部位处提高对操作的控制。
然而,在其它实例中,多个注入阀16a-e可打开,而流体24流入地层22的某一区域内。例如,在井系统10中,两个阀16b、c可打开,而流体24流入区域22b内。这可在对应于打开的阀的多个断裂启动部位处形成断裂。
因此,将会认识到,在不同时候能够打开不同组的一个或多个阀16a-e是有利的。例如,一组阀(诸如阀16b、c)可在某一时间打开(诸如当希望将断裂26形成到区域22b内时),而另一组阀(诸如阀16a)可在另一时间打开(诸如当希望将断裂形成到区域22a内时)。
一组或多组阀16a-e可同时打开。然而,一般较佳是一次打开仅一组多个阀16a-e,这样,流体24流可集中在特定区域上,并且因此可单独地控制如此流入该区域的流动。
在这一点上,应该指出的是,这里描述和附图中图示的井系统10和方法仅是可纳入本发明原理的各种可能的系统和方法的一个实例。因此,应该理解到,这些原理决不局限到系统10或相关方法的细节上,或局限到它们任何部件的细节上(例如,管柱12、井孔14、阀16a-e、封隔器18a-e等)。
对于不待加套管的井孔,对于有五个阀16a-e和封隔器,对于有四个区域22a-d,对于待在区域中形成断裂26等,井孔14不必是如图1所示那样呈垂直。流体24可以是注入到地层内的任何类型的流体,例如,激励的、顺应的、酸化的、断裂的、水淹的、蒸汽淹没的、处理的,或任何其它的用途。因此,将会认识到,本发明的原理适用于许多不同类型的井系统和操作。
在其它实例中,本发明原理可应用于这样的情形中,其中,流体不仅是注入的,而且是(或仅)由地层22中产生的。因此,不同于注入阀的其它井工具可从本文描述的原理中获益。
现另外参照图2,图中代表性地示出注入阀16的一个实例的放大比例的剖视图。图2的注入阀16可用于图1的井系统10和方法中,或其可用于其它的井系统和方法中,同时仍在本发明的范围之内。
在图2的实例中,阀16包括大致管形外壳30侧壁内的开口28。开口28被套筒32堵塞,套筒32通过剪切构件34保持在位。
在该构造中,阀16外面的环腔20和纵向地延伸通过阀(且在阀互连在其中时纵向地延伸通过管柱12)的内部流动通道36之间的流体连通被阻止。然而,通过剪断剪切构件34,并将套筒32(如图2所示向下地)位移到套筒不堵塞开口28的位置,便可打开阀16。
为了打开阀16,将磁性装置38移位到阀内,以致动其致动器50。磁性装置38图示在图2中显示为大致圆柱形,但在其它的实例中,也可使用其它形状和类型的磁性装置(诸如球、镖状物、塞子、流体、凝胶等)。例如,可将铁磁流体、磁流变流体或可被传感器40感知的具有磁特性的任何其它流体泵送到或通过传感器,以将磁信号传送到致动器50。
磁性装置38可通过任何技术移位到阀16内。例如,磁性装置38可下落通过管柱12,通过让流体流过通道36进行泵送,自推进,通过缆绳、钢丝绳、盘管等传送。
磁性装置38具有公知的磁特性,和/或产生公知的磁场或磁场的型式或其组合,其可被阀16的磁传感器40探测到。磁传感器40可以是任何类型的传感器,其能够探测到由磁性装置38产生的(一个/多个)磁场存在,和/或磁性装置的一个或多个其它的磁特性。
合适的传感器包括(但不限于)大型磁阻(GMR)传感器、霍尔效应传感器、传导线圈等。永磁铁可与磁传感器40组合,以便形成被磁性装置38扰乱的磁场。传感器40可探测到磁场变化,以此指示出磁性装置38的存在。
传感器40连接到电路42,该电路确定传感器是否探测到特别预定的磁场或磁场的型式或组合,或磁性装置38的其它磁特性。例如,电路42可具有预定的磁场或磁特性,其被编程到非易失存储器内,以便与传感器40探测到磁场/磁特性比较。电路42可通过随带的电池、向下钻进发电机或任何其它电源供电。
在一个实例中,电路42可包括电容器,其中,电容器的电容量和磁传感器40之间的电共振特性发生变化,该变化依赖于磁性装置38是否存在。在另一实例中,电路42可包括适应性磁场,其调整到周围环境(例如,地层22、周围金属结构等)的基准磁场。电路42可确定测得的磁场是否超过合适的磁场水平。
在一个实例中,传感器40可包括电感传感器,其可探测到金属装置的存在(例如,通过探测磁场的变化等)。就传导磁场和产生可被传感器40探测到的磁场变化的意义上来说,金属装置(诸如金属球或镖状物等)可被认为是磁性装置38。
如果电路42确定出传感器40已经探测到预定的磁场或磁场变化,则电路致使阀装置44打开。在该实例中,阀装置44包括可刺破压力屏障48的刺破构件46。
该刺破构件46可用任何方法来驱动,例如,通过电动的、液压的、机械的、爆炸的、化学的或其它类型的致动器来驱动。可使用其它类型的阀装置44(诸如美国专利申请专利申请第12/688058号和第12/353664号中所描述的那些装置,本文以参见方式引入它们的全部内容),以与本发明范围保持一致。
当阀装置44打开时,心轴54上的活塞52变得不平衡(例如,横贯该活塞会形成压差),且如图2所示,活塞向下位移。活塞52的该位移在某些实例中可用来切断剪切构件34和将套筒32移位到其打开位置。
然而,在图2的实例中,活塞52的位移可用来致动可缩回的承座56到达其密封的位置。如图2所示,可缩回的承座56呈弹性夹头58的形式,其最初被接纳在外壳30中形成的环形凹陷60内。在该位置中,可缩回的承座56缩回,且不能密封地配合磁性装置38或流动通道36中的任何其它形式塞子。
当活塞52向下位移时,夹头58通过凹陷60的倾斜面62而径向地向内偏转,承座56然后处于其密封位置。塞子(诸如球、镖状物、磁性装置38等)可密封地接合承座56,且增高的压力可施加到位于塞子上方的通道36,由此,切断剪切构件34并使套筒32向下移位到其打开位置。
如上所述,可缩回的承座56可通过最初致动致动器50的磁性装置38密封地接合(例如,响应于探测预定磁场或由磁场产生的磁场变化的传感器40),或可缩回的承座可通过另一磁性装置和/或随后移位到阀16内的塞子而密封地接合。
此外,响应于一个以上磁性装置38至阀16内的移位,可缩回的承座56可被致动到其密封位置。例如,直到预定数量的磁性装置38已经移位到阀16内之和/或及时地探测到预定间距等,电路42才可致动阀装置44。
现另外参照图3-6,图中代表性地示出注入阀16的另一实例。在该实例中,套筒32最初位于关闭位置,如图3所示。当支承流体63从一个腔室64流到另一腔室66时,套筒32移位到其打开位置。
腔室64、66起初通过压力屏障48彼此隔离。当传感器40探测到由磁性装置38产生的预定磁信号时,刺破构件46便刺破压力屏障48,且支承流体63从腔室64流到腔室66,由此,允许横贯套筒32的压差向下将套筒移位到其打开位置,如图4所示。
流体24现可向外通过开口28从通道36流到环腔20。应注意到,可缩回的承座56现向内延伸到其密封的位置。在该实例中,可缩回的承座56呈可膨胀环的形式,其通过套筒32向下的位移,径向地向内延伸到其密封的位置。
此外,应注意到,该实例中的磁性装置38包括球或球体。较佳地,一个或多个永磁铁68或其它类型的产生磁场的部件被纳入到磁性装置38内。
在图5中,磁性装置38通过流体流过通道36的反向流动(例如,如图5所示的向上流动)从通道36撤回。该反向流动使磁性装置38通过通道36向上传送,最终,磁性装置38以密封接触的方式与承座56接合,如图5所示。
在图6中,横贯磁性装置38和承座56的压差致使它们抵抗弹簧70作用在保持套筒72上的向下偏置力而向上位移。当克服了该偏置力时,磁性装置38、承座56和套筒72便向上位移,由此,允许承座56向外膨胀其缩回位置,并允许磁性装置38被向上传输通过通道36,例如撤回到地面上。
应注意到,在图2&3-6的实例中,承座58最初从其密封位置膨胀或“缩回”,后来向内挠曲到其密封位置。在图3-6的实例中,承座58然后可再次膨胀(见图6),以便收回磁性装置38(或其它方式使通道36的阻碍减到最小)。
当需要时,承座可处于其向内的密封位置或处于其向外的非密封位置,则此时该两个实例中的承座58可被认为“可缩回的”。因此,当最初安装时,承座58可处于其非密封位置,然后可被致动到其密封位置(例如,响应于探测到磁场的预定型式或磁场的组合),以后不再被致动到其密封位置,其仍被认为是“可缩回的”承座。
现另外参照图7和8,图中代表性地示出磁性装置38的另一实例。在该实例中,磁铁(未在图7和8中示出,例如,参见图4中的永磁铁68)被保持在球体76的外表面内形成的凹陷74内。
凹陷74以某种型式布置,在该情形中,该型式类似于棒球上的缝线那样的型式。在图7和8中,该型式包括沿着围绕球体76的连续起伏形的路径分布的、间隔开的各位置。然而,应该清楚地理解到,任何型式可产生磁场的部件可用于磁性装置38中,以与本发明的范围相一致。
磁铁68较佳地布置成提供距离磁性装置38相当一段距离的磁场,且不管球体76如何定向总能这样做到。图7和8中示出的型式理想地围绕球体76基本上均匀地投射所产生的磁场。
现另外参照图9,图中代表性示出了注入阀16的另一实例。在该实例中,致动器50包括两个阀装置44。
当一个阀装置44打开时,排放出足够量的支承流体63,以将套筒32位移到其打开位置(例如,类似于图4),在此打开位置,流体24可通过开口28向外流动。当另一阀装置44打开时,排出更多支承流体63,由此,将套筒32进一步位移到关闭位置(如图9所示),在此关闭位置,套筒阻止流体流过开口28。
各种不同的技术可用来控制阀装置44的致动。例如,当第一磁性装置38位移到阀16内时,可打开一个阀装置44,而当第二磁性装置位移到阀内时,可打开另一阀装置。作为另一实例,第二阀装置44可响应于经过预定时间量由特定的磁性装置38致动,或由正被传感器40探测的预定数量的磁性装置致动。
作为还有另一实例,第一阀装置44可在一定数量的磁性装置38已经位移到阀16内时致动,而第二阀装置44可在另一数量的磁性装置已经位移到阀内时致动。因此,应该理解到,可使用控制阀装置44致动的任何技术,以与本发明范围相一致。
现另外参照图10A-13B,图中代表性地示出了注入阀16的另一实例。在图10A和10B中,阀16显示为处于关闭构造中,而在图13A和13B中,阀显示为处于打开构造中。图11示出了致动器50的放大图。图12示出了磁性传感器40的放大图。
在图10A和10B中,可以看到,支承流体63容纳在腔室64内,腔室延伸为通向致动器50的通道。此外,腔室66包括多个围绕外壳30延伸的环形凹陷。套筒78使腔室66和致动器50与环腔20内的井流体隔离。
在图11中,可更清楚地看清压力屏障48使腔室64与腔室66隔离的方式。当阀装置44被致动时,刺破构件46刺破压力屏障48,从而允许支承流体63从腔室64流到阀装置44所在的腔室66。
最初,腔室66处于大气压力或接近于大气压力,并含有空气或惰性气体。因此,支承流体63可容易地流入腔室66内,由于横贯活塞52上的压差,使得套筒32向下位移。
在图12中,可清楚地看清磁性传感器40定位成探测通道36内的磁场和/或磁场变化的方式。在该实例中,磁性传感器40安装在非磁性的塞子80内,该塞子紧靠通道36固定到外壳30上。
在图13A和13B中,注入阀16显示为在阀装置44已经被致动而致使刺破构件46刺破压力屏障48后的打开构造中。支承流体63已经排到腔室66内,从而允许套筒32向下位移并打开开口28,由此,允许流体流动通过外壳30的侧壁。
当套筒32位移到其打开位置时,锁定构件84(诸如弹性的C形环)向外膨胀。当膨胀时,该锁定构件84阻止套筒32再关闭。
由于图13A和13B中所示的剖视图围绕注入阀的纵向轴线稍作转动,所以,致动器50在在图13A和13B中不可见。在该视图中,电路42可以看见,其设置在外壳30和外套筒78之间。
提供触头82用于与电路42接口(例如,包括带有可编程处理器的混合电路等),并用于切换电子电路开和关。由于外套筒78处于向下位移的位置(如图在图10A和10B中所示),所以操作者可接近该触头82。在将阀16安装在井内之前,外套筒78可位移到其向上设置的位置(如图13A和13B中所示)。
尽管在图2-13B的实例中,传感器40被显示为纳入在阀16内,但将会认识到,传感器可以其它方式定位。例如,传感器40可在图1的系统10中位于一个或多个阀16a-e上方或下方的互连在管柱12内的另一外壳中。例如,可使用多个传感器40来探测磁性装置38上产生磁场的部件的型式。因此,应该理解到,本发明范围不局限于传感器40的任何特定定位或数量。
在上述的实例中,传感器40可探测磁信号,磁信号对应于井中一个或多个磁性装置38(例如,通过通道36等)以某些相应的型式位移。可利用不同磁信号(对应于使磁性装置38移位的相应的不同型式)的发送来致动对应不同组的阀16a-e。
因此,磁性装置38在井中位移型式可用来将对应的磁信号发送到井工具(诸如阀16a-e等),且至少一个井工具可响应于磁信号的探测而致动。型式可包括预定数量的磁性装置38、各磁性装置38的预定时间间隔,或预定数量的多个磁性装置38之间的时间上的预定间隔等。可使用任何型式以与本发明范围相一致。
磁性装置型式可包括预定的磁场型式(诸如图7和8的磁性装置38上的产生磁场部件的型式等)、多个磁场的预定型式(诸如通过以某种方式使多个磁性装置38移位通过井而产生的型式等)、磁场内预定的变化(诸如通过使金属装置移位通过传感器40或移位到传感器40产生的变化),和/或多个磁场变化的预定型式(诸如通过以某种方式使多个金属装置移位通过传感器40或移位到传感器40产生的型式等)。可使用产生磁性装置型式的任何方式,而仍在本发明范围之内。
第一组井工具可响应于第一磁信号的探测而致动。第二组井工具可响应于另一磁信号的探测而致动。第二磁信号可对应于井中产生的第二独特的磁性装置型式。
术语“型式(pattern,样式/图形)”在文中用来指磁性装置38(如图7和8实例中所示)的产生磁场的部件(诸如永磁铁68等)的排列布置,并用来指多个磁性装置可在井中位移的方式。在某些实例中,传感器40可探测磁性装置38的产生磁场的部件的型式。在其它实例中,传感器40可探测使多个磁性装置移位的型式。
传感器40可探测单个磁性装置38上的型式,诸如图7和8的磁性装置。在另一实例中,产生磁场的部件可在磁性装置38上轴向间隔开,诸如是镖状物、杆等。在某些实例中,传感器40可探测磁性装置38的不同南-北极的型式。通过探测不同的产生磁场的部件的不同型式,电路42可确定特定的井工具的致动器50是否应致动,是否应致动打开或关闭,是否应致动更加打开或更加关闭等。
传感器40可探测通过使多个磁性装置38在井中位移所形成的型式。例如,三个磁性装置38可彼此在三分钟内在阀16内位移(或移位通过传感器40或移位到传感器40),然后,对于下一个三分钟,没有磁性装置可位移。
电路42可从传感器40接收该型式的指示,其编码了与井工具通讯的指令(例如,从低功率消耗的“睡眠”状态中“叫醒”井工具致动器50)。一旦醒来,例如,井工具致动器50可响应于相应的预定数量、定时和/或其它型式的在井中位移的磁性装置38而致动。该方法可有助于防止外部无关的活动(诸如缆线工具等通过阀16)被误识别为操作的磁信号。
在一个实例中,阀16可响应于预定数量的磁性装置38位移通过阀而打开。通过将阀16a-e设置在图1的系统10内,以响应于不同数量的磁性装置38位移通过阀而打开,则可使不同的阀在不同时间打开。
例如,阀16e可在第一磁性装置38位移通过管柱12时打开。阀16d则可在第二磁性装置38位移通过管柱12时打开。阀16b、c可在第三磁性装置38位移通过管柱12时打开。阀16a可在第四磁性装置38位移通过管柱12时打开。
磁性装置38的数目、一个或多个磁性装置上的型式、各磁性装置的型式、各磁性装置之间的时间上的间隔等的任何组合可由磁性传感器40探测,并由电路42进行评估,以确定阀16是否应该被致动。磁性装置38的数目、一个或多个磁性装置上的型式、各磁性装置的型式、各磁性装置之间时间上的间隔等的任何独特的组合都可用来选择多组阀16中的哪个将被致动。
致动器50的另一种用途(图2-13B构造中的任一种)可以是致动多个注入阀。例如,致动器50可用来致动多个RAPIDFRAC(TM)套筒,其由美国得克萨斯州的休斯顿市的哈利伯顿能源服务公司(Halliburton Energy Services Inc.)出品。响应于特定的磁性装置38位移通过套筒,致动器50可启动对进入RAPIDFRAC(TM)套筒内的液压流体的计量,于是,在一定时间之后,所有套筒打开。
现可完全地认识到,以上披露的发明对行业提供了若干进步。通过将磁性装置38位移入阀内或阀的传感器以其它方式探测特定的磁信号,注入阀16便可方便地和可靠地打开。当要求时,通过将对应的一个或多个磁性装置38位移入选定的阀内,便可单独地打开选定的一个注入阀16或选定的注入阀组。磁性装置38可具有产生磁场的部件的预定型式,或可发射预定组合的磁场,以便致动对应的预定组的注入阀16a-e。
以上的披露描述了将流体24注入到被井孔14穿透的选定的多个区域22a-d内的方法。在一个实例中,该方法可包括:产生磁性型式、响应于生产步骤致动至少一个阀16、将流体24通过阀16注入到与阀16相关联的至少一个区域22a-d内。阀16可响应于磁性型式产生步骤而致动到打开(或至少更加打开,从部分打开到完全打开等)构造。
阀16可响应于将预定数量的磁性装置38移位到阀16内而致动。
可缩回的承座56可响应于位移步骤而致动到密封位置。
可响应于具有预定磁性型式的磁性装置38、响应于从磁性装置38传递到阀的预定磁信号和/或响应于探测磁性装置38的磁场的阀16的传感器40,来致动阀16。
阀16可响应于位移到阀16内的至少两个磁性装置38而关闭。
该方法可包括从阀16撤回磁性装置38。收回磁性装置38可包括膨胀可缩回的承座56和/或使磁性装置38移位通过承座56。
磁性装置38可包括多个布置在球体76上的型式中的产生磁场的部件(诸如多个磁铁68等)。该型式可包括沿着围绕球体76的连续波纹起伏路径分布的间隔开的多个位置。
以上还描述了用于地下井的注入阀16。在一个实例中,注入阀16可包括探测磁场的传感器40、以及致动器50,该致动器50响应于传感器40探测的至少一个预定的磁信号而打开注入阀16。
致动器50可响应于传感器40探测到的预定数量的磁信号而打开注入阀16。
注入阀16还可包括可缩回的承座56。可缩回的承座56可响应于传感器40探测的预定的磁信号而致动到密封位置。
致动器50可响应于传感器40探测的预定的磁型式和/或响应于由传感器探测的多个预定的磁信号而打开注入阀16。至少两个预定的磁信号可以彼此不相同。
以上还描述了将流体24注入到被井孔14穿透的多个区域22a-d中的选定区域内的方法。在一个实例中,该方法可包括:产生管柱12内的第一磁型式,该管柱12具有多个互连在其中的注入阀16a-e;响应于第一磁型式产生步骤打开注入阀16a-e中的至少一个的第一组阀(诸如阀16b、c);产生管柱12内的第二磁型式;以及响应于第二磁型式产生步骤打开注入阀16a-e中的至少一个的第二组阀(诸如阀16a)。
第一注入阀组16b、c可响应于包括第一预定数量的磁性装置38的第一磁型式而打开。第二注入阀组16a可响应于包括第二预定数量的磁性装置38的第二磁型式而打开。
在另一方面,以上的披露描述了致动井中的井工具的方法。在一个实例中,该方法可包括在井中产生第一磁型式,由此将对应的第一磁信号发送到井工具(诸如阀16a-e等),以及响应于第一磁信号的探测使至少一个井工具致动。
第一磁型式可包括预定数量的磁性装置38、各磁性装置38的预定的时间间隔,或预定数量的多个磁性装置38之间的预定的时间间隔等。可使用任何型式以与本发明范围保持一致。
第一组井工具可响应于第一磁信号的探测而致动。第二组井工具可响应于第二磁信号的探测而致动。第二磁信号可对应于井中产生的第二磁型式。
井工具可包括诸如注入阀16那样的阀,或其它类型的阀,或其它类型的井工具。其它类型的阀可包括(但不限于)滑动的侧门、挡板阀、球阀、闸阀、烟火阀等。其它类型的井工具可包括封隔器18a-e、生产控制、顺从性、流体隔离以及其它类型的工具。
该方法可包括注射流体24向外通过注入阀16a-e,并注入到井孔14周围的地层22内。
该方法可包括用磁性传感器40来探测第一磁信号。
磁型式可包括预定的磁场型式(诸如图7和8的磁性装置38上的产生磁场的部件的型式等)、多个磁场的预定型式(诸如通过使多个磁性装置38以某种方式移位通过井产生的型式等)、磁场内预定的变化(诸如通过使金属装置移位通过传感器40或移位到传感器40产生的变化),和/或多个磁场变化的预定型式(诸如通过使多个金属装置以某种方式移位通过传感器40或移位到传感器40产生的型式等)。
在一个实例中,以上描述的磁性装置38可包括以一型式布置在球体76上的多个产生磁场的部件。产生磁场的部件可包括永磁铁68。
型式可包括沿着围绕球体76的连续的波形路径分布的间隔开的位置。
产生磁场的部件可定位在球体76上形成的凹陷74中。
通过刺破压力屏障48可执行所述的致动。
尽管以上已经描述了各种实例,每个实例具有特定的特征,但应该理解到,一个实例的特定的特征不一定要专有地用于该实例。相反,上述的和/或附图所示的任何特征可与任何的实例相组合,添加到或替代于那些实例的任何其它的特征。一个实例的特征彼此不排斥另一实例的特征。相反,本发明的范围包括任何特征的任何组合。
尽管以上描述的每个实例包括各特征的某种组合,但应该理解到,实例的所有特征不必都要用到。相反,可使用上述的任何特征,而也可不使用其它特定的特征或多个特征。
在一实施例中,系统10包括一个或多个阀,诸如具有替代构造的阀16a-e。在如此替代的实施例中,这种阀可类似地构造成:例如,响应于感知到的预定的压力信号,允许流体有选择地从其中流出。参照图14A-14C,如此替代的阀构造的实施例被披露为井工具200。在图14A-14C的实施例中,井工具200一般地可包括大致形成流动通道36的外壳30、第一滑动套筒110、包括可激活的挡板阀112的第二滑动套筒111、用于在井工具200的流动通道36和工具200的外面之间(例如,环形空间)实现流体连通的一个或多个端口28,以及触发系统106。
在一实施例中,井工具200构造成有选择地允许沿两个方向通过流动通道36实现流体连通,或允许沿一个方向(例如,第一方向)通过流动通道36实现流体连通,而不允许沿相反方向(例如,第二方向)通过管柱12(例如,套管柱)的流动通道36实现流体连通。还有,井孔维护工具200构造成有选择地不允许从井工具200的流动通道36到井工具200的外部实现流体连通/从井工具200的外部到井工具200的流动通道36实现流体连通,或允许从井工具200的流动通道36到井工具200的外部/从井工具200的外部到井工具200的流动通道36实现流体连通。再参照图14A-14C,在一实施例中,井工具200可构造成从第一构造过渡到第二构造,以及从第二构造过渡到第三构造,正如文中将要披露的。
在图14A所示的实施例中,井工具200图示为处于第一构造中。在该第一构造中,井工具200构造成允许沿两个方向通过管柱12的流动通道36实现流体连通,而不允许通过端口28从井工具200的流动通道36到井孔14实现流体连通。此外,在一实施例中,当井工具200处于第一构造中时,第一滑动套筒110位于(例如,静止在)井工具200内的第一位置中,正如文中将要披露的。还有,在这种实施例中,第二滑动套筒111位于(例如,静止在)井工具200内的第一位置中,正如文中也将要披露的。
在如图14B所示的实施例中,井工具200图示为处于第二构造中。在该第二构造中,井工具200构造成允许沿第一方向实现流体连通,而不允许通过井孔维护工具200的流动通道36沿第二方向实现流体连通,还不允许通过端口28从井工具200的流动通道36到井工具200的外面实现流体连通。在一实施例中,正如文中将要披露的,井工具200可构造成:在将预定的压力信号施加到井工具200的流动通道36时,井工具200便从第一构造过渡到第二构造。此外,在一实施例中,当井工具200处于第二构造中时,第一滑动套筒110可处于井工具200内的第二位置中(例如,不再静止在第一位置中),正如文中将要披露的。还有,在这种实施例中,当井工具200处于第二构造中时,第二滑动套筒111保持在其位于井工具200内的第一位置(例如,静止),正如文中也将要披露的。
在如图14C所示的实施例中,井工具200图示为处于第三构造中。在该第三构造中,井工具200构造成允许沿第一方向实现流体连通,而不允许通过井孔维护工具200的流动通道36沿第二方向实现流体连通,允许通过端口28从井工具200的流动通道36到井孔14实现流体连通。在一实施例中,正如文中将要披露的,井工具200可构造成:在以预定的压力阈值将压力(例如,流体或液压压力)施加到井工具200的流动通道36时,井工具200便从第二构造过渡到第三构造。此外,在一实施例中,当井工具200处于第三构造中时,第一滑动套筒110处于第二位置,正如文中将要披露的。还有,在这种实施例中,当井工具200处于第三构造中时,第二滑动套筒111保持在第二位置,正如文中也将要披露的。
参照图14A-14C,在一实施例中,井工具200包括外壳30,外壳30一般地包括圆柱形的或管形的结构。外壳30可包括单体结构;替代地,外壳30可由两个或更多个可操纵地连接的部件(例如,上部部件和下部部件)组成。替代地,外壳可包括任何合适的结构;本技术领域内技术人员借助于本发明将会认识到如此合适的结构。
在一实施例中,井工具20可构造成纳入到管柱12内或其它合适的管柱内。在这种实施例中,外壳30可包括与管柱12的合适连接(例如,连接到套管柱构件,诸如套管接头),或替代地,连接到任何合适的柱内(例如,内衬、工作柱、盘管柱或其它管柱)。例如,外壳30可包括内螺纹或外螺纹表面。本技术领域内技术人员阅读本发明后,将会知道连接到管柱(例如,套管柱)的附加的或替代的合适连接。
在图14A-14C的实施例中,外壳30一般地形成流动通道36。在这种实施例中,井工具200被纳入到管柱12内,使得井工具200的流动通道36与管柱12的流动通道流体地连通。
在一实施例中,外壳30包括一个或多个端口28。在这种实施例中,端口28可从流动通道36径向向外地延伸,和/或朝向流动通道36向内延伸,如图14A-14C所示。这样,当井工具200如此构造时,则这些端口28可提供从流动通道36到外壳30外面的流体连通路径(或反之亦然)。例如,井工具200可构造成:当端口28解除堵塞(例如,通过第二滑动套筒111,正如文中将要披露的)时,端口28提供流动通道36和井工具200外面之间的流体连通路径(例如,当井工具200定位在井孔内时,井工具200和井孔14之间延伸的环腔)。替代地,井工具200可构造成:当端口28堵塞(例如,通过第二滑动套筒111,正如文中将要披露的)时,没有流体通过端口28在流动通道36和井工具200的外面之间连通。在一实施例中,端口28可配装有一个或多个改变压力的装置(例如,管嘴、易蚀的管嘴、流体射流等)。在另一实施例中,端口28可配装有塞头、筛网、盖板,或屏蔽件,以防止碎片进入端口28。
在一实施例中,外壳30可构造成允许第一滑动套筒110和第二滑动套筒111可滑动地定位在其中。例如,在一实施例中,外壳30一般包括第一圆柱形的钻孔表面32a、第二圆柱形的钻孔表面32b、第一轴向面32c以及第三圆柱形的钻孔表面32d。在图14A-14C的实施例中,在这种实施例中,外壳30的上内部一般地可由第二圆柱形的钻孔表面32b形成。还有,在这种实施例中,第一圆柱形的钻孔表面32a一般地可形成外壳30的中间的内部,例如,中间的内部位于第二圆柱形的钻孔表面32b的下方。此外,在一实施例中,第三圆柱形的钻孔表面32d一般地可形成位于第一圆柱形的钻孔表面32a下方的外壳30的内部,第一轴向面32c可定位在第一圆柱形的钻孔表面32a和第三圆柱形的钻孔表面32d的交界部处。
在一实施例中,第一圆柱形的钻孔表面32a通常其特征在于,具有的直径大于第二圆柱形的钻孔表面32b的直径。还有,在这种实施例中,第三圆柱形的钻孔表面32d通常其特征在于,具有的直径大于第一圆柱形的钻孔表面32a的直径。
在一实施例中,外壳30还可包括一个或多个凹陷、切口、腔室、孔穴等,其内可有触发系统106的一个或多个部件,正如文中将要披露的。
在图14A-14C的实施例中,第一滑动套筒110和第二滑动套筒111一般地各包括圆柱形的或管形的结构,该结构一般地形成通过其中延伸的流动通道。在一实施例中,第一滑动套筒110和/或第二滑动套筒111可包括单体结构;替代地,第一滑动套筒110和/或第二滑动套筒111可由两个或多个可操作地连接的段(例如,第一段、第二段等)组成。替代地,第一滑动套筒110和/或第二滑动套筒111可包括任何合适的结构。本技术领域内技术人员阅读本发明之后,将会认识到如此合适的结构。
在一实施例中,第一滑动套筒110可包括第一圆柱形的外表面110a、第二圆柱形外表面110b、第三圆柱形外表面110c以及第一套筒支承面Hod。在一实施例中,第一圆柱形外表面110a的直径可小于第三圆柱形表面110c的直径,而第二圆柱形外表面110b的直径可小于第三圆柱形表面110c的直径。
在一实施例中,第二滑动套筒111可包括第二套筒的第一圆柱形的外表面111a、第二套筒的第二圆柱形外表面111b。在一实施例中,第二套筒的第一圆柱形外表面111a的直径可小于第二套筒的第二圆柱形表面111b的直径。
替代地,在一实施例中,第二滑动套筒111包括可激活的挡板阀112。在一实施例中,可激活的挡板阀112可包括挡板112a或圆盘,其通过铰链112b可动地(例如,可转动地)连接到第二滑动套筒111。挡板112a可以是圆形、椭圆形或任何其它合适的形状。在图14A-14C的实施例中,挡板112a包括大致弧形的结构(例如,球形帽或半球体)。替代地,挡板112a可部分地或基本上平的、弧形的或它们的组合。挡板112a可由任何合适材料构造,这将为本技术领域内技术人员认识到(例如,金属、塑料、复合材料等)。
在一实施例中,挡板112a可围绕铰链112b从第一未致动位置转动到第二致动的位置。铰链112b可包括任何合适类型的构造。在一实施例中,在第一未致动的位置中,挡板112a可构造成不阻碍通过流动通道36的流体连通,在第二致动的位置中,挡板112a可构造成阻碍通过流动通道36的流体连通。在一实施例中,挡板112a可以偏置,例如朝向第二致动的位置偏置。挡板112a可通过任何合适的偏置装置或构件来偏置,诸如弹簧加载的铰链。
例如,在一实施例中,当挡板112a处于第一未致动的位置中时,挡板112a可保持位于第二滑动的套筒111内的凹陷115内。该凹陷115可包括在第二滑动套筒111的内部钻孔表面111e下方的凹口(替代地,槽、切口、腔室、中空部等)。还有,当挡板112a处于第二致动的位置中时,例如,挡板112a可突入到流动通道36内,以密封地接合或搁置在第二滑动套筒111的一部分内钻孔表面上(替代地,配合台肩、匹配承座等,或它们的组合),并由此阻止和/或阻碍沿第一方向(例如,向下)通过流动通道的流体连通。例如,如文中将会披露的,在一实施例中,挡板112a可围绕铰链112b转动,以与匹配表面配合,并由此堵塞通过流动通道36或远离匹配的表面的向下的流体流动,以允许通过流动通道36的向上的流体流动。在一实施例中,挡板112a可围绕铰链112b偏置,例如是朝向第一未致动的位置或朝向第二致动的位置偏置。
在一实施例中,可激活的挡板112a或其一部分的特征在于是可移去的。例如,在这种实施例中,可激活的挡板112a(例如,挡板112a、铰链112b,它们的一部分,或它们的组合)可构造成在经历预定的状态之后可被移去。在这种实施例中,挡板112a、铰链112b或它们的组合可包括合适的可降解的材料。如文中所使用的,术语“可降解的材料”可指能够经受不可逆的退化(例如,化学反应),以致使包括该可降解材料的至少一部分部件可被移除。在各种实施例中,可降解的材料可包括生物降解的材料、易碎材料、易蚀材料、可可溶材料、可消耗的材料、可热降解的材料,任何能够降解的其它合适的材料(将在文中披露),或它们的组合。
例如,在一实施例中,可激活的挡板112a(例如,挡板112a、铰链112b,它们的一部分或它们的组合)可包括适合至少部分地降解(例如,溶解)的任何材料,例如,在与降解流体(例如,选择和/或构造成使至少一部分的降解材料实现降解和/或移去的流体)接触时,该材料适于部分地降解,该降解流体可包括合适的化学品,同时在与如此流体接触之前,具有足够的强度来抵抗横贯挡板112a的压差(例如,将在文中披露)。在一实施例中,可降解的材料可形成挡板112a的一部分,或替代地,形成挡板112a的全部结构。例如,在一实施例中,可降解的材料可形成挡板112a的一部分,于是,一旦降解,便形成通过挡板112a的流体通道,从而允许挡板阀112失去结构完整性(例如,在机械上失效,失去一体性,和/或断开),从而脱开第二滑动套筒111(例如,通过铰链112b),或它们的组合。例如,挡板112a的一个或多个部分可包括可降解的材料,一旦降解,该材料形成通过其间的流动通道,而不必从第二滑动套筒111完全地移去挡板112a。替代地,在可降解的部分进行降解时,所有的或一部分的剩余的挡板112a可失去一体性,或基于缺少结构完整性而以其它方式散开,由此,例如,实现从流动通道36移去挡板112a,于是,可重新建立起通过流动通道36的流体连通。在另一或替代的实施例中,一部分的第二滑动套筒111(例如,附连有挡板112a的第二滑动套筒111的铰链部分)可包括可降解的材料,该材料可降解而释放挡板112a。
在一实施例中,可降解的材料可包括可溶解于酸的金属,其包括但不限于:钡、钙、钠、镁、铝、锰、锌、铬、铁、钴、镍、锡、它们的合金,或它们的组合。在一实施例中,可降解材料可包括水溶金属,例如,铝合金,其通俗地被称作“可溶解的铝”,可由康涅狄格的丹伯里市的Praxair公司出品。在某些实施例中,可降解的材料可包括各种聚合物。如此聚合物的实例包括但不限于:聚(交酯)、聚(乙交酯)、聚(交酯-共-已交酯)、聚(乳酸)、聚(乙醇酸)、聚(交酯酸-共-糖酯酸)、聚(交酯)/聚(乙二醇)共聚物、聚(乙交酯)/聚(乙二醇)共聚物、聚(交酯-共已交酯)/聚(乙二醇)共聚物、聚(乳酸)/聚(乙二醇)共聚物、聚(乙醇酸)/聚(乙二醇)共聚物、聚(乳酸-共-乙醇酸)/聚(乙二醇)共聚物、聚(己内酯)、聚(己内酯)/聚(乙二醇)共聚物、聚(原酸酯)、聚(磷腈)、聚(羟基丁酸盐),或包括以下物质的共聚物:聚(羟基丁酸盐)、聚(交酯-共-己内酯)、聚碳酸脂、聚酰胺酯、聚酸酐、聚(对二氧环己酮)、聚(烯化烷基化物)、聚乙二醇和聚原酸酯的共聚物、生物降解的聚氨酯、聚(氨基酸)、聚醚酯;聚缩醛、聚氰基丙烯酸盐、聚(氧乙烯)/聚(氧丙烯)共聚物,或它们的组合。在一实施例中,这种组合可呈共聚物和/或物理混合物的形式。在附加的或替代的实施例中,降解材料可包括各种可溶的化合物。例如,降解材料可包括处于压缩状态中的沙和盐材料的组合。可溶材料可构造成:在存在合适流体的情况下和/或响应于一个或多个流体压力循环,至少部分地溶解和/或水解。如此可溶的材料在商业上由得克萨斯州的休斯顿市的哈利伯顿能源服务公司(Halliburton Energy Services)用作为
Figure BDA0000685369870000211
消失桥塞,并可同样地用作为降解材料。
在某些实施例中,挡板阀112可包括用于隔离可降解材料与流体(和/或化学品)隔离的一个或多个涂层和/或层,直到这种涂层或层被移去为止,由此,延迟挡板阀112的降解。在一实施例中,该涂层或隔离层可设置在暴露于流体的挡板阀112的至少一部分上。涂层或隔离层可设计成可散开、溶解或在需要时另外允许挡板阀112和流体之间接触。涂层可包括油漆、有机和/或无机聚合物、氧化涂层、石墨涂层、弹性体,或可散开、膨胀、溶解和/或其它方式降解的它们的任何组合,所述降解可以是热的、光-化学的、生物化学的和/或化学的降解,它们在与合适的刺激物(诸如外部热和/或溶剂(诸如脂肪族的、脂环族的和/或芳香族的碳氢化合物等))接触时进行降解。例如,在一实施例中,涂层或隔离层可包括降解材料(例如,其是不同于它所覆盖或隐蔽的降解材料的降解材料)。在一实施例中,在与用来降解可降解材料的流体不同的流体(例如,化学品)接触时,则涂层或隔离层可构造成散开、溶解或其它方式移去。
在一实施例中,可使用任何的流体,该流体包括能够溶解至少一部分的降解材料的合适材料,例如,如文中所披露的材料。在一实施例中,化学品可包括酸、产生酸的组分、碱、产生碱的组分以及它们的任何组合。可适用于本发明的酸的实例包括但不限于:有机酸(例如,蚁酸、醋酸、碳酸、柠檬酸、乙醇酸、乳酸、乙二胺四乙酸二钠酸(EDTA)、羟乙基乙二胺四乙酸(HEDTA)等)、无机酸(例如,盐酸、氢氟酸、硝酸、硫酸、磷酸、p-甲苯磺酸等),以及它们的组合。产生酸的化合物实例可包括但不限于:聚胺、聚酰胺、聚酯等,它们能够水解或其它方式降解而在溶液内产生一个或多个酸(例如,羧酸等)。合适的碱实例可包括但不限于:氢氧化钠、碳酸钾、氢氧化钾、碳酸钠以及重碳酸钠。在某些实施例中,另外的合适的化学品可包括螯合剂、氧化剂或它们的任何组合。替代地,在一实施例中,流体可包括水或基本上水性的流体。从本发明中获益的本技术领域内技术人员将会认识到,基于可降解材料的成分和井孔内的条件,化学品可适于用于用来降解(例如,溶解)至少一部分可降解材料的流体中。
在一实施例中,选择用于挡板阀112的可降解部分的材料,用于至少部分地降解所述可降解材料的化学品,以及可供选择地纳入任何涂层,这些可用来确定挡板阀112或其某些部件或部分的降解速率。影响降解速率的其它因素包括井孔环境的特征,其包括温度、压力、塞子周围的流动特征,以及与可降解材料接触的流体中化学品的浓度。可操纵这些因素来提供挡板阀充分降解之前的所期望的时间延迟,以允许通过流动通道36形成流体连通。
在一实施例中,第一滑动套筒10和第二滑动套筒111可分别滑动地定位在外壳30内。例如,在图14A-14C的实施例中,至少一部分的第一圆柱形外表面110a可以流体密封或基本上流体密封方式滑动地装在外壳30的第三圆柱形钻孔表面32d的至少一部分上。此外,在这种实施例中,第三圆柱形外表面110c可以流体密封或基本上流体密封方式滑动地装在外壳30的第一圆柱形钻孔表面32a的至少一部分上。例如,在一实施例中,第一滑动套筒110还可包括位于一个或多个表面接口处的一个或多个合适的密封件(例如,O形环、T-密封件、垫片等),例如,以阻止或限制通过如此表面接口的流体运动。在图14A-14C的实施例中,第一滑动套筒110包括位于第一圆柱形外表面110a和第三圆柱形钻孔表面32d之间接口处的密封件HOe,以及位于第三圆柱形外表面110c和第一圆柱形钻孔表面32a之间接口处的密封件110f。
还有,在图14A-14C的实施例中,第二套筒的第一钻孔面111a可以流体密封或基本上流体密封方式滑动地装在外壳30的第二圆柱形钻孔表面32b上。还有,在这种实施例中,第二套筒的第一钻孔面111b可以流体密封或基本上流体密封方式滑动地装在外壳30的第一圆柱形钻孔表面32a上。在一实施例中,第二滑动套筒111还可包括位于一个或多个表面接口处的一个或多个合适的密封件(例如,O形环、T-密封件、垫片等),例如,以阻止或限制通过如此表面接口的流体运动。在图14A-14C的实施例中,第二滑动套筒111包括位于第二套筒的第一钻孔面111a和第二圆柱形钻孔表面32b之间接口处的密封件111f,以及位于第二套筒的第二钻孔面111b和第一圆柱形钻孔表面32a之间接口处的密封件111g。
还有,在一实施例中,第一滑动套筒110的至少一部分可以滑动地定位在第二滑动套筒111内(例如,内钻孔表面内)。例如,在这种实施例中,第一滑动套筒110的第二圆柱形钻孔表面110b的尺寸可做成装在第二滑动套筒111的内钻孔表面111e内。在图14A-14C的实施例中,第二圆柱形钻孔110b的至少一部分可滑动地装在第二滑动套筒111的内钻孔表面111e的至少一部分上。
在一实施例中,大气腔室116一般地由以下形成:第一滑动套筒110的第一套筒支承面110d,可破坏的构件48,包括从可破坏的构件48沿着第一套筒支承面110d的方向延伸的内圆柱形表面的第一腔室表面116a,以及包括从可破坏的构件48沿着第一套筒支承面110d的方向延伸的内圆柱形表面的第二腔室表面116b,如图14A-14C中所示。
在一实施例中,大气腔室116的特征在于具有可变的体积。例如,大气腔室116的体积可随着第一滑动套筒110的运动而变化,这将在文中进行描述。
在一实施例中,第一滑动套筒110和第二滑动套筒111可以相对于外壳分别从第一位置运动到第二位置。在一实施例中,允许通过井工具200的流动通道36形成流体连通的方向可取决于第一滑动套筒110相对于外壳30的位置。此外,例如通过端口28在井工具200的流动通道36和井工具200的外部之间的流体连通可取决于第二滑动套筒111相对于外壳30的位置。
参照图14A的实施例,第一滑动套筒110显示为处于第一位置中。在第一位置中,第一滑动套筒110的第二圆柱形外表面110b将挡板阀112a保持在第二滑动套筒111的凹陷115内,由此,允许沿着两个方向(例如,双向流动)通过流动通道36的流体连通。例如,当第一滑动套筒110处于第一位置时,第二圆柱形外表面110b的至少一部分在挡板阀112a的至少一部分之上延伸,由此,将挡板阀112a保持在其第一未致动的位置(在此位置,挡板阀不突入到流动通道36内)。
参照图14A-14B的实施例,第二滑动套筒显示为处于第一位置。在第一位置中,第二滑动套筒111堵塞外壳30的各端口28,由此,阻止井工具200的流动通道36和井工具200的外部之间的通过端口28的流体连通。
参照图14B-14C的实施例,第一滑动套筒110显示为处于第二位置中。在第二位置,第一滑动套筒110不(即,不再)将可激活的挡板阀112保持在第二滑动套筒111的凹入腔室115内。在这种实施例中,可激活的挡板阀112自由可围绕铰链转动,从而突入到流动通道36内,例如,以与匹配的承座配合,并由此堵塞外壳30的流动通道36,以阻止通过其中的流体连通(例如,向下的流体连通)。由于挡板112a突入或延伸入流动通道内,所以,挡板112a可自由打开(例如,允许通过流动通道36的向上流体连通),或关闭(例如,阻碍或阻止通过流动通道36的向下流体连通),由此,允许流体仅沿一个方向(单向流动)的连通。
参照图14C,第二滑动套筒111显示为处于第二位置中。在第二位置,第二滑动套筒111不堵塞外壳30的端口28,由此,允许从井工具200的流动通道到井工具200的外部的通过端口28的流体连通。例如,在图14C的实施例中,第一滑动套筒处于第二位置,而第二滑动套筒也处于第二位置。
在一实施例中,第一滑动套筒110和第二滑动套筒111都可构造成有选择地从第一位置过渡到第二位置。此外,在一实施例中,第一滑动套筒110、第二滑动套筒111或两者一起可通过合适的保持机构保持(例如,有选择地保持)在第一位置中。
在一实施例中,第一滑动套筒110可构造成:在触发系统106致动之后,从第一位置过渡到第二位置。例如,在一实施例中,一旦致动触发系统106,大气腔室116内的压力变化可导致压差力沿着朝向第二位置的方向施加到第一滑动套筒110,这将在文中作描述。
例如,在图14A-14C的实施例中,第一滑动套筒110可通过液压流体保持(例如,有选择地保持)在第一位置中,该液压流体可通过触发系统106有选择地保持在大气腔室116内,这将在文中作讨论。在这种实施例中,当液压流体保持在大气腔室116内时,可阻碍第一滑动套筒110沿着第二位置的方向的移动。相反,当液压流体不保持在大气腔室116内时,第一滑动套筒110可被允许沿着第二位置的方向移动。在一实施例中,液压流体可包括任何合适的流体。在一实施例中,液压流体的特征在于具有合适的流变能力。在一实施例中,大气腔室116填充或基本上填充有液压流体,该液压流体的特征在于是可压缩的流体,例如,具有相对低的压缩性的流体,或替代地,液压流体的特征可在于基本上是不可压缩的。在一实施例中,液压流体的特征可在于具有合适的体积模量,例如,相对高的体积模量。例如,在一实施例中,液压流体的特征可在于具有在以下范围内的体积模量:从约1.8×105磅/平方英寸,磅力(psi,lbf)/平方英寸至约2.8×105磅/平方英寸,磅力(psi,lbf)/平方英寸;从约1.9×105磅/平方英寸,磅力(psi,lbf)/平方英寸至约2.6×105磅/平方英寸,磅力(psi,lbf)/平方英寸;替代地,从约2.0×105磅/平方英寸,磅力(psi,lbf)/平方英寸至约2.4×105磅/平方英寸,磅力(psi,lbf)/平方英寸。在另一实施例中,液压流体的特征可在于具有相对低的热膨胀系数。例如,在一实施例中,液压流体的特征可在于具有如下范围的热膨胀系数:从约0.0004cc/cc/℃至约0.0015cc/cc/℃,替代地,从约0.0006cc/cc/℃至约0.0013cc/cc/℃,替代地,从约0.0007cc/cc/℃至约0.0011cc/cc/℃。在另一实施例中,液压流体的特征可在于在相对宽的温度范围(例如,工作范围)上具有稳定的流体粘度,例如,在从约50°F至约400°F的温度上,替代地,在从约60°F至约350°F的温度上,替代地,在从约70°F至约300°F的温度上。在另一实施例中,液压流体的特征可在于具有从约50厘沲(动力粘度单位)至约500厘沲范围的粘度。例如,合适的液压流体的实例包括但不限于:油,诸如合成的流体、碳氢化合物或它们的组合。合适的液压流体的具体实例包括硅油、石蜡油、石油基的油、制动油(乙二醇-醚-基流体,矿物-基油,和/或硅-基流体)、传动流体、合成流体,或它们的组合。
在一实施例中,例如,在图14A-14C所示的实施例中,其中,流体不保持在大气腔室116内,第一滑动套筒110可构造成:在将液压压力施加到流动通道36时,第一滑动套筒110可从第一位置过渡到第二位置。在这种实施例中,第一滑动套筒110可包括流体地暴露于流动通道36的面向上的表面的表面积和流体地暴露于流动通道36的面向下的表面的表面积之差。例如,在一实施例中,沿朝向第二位置的方向(例如,向下力)施力(例如,液压力)的第一滑动套筒110的表面的暴露的表面积可大于沿远离第二位置的方向(例如,向上力)施力(例如,液压力)的第一滑动套筒110的表面的暴露的表面积。例如,在图14A-14C的实施例中,其不囿于理论的限制,大气腔室116流体地被密封(例如,通过流体密封件HOe和110f),因此,未暴露于施加到流体通道的液压流体压力,由此,导致如下两力之差:一个是沿朝向第二位置方向(例如,向下力)施加到第一滑动套筒110上的力,另一个是沿远离第二位置方向(例如,向上力)施加到第一滑动套筒110上的力。在附加的或替代的实施例中,像井工具200那样的井工具还可包括一个或多个附加的腔室(例如,类似于大气腔室116),其提供沿朝向第二位置方向施加到第一滑动套筒的力与沿远离第二位置方向施加到第一滑动套筒的力的这种差值。替代地,在一实施例中,第一滑动套筒可构造成:通过诸如弹簧或压缩流体那样的偏置构件,或通过连接到地面的控制线或信号线(例如,液压控制线/导管),沿第二位置的方向运动。
还有,在一实施例中,(在第一滑动套筒110已经从第一位置过渡到第二位置之后,由此,允许挡板阀112被致动,例如如文中所披露的),例如,在将液压流体压力施加到井工具200的流动通道时,第二滑动套筒111可构造成从第一位置过渡到第二位置。例如,在一实施例中,在第一滑动套筒110过渡到第二位置之后,液压流体压力施加到井工具200的流动通道36(例如,也施加到第二滑动套筒111的可激活的挡板阀112),这可将力(例如,向下力)沿第二位置的方向施加到第二滑动套筒111。
还有,在一实施例中,第二滑动套筒111可通过一个或多个剪切销114保持在第一位置。在这种实施例中,剪切销114可在外壳30和第二滑动套筒111之间延伸。剪切销114可插入或定位在外壳30和第二滑动套筒111的合适的钻孔内。正如本技术领域内技术人员将会认识到的,剪切销的尺寸可做成在施加要求的力之后可剪切或断裂,例如,要求的力是由液压流体施加到第二滑动套筒111的可激活的挡板阀112上的力,正如文中将会披露的。还有,在一实施例中,当第一滑动套筒处于相应的第一位置中时,第二滑动套筒可通过第一滑动套筒110保持在第一位置中。例如,当第一滑动套筒110处于第一位置中时,第一滑动套筒110可邻接第二滑动套筒111,由此,阻止第二滑动套筒111沿第二位置的方向移离第一位置的运动。
在一实施例中,触发系统106可构造成有选择地允许液压流体从大气腔室中释放。例如,触发系统106可在预定的压力信号通过管柱12施加到井工具200的流动通道36时被致动。
在一实施例中,这种压力信号(在图14A中,用流动箭头102表示)可靠近井头产生(例如,通过一个或多个与泵相关的地面设备),并可通过如本技术领域内技术人员认识到的合适的方法,施加到井工具200的流动通道36内,例如通过脉冲遥测技术从地面进行施加。在一替代的实施例中,压力信号102可由泵工具或靠近井头的其它装置来产生,并施加到井工具200的流动通道36内。在还有另一替代的实施例,压力信号102可由设置在井孔14内、管柱12内或它们的组合之内的工具或其它装置来产生。合适压力信号的实例显示在图15中。
如文中使用的,术语“压力信号”是指可施加到(诸如井工具200的)井工具的(诸如流动通道36的)流动通道的压力的可识别的函数(例如,关于时间),以便可被井工具或其部件探测到。正如文中将要披露的,压力信号可有效地引出来自井工具的响应,诸如是“唤醒”触发系统106的一个或多个部件,以致动触发系统106,这将在文中披露,或是它们的组合。在一实施例中,压力信号102可表征为包括波形的任何合适类型的构造,或波形的组合,具有任何合适的特征或特征的组合。例如,压力信号102可包括脉宽调制信号、改变压力阈值的信号、斜坡信号、正弦波形信号、方形波形信号、三角形波形信号、锯齿波形信号等,或它们的组合。此外,波形可呈现出任何合适的占空比、频率、幅值、持续时间或它们的组合。例如,在一实施例中,压力信号102可包括一系列一个或多个预定的压力阈值、预定的离散的压力阈值、预定系列的斜坡信号、预定的脉宽调制信号,如本技术领域内技术人员将会认识到的任何其它合适的波形,或它们的组合。例如,在一实施例中,压力信号102可包括带有从约20%至约30%占空比的脉宽调制信号,替代地约为25%占空比,并包括从约20Hz至约40Hz的频率,替代地约为30Hz频率。在一替代的实施例中,压力信号102可包括带有从约10Hz至约40Hz的频率的锯齿形波形,替代地约为20Hz的频率,带有的幅值从约500磅/平方英寸(p.s.i)至约15000磅/平方英寸(p.s.L),替代地,约为10000磅/平方英寸(p.s.i)。合适的压力信号的实例图示在图15中。在图15的实施例中,例如,压力以预定的方式相对于时间变化。
附加地或替代地,在一实施例中,压力信号102可包括一系列连续的分量压力信号(例如,第一分量压力信号,随后是第二分量压力信号,分别如流动箭头102a和102b所示)。在一实施例中,如此一系列连续的分量压力信号可这样进行布置:连续的分量压力信号是不同的(例如,第一分量压力信号102a不同于第二分量压力信号102b);替代地,多个系列连续的分量压力信号可布置成:连续的分量压力信号是相同的(例如,第一分量压力信号102a与第二分量压力信号102b相同),例如,信号可以重复。例如,在一实施例中,第一分量压力信号可包括带有占空比约为10%的脉宽调制信号,而第二分量压力信号可包括带有占空比为50%的脉宽调制信号。在替代的实施例中,第一分量压力信号可包括趋向第一压力阈值的斜坡波形,而第二分量压力信号可包括以固定频率围绕第一压力阈值振荡的正弦波函数。在一附加的或替代的实施例中,压力信号102可包括分量压力信号的任何合适的组合或型式。
在一替代的实施例中,可包括一种型式,例如,三个分量压力信号可在彼此三分钟内发射,而下一个三分钟内没有压力信号发出。在一替代的实施例中,正如本技术领域内技术人员在阅读本发明之后将会认识到会的,可使用任何合适的型式。
在另一替代的实施例中,作为压力信号的替代方案,触发系统106可在施加另一预定的信号后被致动。例如,这种预定信号可包括可被触发系统106探测到的任何合适的信号。这种替代的信号可包括流量信号、pH值信号、温度信号、声信号、振动信号或它们的组合。在一实施例中,这种预定信号可被纳入到靠近井工具200的区域内,和/或通讯到井工具200,例如,于是可被触发系统106探测到。
在一实施例中,触发系统106一般地包括压力传感器40、致动构件45(诸如文中所披露的刺破构件46),以及如图14A-14C所示的电路42,还可参照图11所图示的。在一实施例中,压力传感器40、电路42、致动构件45或它们的组合可通过任何合适的装置完全地或部分地纳入到井工具200内,所述合适的装置将为本技术领域内技术人员所认识到。例如,在一实施例中,压力传感器40、电路42、致动构件45或它们的组合可单独地或分开地容纳在井工具200的外壳30的凹陷内。在一替代的实施例中,正如本技术领域内技术人员所认识的,至少一部分的压力传感器、电路42、致动构件45或它们的组合可另外方式定位,例如,定位在井工具200的外壳30的外面。应该指出的是,本发明范围不局限于压力传感器40、电路42和/或致动构件45的任何特定的构造、位置和/或数量。例如,尽管图14A-14C的实施例示出了包括多个分布式部件(例如,单一压力传感器40、单一电路42,以及单一致动构件45,它们分别包括单独的、独特的部件)的触发系统106,在一替代的实施例中,类似的触发系统可包括呈单个、单体部件的类似部件,替代地,这些部件(例如,压力传感器40、电路42和致动构件45)执行的功能可横贯任何合适的构件和/或类似部件的构造分布,本技术领域内技术人员借助于本发明将会认识到这一点。
在一实施例中(例如,在图14A-14C所示的实施例中,其中,压力传感器40、电路42和致动构件45包括分布式部件),电路42可通过合适的信号导管、例如通过一个或多个合适的导线与压力传感器40和/或致动构件45通讯。合适导线的实例包括但不限于:绝缘的实心铜导线、绝缘的多股铜导线、未屏蔽的双绞线、光纤线缆、同轴线缆,本技术领域内技术人员将会认识到的任何其它合适的导线,或它们的组合。
在一实施例中,电路42可通过合适的信号协议与压力传感器40和/或致动构件45通讯。如此信号协议的实例包括但不限于:编码的数字信号。
在一实施例中,压力传感器40可包括任何类型和/或构造的装置,装置能够探测井工具200的流动通道36内的压力,例如,以探测预定压力信号的存在与否,例如,压力信号如文中所披露的。合适的传感器可包括但不限于:电容性的传感器、压电式应变仪传感器、电磁传感器、压电传感器、光学传感器,或它们的组合。
在一实施例中,压力传感器40可构造成输出探测到的压力的合适的指示。例如,在一实施例中,压力传感器40可构造成将探测到的压力转化为合适的电信号。在一实施例中,合适的电信号可包括可变的模拟电压或电流信号,其正比于施加到压力传感器40的测得的力。在一替代的实施例中,合适的电信号可包括响应于施加到压力传感器40的测得的力的数字编码的电压信号。例如,在一实施例中,压力传感器40可探测到由于施加压力引起的力收集器上的应变量,并以电信号方式输出施加的压力的指示。在一替代的实施例中,压力传感器40可包括电感性传感器,例如,其构造成探测电感的变化,和/或移动内芯的电感耦合的变化,它们皆由于线性可变压差变压器内施加的压力而变化,并输出电信号。在另一替代的实施例中,压力传感器40可包括压电构件,其构造成将由于施加的压力而产生的应力转变为电信号。在一替代的实施例中,压力传感器40可包括如本技术领域内技术人员将会认识到的任何其它合适的传感器。此外,在一实施例中,压力传感器40还可包括作为电气接口和/或其它合适的内部部件的放大器,正如本技术领域内技术人员会认识到的。
在一实施例中,压力传感器40可定位在井工具200的外壳30内,使得压力传感器40可感测到外壳30的流动通道36内的压力(例如,压力信号102)。在一附加的或替代的实施例中,触发系统106可包括两个或多个压力传感器40。
在一替代的实施例中,作为压力传感器40的替代方案,触发系统106可包括流量传感器、PH值传感器、温度传感器、声传感器、振动传感器,或任何其它传感器,其适于和/或构造成探测给定的预定信号,例如,可在像井工具200那样的井工具附近的区域中感应出预定信号和/或将预定信号通信到井工具。如此传感器和/或探测单元可构造成探测的预定信号的实例,包括但不限于文中已经披露的那些预定信号。
在一实施例中,电路42一般地可构造成接收来自压力传感器40(替代地,其它传感器)的信号,例如,以便确定由压力传感器40探测的压力(替代地,其它状态)是否指示预定的压力信号(替代地,其它预定的信号),且一旦确定压力传感器40已经经历预定的压力信号,便将致动信号输出到致动构件45。在这种实施例中,电路可以与压力传感器40和/或致动构件45进行信号通讯。在一实施例中,电路42可包括任何合适的构造,例如,包括一个或多个印刷电路板、一个或多个集成电路、一个或多个离散的电路部件、一个或多个微处理器、一个或多个微控制器、一个或多个导线、电磁接口、电源和/或它们的组合。如上所述,电路42可包括单个、单体的或非分布式部件,其能够执行文中所披露的功能;替代地,电路42可包括多个能够执行文中所披露的功能的分布的部件。
在一实施例中,电路42可通过电源供电。例如,在这种实施例中,井工具200还可包括随带的电池、发电装置或它们的组合。在这种实施例中,电源和/或发电装置可对电路42、压力传感器40、致动构件或它们的组合供电,例如,为了运行电路42,对压力传感器40、致动构件或它们的组合供电。在一实施例中,这种发电装置可包括发电机、诸如构造成将流体运动转换为电力的涡轮-发电机;替代地,热电发电机,其可构造成将温差转换为电力。在这种实施例中,这种发电装置可被携带、附连、纳入到井工具和/或其部件内,或其它方式合适地联接到井工具和/或其部件上。合适的发电装置,诸如涡轮-发电机和热电发电机,披露在授予Roddy等人的美国专利8,162,050中,本文以参见方式引入其全部内容。电源和/或发电装置的实例是自发电池(Galvanic Cell)。在一实施例中,电源和/或发电装置可以足够地向电路42、压力传感器40、致动构件或它们的组合供电。例如,电源和/或发电装置可在约0.5瓦至约10瓦的范围内,替代地,在从约0.5瓦至约1.0瓦的范围内供电。
在一实施例中,电路42可构造成从压力传感器40处采样电信号,例如,以合适的速率采样。例如,在一实施例中,电路42采样率可以约为100Hz,替代地,约为1KHz,替代地,约为10KHz,替代地,约为100KHz,替代地,约为1MHz,替代地,约为如本技术领域内技术人员会认识到的任何合适的采样率。
在一实施例中,电路42可构造成确定预定的压力信号102的存在与否。例如,在一实施例中,电路42可包括微处理器,其构造成解码和/或分析来自压力传感器40的电信号,以例如基于表征从传感器40接收的压力的信号来确定预定的压力信号102的存在与否。在一替代的实施例中,电路可包括一个或多个集成电路,其构造成比较来自压力传感器40的电信号与用来确定预定的压力信号102存在与否的预定的电压阈值。在一替代的实施例中,电路42可包括电容器或电容器阵列,例如,它们构造成使用电容器或电容器阵列和压力传感器40的电容之间的电容耦合,以确定预定的压力信号102的存在与否。在一替代的实施例中,电路42可包括机电接口,例如,机械地连接到波登或波纹元件上的擦拭臂,这样,在预定的压力信号102存在的情况下,擦拭臂可横贯电位计偏转,其中,该偏转可转换为电阻或电压测量值,例如,使用惠斯登电桥可测量该电阻或电压值。在一实施例中,电路42可包括任何合适的部件,和/或可使用任何合适的方法来确定预定的压力信号102的存在与否,这将被本技术领域内技术人员所认识到。
在一实施例中,电路42可构造成:响应于预定的压力信号102的存在而向致动构件45输出数字的电压或电流信号,这将在文中予以披露。例如,在一实施例中,电路42可构造成:响应于预定的压力信号102的存在而将其输出从低电压信号(例如,约0V)过渡到高电压信号(例如,约5V)。在一替代的实施例中,电路42可构造成:响应于预定的压力信号102的存在,而将其输出从高电压信号(例如,约5V)过渡到低电压信号(例如,约0V)。
此外,在一实施例中,电路42可构造成可在低功率消耗或“睡眠”模式中运行,或替代地在可操作或工作模式中运行。电路42可构造成:响应于预定的压力信号102的存在,而进入工作模式(例如,“醒来”),例如,如文中所披露的。该方法可帮助防止外来的压力波动被误读为操作性压力信号。
在一实施例中,致动构件一般地可构造成允许流体有选择地从大气腔室116流出或排出。在一实施例中,至少一部分的致动构件45可靠近大气腔室116定位。例如,在图14A-14C的实施例中,触发系统106和大气腔室106共用公共接口,例如,可破坏的构件48。
在图14A-14C的实施例中,,且如图11中所示,致动构件45包括诸如冲头或针那样的刺破构件46。在这种实施例中,冲头可构造成:当被致动时,冲头冲破、打孔、破裂、刺穿、毁坏、分解、燃烧或其它方式致使可破坏的构件48停止关闭大气腔室116。在这种实施例中,冲头可被电动地驱动,例如,通过电动的马达或电磁铁。替代地,冲头可通过液压装置、机械装置(诸如弹簧或螺纹杆)、化学反应、爆炸或任何其它合适的推进装置,响应于接收到的致动信号而被推进或驱动。致动构件46的合适类型和/或构造在美国专利申请第12/688058号和第12/353664号中有描述,本文以参见方式引入其全部内容,并可类似地采用。在一替代的实施例中,致动构件可构造使可破坏构件燃烧。例如,可破坏构件可包括可燃烧的材料(例如,铝热剂),当被引爆或点燃时,该可燃烧材料可在可破坏的构件48中烧出孔来。在一实施例中,致动构件45(例如,刺破构件46)可包括流动路径(例如,有端口的、开槽的表面通道等),以允许液压流体容易地通过其中。在一实施例中,致动构件45包括具有设置在其中的、文中披露过类型(例如,流控二极管)的计量装置的流动路径。在一实施例中,致动构件45包括流入到流控二极管内的端口,例如,其集成在致动构件45(例如,冲头)的本体内部。
在一实施例中,可破坏构件48可构造成将液压流体包含在大气腔室116内,直到如文中所披露的发生触发事件为止。例如,在一实施例中,可破坏构件48可构造成例如在经受到要求的力或压力之时被冲切、打孔、破裂、刺破、毁坏、分解、燃烧等。在一实施例中,可破坏构件48可包括破裂盘、破裂板等,它们可由合适的材料形成。如此合适材料的实例可包括但不限于:金属、陶瓷、玻璃、塑料、复合材料,或它们的组合。
在一实施例中,可破坏构件48在受到毁坏(例如,打开)时,大气腔室116内的液压流体可以通过可破坏构件48先前包含/阻碍的路径自由地运动到大气腔室116外。例如,在图14A-14C的实施例中,可破坏构件48在受到毁坏时,大气腔室116可构造成让液压流体可自由地流出大气腔室116外而流入容纳触发系统106的凹陷内。在替代的实施例中,大气腔室116可构造成让液压流体流入第二腔室(例如,膨胀腔室)内,流出井工具外(例如,流入井孔内),流入流动通道,或它们的组合。添加地或替代地,大气腔室116可构造成允许流体以预定的或受控的速率从大气腔室中流出。例如,在这种实施例中,大气腔室还可包括流体计量计、流控二极管、流体限制器等。例如,在这种实施例中,液压流体可通过流体孔从大气腔室流出,例如,流体孔可包括或装有流体压力和/或流量变化装置,诸如是喷嘴、或诸如流体二极管那样的计量装置。在一实施例中,这种流体孔的尺寸可做成允许流过给定流量的流体,由此,提供与流出大气腔室的液压流体的流动以及由此与第一滑动套筒110的运动相关的理想的打开时间或延迟。合适的流体流量控制装置可从康乃迪克州威斯布鲁克的李公司(Lee Company)市购得到,并包括但不限于:精密微液压流体限制器或微分配阀,或诸如JEVA1835424H或JEVA1835385H的流体射流。流体流量控制装置和利用该流量控制装置的方法披露在美国专利申请系列第12/539,392号中,本文以参见方式引入其全部内容。
在一替代的实施例中,致动构件45可包括可激活的阀。在这种实施例中,该阀可集成在外壳内(例如,至少部分地形成大气腔室,例如,代替可破坏构件116)。在这种实施例中,该阀可被致动(例如,打开),于是类似地允许流体例如以计量的或受控的方式从大气腔室中流出,如文中所披露的。
这里披露了井工具200和包括一个或多个如此井工具200的系统(例如,系统10)的一个或多个实施例,还披露了利用井工具200的井孔维护方法(和/或包括如此井工具的系统)的一个或多个实施例。在一实施例中,这种方法一般地可包括如下的步骤:将井工具200定位在穿透地下地层的井孔14;可选地,隔离地下地层的相邻各区域;准备井工具来通过压力信号连通到维护流体;以及通过井工具200的端口连通井孔维护流体。在附加的实施例(例如,多个井工具放置在该井孔内)中,井孔维护方法还可包括重复以下过程:准备井工具来通过压力信号对维护流体通信;以及对于各个井工具200,通过井工具200的端口连通井孔维护流体。还有,在一实施例中,该井孔维护方法还可包括通过井孔从井中生产出地层流体。
参照图1,在一实施例中,井孔维护方法包括:定位或“插入(run in)”管柱12,该管柱包括位于井孔14内的一个或多个注入阀16a-e(在文中披露的该实施例中,每个注入阀可包括井工具200,如文中披露的)。例如,在图1的实施例中,管柱12在其中包含了第一阀16a、第二阀16b、第三阀16c、第四阀16d和第五阀16e。还在图1的实施例中,管柱12定位在井孔14内,使得第一阀16a靠近和/或基本上邻近于第一地层区域22a,第二阀16b和第三阀16c靠近和/或基本上邻近于第二区域22b,第四阀16d靠近和/或基本上邻近于第三区域22c,第五阀16e靠近和/或基本上邻近于第四区域22d。在替代的实施例中,一个或多个阀可靠近单一区域定位;替代地,单个阀可靠近一个或多个区域定位。在一实施例中,例如,如图1所示,注入阀16a-16e(也被称作井工具200)可集成在管柱12内,例如,这样,井工具200和管柱12包括共同的流动通道。因此,引入管柱12的流体将通过井工具200来连通。
在该实施例中,井工具200被引入和/或定位在井孔14内,例如,如图14A所示,处于第一构造中。如文中披露的,在第一构造中,第一滑动套筒110保持在第一位置中,由此,固定住可激活的挡板阀112,并允许通过井工具200的流动通道36在两个方向上的流体连通。此外,在这种实施例中,第二滑动套筒111通过至少一个剪切销114和第一滑动套筒110保持在第一位置中,由此,堵塞通过端口28从井工具200的流动通道30到井工具200外部/从井工具200外部到井工具200的流动通道30的流体连通。
在一实施例中,一旦包括井工具200(例如,阀16a-16e)的管柱12已经定位在井孔114内,一个或多个邻近区域可被隔离,和/或管柱12可固定在地层内。例如,在图1的实施例中,第一区域22a可与井孔14的相对更为向上钻进的部分隔离开(例如,通过第一封隔器18a),第一区域22a可与第二区域22b隔离(例如,通过第二封隔器18b),第二区域22b与第三区域22c隔离(例如,通过第三封隔器18c),第三区域22c可与第四区域22d隔离(例如,通过第四封隔器18d),第四区域8可与井孔14的相对更为向下钻进的部分隔离开(例如,通过第五封隔器18e)或它们的组合。在一实施例中,邻近的各区域可被一个或多个合适的井孔隔离装置分隔开。合适的井孔隔离装置通常为本技术领域内技术人员所熟知,其包括但不限于封隔器(例如,封隔器18a-18e),诸如机械封隔器和可膨胀的封隔器(例如,由哈里伯顿能源服务公司(Halliburton Energy Services,Inc.)出品的SwellpackersTM)、沙塞、诸如水泥的密封剂组分,或它们的组合。在一替代的实施例中,仅一部分的区域(例如,22a-22e)可被隔离,替代地,诸区域可保持不被隔离。添加地和/或替代地,管柱12可固定在地层内,例如,如上所述通过浇筑水泥进行固定。
在一实施例中,可从最向下钻进的区域(例如,在图1的实施例中,第四地层区域22d)逐渐地向上朝向最向上钻进的区域(例如,在图1的实施例中,第一地层区域22a)进行地下地层的各区域(例如,一个或多个区域22a-22e)的维护工作。
在从最向下钻进的地层区域逐渐地向上进行井孔维护工作的实施例中,一旦管柱12已经定位,以及可供选择地,一旦邻近区域已经隔离开,则第五阀16e(即,如文中所披露的,井工具200)可准备将维护流体连通到靠近的(一个或多个)地层区域。在一实施例中,准备使井工具200连通维护流体一般可包括:将压力信号通讯到井工具200,以将井工具200从第一构造过渡到第二构造;以及在井工具200的流动通道36内施加液压流体压力。
在一实施例中,压力信号102可通讯到井工具200,以将井工具200从第一构造过渡到第二构造,例如,通过将第一滑动套筒从第一位置过渡到第二位置来实现。在一实施例中,压力信号102可(例如,从地面)例如通过管柱12发送到井工具200的流动通道36。在一实施例中,压力信号可唯一地发送到特定的井工具200。例如,特定的井工具200(例如,这种井工具的触发系统106)可构造成:特定的压力信号可引起来自该特定井工具的给定的响应。例如,压力信号可表征为专属于特定的工具(例如,一个或多个阀116a-116e)。例如,给定的压力信号可致使给定的工具进入工作模式(例如,从低功率消耗模式中唤醒),或致动触发系统106。
在一实施例中,压力信号可包括已知的特征、已知的型式、已知的顺序,和/或这些型式已知的组合,例如如文中所披露的。压力信号可由压力传感器40感知。在一实施例中,压力传感器40可与电路42通讯,例如通过电线发送变化的模拟电压信号,以确定压力传感器40是否已经探测到预定的信号(例如,某一型式、某一顺序、各型式的组合和/或压力信号的任何其它特征)。
在一实施例中,将压力信号通讯到井工具200从而使井工具200从第一构造过渡到第二构造包括例如将第一压力信号(例如,压力信号的第一分量102a)通讯到井工具,以使触发系统“醒过来”。在这种实施例中,将压力信号通讯到井工具200从而使井工具200从第一构造过渡到第二构造还包括例如通讯第二压力信号(例如,压力信号的第二分量102b),以致动触发系统106。
在一实施例中,响应于(例如,一旦)探测到预定信号,触发系统106可允许流体从大气腔室116逸出。在一实施例中,例如,在由触发系统106探测到预定的压力信号之后,触发系统106可致使大气腔室打开。例如,在一实施例中,压力传感器40可探测到流动通道36内的压力,并将指示该压力的信号(例如,电信号或电子信号)通讯到电路42。电路42可利用通过传感器40获得的信息来确定所经历的压力(例如,压力关于时间的函数)是否是预定的压力信号。当识别出预定的压力信号时,电路便可与致动构件45(例如,电动致动的冲头)通讯,由此,致使致动构件对可破坏的构件48(例如,破裂盘)实施刺破、破裂、打孔、毁坏、分解或诸如此类的动作。在这种实施例中,由于可破坏构件48停止封围大气腔室,大气腔室116可释放其中所包含的液压流体。当流体从大气腔室116逸出时,液压流体将不再将第一滑动套筒110保持在第一位置,第一滑动套筒110将自由地从第一位置运动到第二位置。例如,由于施加到流动通道36的流体压力(例如由于流体地暴露于流动通道36的面向上的表面的表面面积与流体地暴露于流动通道36前的面向下的表面的表面面积之差),第一滑动套筒110可从第一位置(例如,向下)运动到第二位置。
在如图14B所示的实施例中,当第一滑动套筒110从第一位置过渡到第二位置时,第一滑动套筒110可停止将可激活的大部分112的挡板112a保持在第二套筒111内的凹入腔室内。这样,挡板112a自由地围绕铰链112b转动,从而突入到井工具的流动通道36内。例如,在一实施例中,挡板112a可围绕铰链112b转动到井工具200的流动通道36内的匹配承座上,和/或抵靠在第二滑动套筒111的相对各壁上。在这种实施例中,井工具200内的流动通道36例如可在其后的方法步骤过程中变得密封住,例如,通过随后在流动通道36内将压力施加到可激活的挡板阀112来进行密封。
在一实施例中,井孔维护方法包括在管柱12和/或井工具200的流动通道36内施加至少一个阈值的液压压力,例如以使得第二滑动套筒从第二构造过渡到第三构造。例如,在一实施例中,施加液压压力对于第二滑动套筒111从第一位置过渡到第二位置是有效的。例如,液压压力可施加到管柱12的流动通道36上并抵靠在第二套筒111的可激活的挡板阀112上。在这种实施例中,将液压压力施加到第二套筒111的可激活的挡板阀112上可引发沿第二滑动套筒111的第二位置的方向(例如,向下)的力。在一实施例中,液压压力可以是足以剪切一个或多个剪切销114的大小,由此,致使第二滑动套筒111相对于外壳30运动,由此,从第一位置过渡到第二位置并打开端口28而使流体流动。
在一实施例中,压力阈值可通过剪切销114的数量和/或额定值来选择和设定(例如,预先确定)。例如,该压力阈值可以至少约为1000磅/平方英寸(p.s.i)、至少约为2000磅/平方英寸(p.s.i),替代地至少约为4000磅/平方英寸(p.s.i),替代地至少约为6000磅/平方英寸(p.s.i),替代地至少约为8000磅/平方英寸(p.s.i),替代地至少约为10000磅/平方英寸(p.s.i),替代地至少约为12000磅/平方英寸(p.s.i),替代地至少约为15000磅/平方英寸(p.s.i),替代地至少约为18000磅/平方英寸(p.s.i),替代地至少约为20000磅/平方英寸(p.s.i),替代地,任何合适的压力约等于或小于管柱12和/或井工具200额定的压力。
在一实施例中,一旦井工具200已经构造成连通维护流体,例如,当井工具(例如,第五阀16e)已经过渡到第三构造时,如文中所披露和如图14C中所示,合适的井孔维护流体可通过第五阀16e的未被堵塞的端口28连通到第四地层区域22d。合适的井孔维护流体的非限制性实例包括但不限于:断裂流体、打孔或液压喷射流体、酸化流体等或它们的组合。井孔维护流体可以合适的流量和压力连通一段合适的时间。例如,井孔维护流体可以足够启动或延伸地下地层22和/或其区域内的流体通道(例如,穿孔或破裂部位)的流量和/或压力来连通。
在一实施例中,当所期望的维护流体量已经连通到第四地层区域22d时,操作者可停止流体到第四地层区域22d的连通。关对于相对更向上钻进的井工具(例如,分别为第四、第三、第二和第一阀16d、16c、16b和16a,以及与其相连的地层区域22c、22b和22a)中的一个或多个井工具,可重复准备井工具来通过压力信号的通讯来连通维护流体以及通过井工具200的端口将井孔维护流体连通到靠近该井工具200的区域的过程。
此外,在完成如此地层激励操作之后,在一实施例中,井孔维护方法还可包括通过井孔(例如,通过管柱12)从地层中产生地层流体(例如,诸如油和/或气体的碳氢化合物)。在这种实施例中,管柱12可用作为生产管柱。例如,当这种地层流体流入管柱12内时,地层流体可通过管柱12向上流动,由此,打开纳入在其中的每个井工具(例如,阀16a-16e)的可激活的挡板阀112。
在另一附加的实施例中,在完成如此地层激励操作(例如,在维护流体已经连通到特定区域之后的某些时间)之后,井孔维护方法还可包括移去挡板阀112或其一部分。例如,在挡板阀112(或其一部分)包括可降解材料的实施例中,移去挡板阀112或其一部分可包括使挡板阀112与适于使可降解材料降解(例如,溶解、腐蚀等)的流体接触。此外,在一实施例中,移去挡板阀112可包括:允许可降解材料降解或其它方式移去,将流体压力施加到挡板阀112(例如,挡板阀112的未降解部分),或其它方式促进分解、溶解或使挡板阀结构失效,例如,允许通过流动通道36的流体连通。在一实施例中,可降解材料可构造成在执行维护操作过程中进行(例如,至少部分地)降解,例如,溶解、腐蚀等。例如,在维护流体包括酸(例如,酸断裂处理)的实施例中,酸的存在可致使至少一部分的可降解材料降解。
在一实施例中,诸如井工具200的井工具、诸如井孔维护系统10那样的包括诸如井工具200的井工具的井孔维护系统、使用如此井孔维护系统10和如此井工具200的井孔维护方法或它们的组合可有利地用在执行井孔维护操作中。例如,传统的井孔维护工具利用了球形座、挡板或类似的结构,它们构造成配合闭塞构件(例如,球或镖状物),以致动这种维护工具。在一实施例中,井工具200可表征为延伸通过其中的流动孔的直径不减小,替代地,延伸通过其中的流动孔的直径基本上没有减小。例如,诸如井工具200的井工具可表征为具有流动孔(例如,流动通道36),该流动孔的内直径并不在某处会基本上小于将井工具200包含到其中的管件柱(例如,管柱12)的流动孔;替代地,没有一点处的直径小于管件柱直径的95%,不小于直径的90%;替代地,不小于直径的85%;替代地,不小于直径的80%。此外,如传统地使用来接纳和/或配合闭塞构件的如此结构,可因暴露于维护流体(例如,支撑剂加载的断裂流体)引起的腐蚀和/或降解而遭受失效,因此,这种结构可不能按照要求地运行。在文中披露的实施例中,不需要存在这种结构。这样,目前披露的井工具不遭受因如此结构的不可操作性所带来的失效。此外,如文中所披露的,没有这种结构会允许改进的流体流过井工具,例如,因为不需要存在这种结构来阻碍流体流动。
此外,在一实施例中,如文中披露的井工具可被致动和使用,而没有致动传统井工具所需的时间延迟。例如,正如本技术领域内技术人员阅读本发明之后将会认识到的,传统的维护工具利用球形座、挡板或类似结构来致动这种井孔维护工具,由此,需要大量设备和时间来将球、镖状物或其它类似的发信号构件连通到井孔内的给定工具(例如,以便致动这种工具),而这里披露的井工具无需连通任何这种发信号构件就可被致动,这里披露的井工具需要显著较少的时间来执行类似的井孔维护操作。这样,目前披露的井工具可向操作者提供设备和时间(和相关的资本)上的大量节约,同时提供提高的可靠性。
应该理解到,先前描述的各种实施例可在各种定向上使用,诸如倾斜的、倒置的、水平的、垂直的等,并可使用在各种构造中,而不会脱离本发明的原理。这里描述的实施例仅是本发明原理的有用应用的实例,其不局限于这些实施例的任何特定的细节。
在以上对代表性实例的描述中,为了方便于参照附图,使用了方向性术语(诸如“上”、“下”、“上部”、“下部”等)。然而,应该清楚地理解到,本发明的范围不局限于这里描述的任何特定的方向。
术语“正包括”、“包括”、“正包含”、“包含”以及类似的术语在本说明书中的使用无限制的意义。例如,如果系统、方法、设备、装置等被描述为“正包括”某些特征或元件,则系统、方法、设备、装置等可包括该特征或元件,以及也可包括其它的特征或元件。同样地,术语“包含”被认为意指“包括但不限于”。
当然,本技术领域内技术人员在仔细考虑了以上对本发明代表性实施例的描述后,将会容易地认识到,对于特定的实施例可作出许多修改、添加、替代、删除和其它的改变,这种改变均被本发明的原理所考虑到。因此,以上详细的描述应被清楚地理解为仅是借助于图示和实例给出的,本发明的精神和范围仅由附后权利要求书及其等价物来予以限定。
附加的披露
以下是根据本发明的非限制性、特定的实施例:
第一实施例,其是井孔维护工具,该工具包括:
外壳,外壳包括一个或多个端口和流动通道;
触发系统;
第一滑动套筒,其可滑动地定位在外壳内并从第一位置过渡到第二位置;以及
第二滑动套筒,其可滑动地定位在外壳内并从第一位置过渡到第二位置;
其中,当第一滑动套筒处于第一位置中时,该第一滑动套筒将第二滑动套筒保持在第一位置中,而当第一滑动套筒处于第二位置中时,该第一滑动套筒不将第二滑动套筒保持在第一位置中,
其中,当第二滑动套筒处于第一位置中时,该第二滑动套筒防止通过外壳的一个或多个端口的流体连通路径,而当第二滑动套筒处于第二位置中时,该第二滑动套筒允许通过外壳的一个或多个端口的流体连通,以及
其中,触发系统构造成:响应于对预定信号的识别,允许第一滑动套筒从第一位置过渡到第二位置,其中,预定信号包括预定的压力信号、预定的温度信号、预定的流量信号,或它们的组合。
第二实施例,其是第一实施例的井孔维护工具,其中,井孔维护工具还包括流体腔室,并构造成:当流体保持在流体腔室内时,第一滑动套筒将被锁定在第一位置中,而当流体不保持在流体腔室内时,第一滑动套筒将不被锁定在第一位置中。
第三实施例,其是第二实施例的井孔维护工具,其中,触发系统构造成有选择地允许流体从流体腔室逸出。
第四实施例,其是第三实施例的井孔维护工具,其中,触发系统构造成:在识别出预定的信号时,允许流体从流体腔室逸出。
第五实施例,其是第一至第四实施例的井孔维护工具,其中,触发系统包括压力传感器、电路和致动构件。
第六实施例,其是第五实施例的井孔维护工具,其中,电路包括集成控制电路。
第七实施例,其是第五至第六实施例之一的井孔维护工具,其中,触发系统还包括电池。
第八实施例,其是第五至第七实施例之一的井孔维护工具,其中,电路构造成识别表征预定信号的电信号。
第九实施例,其是第八实施例的井孔维护工具,其中,电信号包括电流。
第十实施例,其是第一至第九实施例之一的井孔维护工具,其中,致动构件包括可激活的刺破机构。
第十一实施例,其是第十实施例的井孔维护工具,其中,刺破机构包括冲头。
第十二实施例,其是第十一实施例的井孔维护工具,其中,井孔维护工具还包括可破坏的构件,其构造成在被冲头刺破后打开流体腔室。
第十三实施例,其是第十二实施例的井孔维护工具,其中,致动构件构造成在接收到信号时对可破坏构件进行刺破、断裂、毁坏、打孔、分解、燃烧或组合。
第十四实施例,其是第一至第十三实施例之一的井孔维护工具,其中,第二滑动套筒还包括挡板阀,其中,当第一滑动套筒处于第一位置中时,挡板阀被第一滑动套筒保持住,且其中,当第一滑动套筒处于第二位置中时,挡板阀不被第一滑动套筒保持住。
第十五实施例,其是第十四实施例的井孔维护工具,其中,第二滑动套筒构造成在通过挡板阀将力施加到第二滑动套筒上时,第二滑动套筒从第一位置运动到第二位置。
第十六实施例,其是第十四至第十五实施例之一的井孔维护工具,其中,挡板阀包括可降解材料。
第十七实施例,其是第十六实施例的井孔维护工具,其中,可降解材料包括可溶于酸的金属、可溶于水的金属、聚合物、可溶材料、可溶解材料,或它们的组合。
第十八实施例,其是第十六至第十七实施例之一的井孔维护工具,其中,可降解材料被涂层覆盖。
第十九实施例,其是第一至第十八实施例之一的井孔维护工具,其中,预定的信号包括预定的压力信号。
第二十实施例,其是井孔维护方法,其包括:
将井孔维修工具定位在穿透地下地层的井孔内,其中,井工具包括:
外壳,外壳包括一个或多个端口和流动通道;
第一滑动套筒,第一滑动套筒可滑动地定位在外壳内,并从第一位置过渡到第二位置;
第二滑动套筒,第二滑动套筒可滑动地定位在外壳内,并从第一位置过渡到第二位置;以及
触发系统,
其中,当第一滑动套筒处于第一位置中时,第一滑动套筒将第二滑动套筒保持在第一位置中,以及,当第一滑动套筒处于第二位置中时,第一滑动套筒不将第二滑动套筒保持在第一位置中,
其中,当第二滑动套筒处于第一位置中时,第二滑动套筒阻止通过外壳的一个或多个端口的流体连通路径,以及,当第二滑动套筒处于第二位置中时,第二滑动套筒允许通过外壳的一个或多个端口的流体连通;
将预定的信号通讯到井孔维护工具,其中,预定信号包括预定的压力信号、预定的温度信号、预定的流量信号或它们的组合,且其中,触发系统收到预定的信号则允许第一滑动套筒从第一位置过渡到第二位置;
将至少一个预定阈值的液压压力施加到井孔维护工具上,其中,液压压力的施加致使第二滑动套筒从第一位置过渡到第二位置;以及
通过端口连通井孔维护流体。
第二十一实施例,其是第二十实施例的方法,其中,预定的信号唯一地与井孔维护工具相关联。
第二十二实施例,其是第二十至第二十一实施例之一的方法,其中,预定的信号包括预定的压力信号。
第二十三实施例,其是第二十二实施例的方法,其中,预定的压力信号包括脉冲遥测信号。
第二十四实施例,其是第二十二实施例的方法,其中,预定的压力信号包括离散的压力阈值。
第二十五实施例,其是第二十二实施例的方法,其中,预定的压力信号包括在多个时间采样上的一系列离散的压力阈值。
第二十六实施例,其是第二十二实施例的方法,其中,预定的压力信号包括随时间的一系列斜坡压力。
第二十七实施例,其是第二十二实施例的方法,其中,预定的压力信号包括脉宽调制信号。
第二十八实施例,其是第二十至第二十七实施例之一的方法,其中,触发系统包括传感器、电路以及致动构件。
第二十九实施例,其是第二十八实施例的方法,其中,触发系统构造成识别预定的信号。
第三十实施例,其是第二十至第二十九实施例之一的方法,其中,当电路识别出预定的信号时,电路将信号通讯到致动构件。
第三十一实施例,其是第二十至第三十实施例之一的方法,其中,第二滑动套筒还包括挡板阀,其中,当第一滑动套筒处于第一位置时,挡板阀被第一滑动套筒保持住,且其中,当第一滑动套筒处于第二位置时,挡板阀不被第一滑动套筒保持住。
第三十二实施例,其是第三十一实施例的方法,其中,施加液压压力是通过挡板阀将力施加到第二滑动套筒。
第三十三实施例,其是第三十一实施例的方法,还包括致使挡板阀被移去。
第三十四实施例,其是第三十三实施例的方法,其中,致使挡板阀被移去的操作包括:致使挡板阀内的可降解材料降解。
第三十五实施例,其是井孔维护方法,该方法包括:
将在其内具有井孔维护工具的管柱定位在井孔内;
将预定的信号通讯到井孔维护工具,其中,预定信号包括预定的压力信号、预定的温度信号、预定的流量信号,或它们的组合;
将液压流体压力施加到井孔维护工具,其中,将预定信号通讯到井孔维护工具,随后将液压流体压力施加到井孔维护工具,将工具构造成将井孔维护流体连通到附近地层区域;以及
将井孔维护流体连通到附近地层区域。
第三十六实施例,其是第三十五实施例的井孔维护方法,其中,预定的信号唯一地与井孔维护工具相关联。
尽管已经图示和描述了本发明的实施例,但本技术领域内技术人员还可作出本发明的各种修改,而不会脱离本发明的精神和范围。这里所描述的实施例仅是示范的,并不意图受到限制。这里披露的本发明的许多变化和修改都是可能的,且在本发明的范围之内。如果文中清楚地陈述了数字范围或限制,则如此表达的范围或限制应被理解为,其包括落入清楚地陈述的范围或限制之内的类似幅度的迭代的范围或限制(例如,从约1至约10是包括2、3、4等;大于0.10是包括0.11、0.12、0.13等)。例如,无论何时只要披露了具有下限R1和上限Ru的数字范围,则就具体地披露了落入该范围内的任何数值。尤其是,具体地披露了该范围之内的以下数值:R=R1+k*(Ru-Rl),其中,k是范围从1%至100%的变量,增量为1%,即,k是1%、2%、3%、4%、5%……50%、51%、52%……95%、96%、97%、98%、99%或100%。此外,如以上定义的由两个R数值限定的任何数字范围也具体地披露了。使用相对于权利要求书中任何元件的术语“可供选择地”,是要意指需要该对象元件,或替代地,是不需要该对象元件。两种替代方案都欲纳入在权利要求书的范围之内。使用诸如“包括”、“包含”、“具有”之类的较为广义的术语应被理解为,对诸如“由…组成”、“基本上由…组成”、“大体上由…组成”等较为狭窄的术语提供支持。
因此,保护范围不局限于以上所阐述的描述,但仅由附后权利要求书来限定,本发明范围包括权利要求书中主题的所有等价物。各个和每个权利要求作为本发明的实施例纳入到本说明书中。因此,权利要求书是进一步的描述,且进一步添加到本发明的实施例中。具体实施方式描述中所涉及到的讨论,并不承诺,针对本发明的现有技术(尤其是任何参照文献)可具有在本申请的优先日期之后的出版发表日期。本文以参见方式引入所有专利的披露、专利的应用以及援引各种出版物,本文引入它们达到这样的程度,即对文中所阐述的内容提供示范的、程序的或其它补充的细节。

Claims (17)

1.一种井孔维护工具,所述井孔维护工具包括:
外壳,外壳包括一个或多个端口和流动通道;
触发系统;
第一滑动套筒,所述第一滑动套筒可滑动地定位在外壳内并从所述第一滑动套筒的第一位置过渡到所述第一滑动套筒的第二位置;以及
第二滑动套筒,所述第二滑动套筒可滑动地定位在外壳内并从所述第二滑动套筒的第一位置过渡到所述第二滑动套筒的第二位置;
其中,当第一滑动套筒处于所述第一滑动套筒的第一位置中时,所述第一滑动套筒将所述第二滑动套筒保持在所述第二滑动套筒的第一位置中,而当第一滑动套筒处于所述第一滑动套筒的第二位置中时,所述第一滑动套筒不将所述第二滑动套筒保持在所述第二滑动套筒的第一位置中,
其中,当第二滑动套筒处于所述第二滑动套筒的第一位置中时,所述第二滑动套筒防止通过外壳的一个或多个端口的流体连通路径,而当第二滑动套筒处于所述第二滑动套筒的第二位置中时,所述第二滑动套筒允许通过外壳的一个或多个端口的流体连通,以及
其中,所述触发系统构造成:响应于对预定信号的识别,允许第一滑动套筒从第一位置过渡到第二位置,其中,所述预定信号包括预定的压力信号,所述预定的压力信号包括以下之一:脉冲遥测信号、在多个时间采样上的一系列离散的压力阈值、随时间的一系列斜坡压力、脉宽调制信号;
其中,所述触发系统包括压力传感器、电路和致动构件;
其中,所述第二滑动套筒还包括挡板阀,其中,当第一滑动套筒处于所述第一滑动套筒的第一位置中时,挡板阀被第一滑动套筒保持住,且其中,当第一滑动套筒处于所述第二滑动套筒的第二位置中时,挡板阀不被第一滑动套筒保持住;
其中,所述第二滑动套筒构造成:在通过挡板阀将力施加到第二滑动套筒上时,第二滑动套筒从所述第二滑动套筒的第一位置运动到所述第二滑动套筒的第二位置。
2.如权利要求1所述的井孔维护工具,其特征在于,所述井孔维护工具还包括流体腔室,并构造成:当流体保持在流体腔室内时,第一滑动套筒将被锁定在所述第一滑动套筒的第一位置中,而当流体不保持在流体腔室内时,第一滑动套筒将不被锁定在所述第一滑动套筒的第一位置中。
3.如权利要求2所述的井孔维护工具,其特征在于,所述触发系统构造成:在识别出预定的信号时,允许流体从流体腔室逸出。
4.如权利要求1所述的井孔维护工具,其特征在于,所述电路包括集成控制电路。
5.如权利要求1-4中任一项所述的井孔维护工具,其特征在于,所述触发系统还包括电池。
6.如权利要求1-4中任一项所述的井孔维护工具,其特征在于,所述致动构件包括可激活的刺破机构。
7.如权利要求6所述的井孔维护工具,其特征在于,所述刺破机构包括冲头。
8.如权利要求7所述的井孔维护工具,其特征在于,所述井孔维护工具还包括可破坏的构件,所述可破坏的构件构造成在被冲头刺破时打开流体腔室。
9.如权利要求8所述的井孔维护工具,其特征在于,所述致动构件构造成:在接收到信号时进行刺破所述可破坏的构件、断裂所述可破坏的构件、毁坏所述可破坏的构件、打孔所述可破坏的构件、分解所述可破坏的构件、燃烧所述可破坏的构件或其组合中的至少一个。
10.如权利要求1所述的井孔维护工具,其特征在于,所述挡板阀包括可降解材料,所述可降解材料包括可溶于酸的金属、可溶于水的金属、聚合物、可溶解材料,或它们的组合。
11.如权利要求10所述的井孔维护工具,其特征在于,所述可降解材料被涂层覆盖。
12.一种井孔维护方法,所述井孔维护方法包括:
将井孔维修工具定位在穿透地下地层的井孔内,其中,井孔维修工具包括:
外壳,所述外壳包括一个或多个端口和流动通道;
第一滑动套筒,所述第一滑动套筒可滑动地定位在外壳内,并从所述第一滑动套筒的第一位置过渡到所述第一滑动套筒的第二位置;
第二滑动套筒,所述第二滑动套筒可滑动地定位在外壳内,并从所述第二滑动套筒的第一位置过渡到所述第二滑动套筒的第二位置;以及
触发系统,
其中,当第一滑动套筒处于所述第一滑动套筒的第一位置中时,第一滑动套筒将第二滑动套筒保持在所述第二滑动套筒的第一位置中,以及,当第一滑动套筒处于所述第一滑动套筒的第二位置中时,第一滑动套筒不将第二滑动套筒保持在所述第二滑动套筒的第一位置中,
其中,当第二滑动套筒处于所述第二滑动套筒的第一位置中时,第二滑动套筒阻止通过外壳的一个或多个端口的流体连通路径,以及当第二滑动套筒处于所述第二滑动套筒的第二位置中时,第二滑动套筒允许通过外壳的一个或多个端口的流体连通;
将预定信号通讯到井孔维护工具,其中,触发系统收到预定的信号则允许第一滑动套筒从所述第一滑动套筒的第一位置过渡到所述第一滑动套筒的第二位置;
将至少一个预定阈值的液压压力施加到井孔维护工具上,其中,液压压力的施加致使第二滑动套筒从第一位置过渡到第二位置;以及
通过端口连通井孔维护流体;
其中,所述预定信号包括预定的压力信号,所述预定的压力信号包括以下之一:脉冲遥测信号、在多个时间采样上的一系列离散的压力阈值、随时间的一系列斜坡压力、脉宽调制信号;
其中,第二滑动套筒还包括挡板阀,其中,当第一滑动套筒处于所述第一滑动套筒的第一位置中时,挡板阀被第一滑动套筒保持住,且其中,当第一滑动套筒处于所述第一滑动套筒的第二位置中时,挡板阀不被第一滑动套筒保持住;
其中,施加液压压力是通过挡板阀将力施加到第二滑动套筒。
13.如权利要求12所述的方法,其特征在于,预定信号唯一地与井孔维护工具相关联。
14.如权利要求12所述的方法,其特征在于,所述预定的压力信号包括离散的压力阈值。
15.如权利要求12-14中任一项所述的方法,其特征在于,所述触发系统包括传感器、电路以及致动构件。
16.如权利要求15所述的方法,其特征在于,当电路识别出预定的信号时,电路将信号通讯到致动构件。
17.如权利要求12所述的方法,其特征在于,还包括致使挡板阀移去,其中,致使挡板阀移去的操作包括:致使挡板阀内的可降解材料降解。
CN201380049085.6A 2012-09-21 2013-08-23 完成井孔的多区域断裂激励处理的方法 Active CN104812992B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/624,173 2012-09-21
US13/624,173 US9010442B2 (en) 2011-08-29 2012-09-21 Method of completing a multi-zone fracture stimulation treatment of a wellbore
PCT/US2013/056478 WO2014046841A2 (en) 2012-09-21 2013-08-23 Method of completing a multi-zone fracture stimulation treatment of a wellbore

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104812992A CN104812992A (zh) 2015-07-29
CN104812992B true CN104812992B (zh) 2020-09-29

Family

ID=49162225

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380049085.6A Active CN104812992B (zh) 2012-09-21 2013-08-23 完成井孔的多区域断裂激励处理的方法

Country Status (9)

Country Link
US (1) US9010442B2 (zh)
EP (1) EP2898179B1 (zh)
CN (1) CN104812992B (zh)
AU (1) AU2013318458B2 (zh)
BR (1) BR112015005761A2 (zh)
CA (1) CA2882582C (zh)
DK (1) DK2898179T3 (zh)
MX (1) MX354224B (zh)
WO (1) WO2014046841A2 (zh)

Families Citing this family (82)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8651188B2 (en) * 2009-12-30 2014-02-18 Schlumberger Technology Corporation Gas lift barrier valve
US20120006562A1 (en) * 2010-07-12 2012-01-12 Tracy Speer Method and apparatus for a well employing the use of an activation ball
WO2013110180A1 (en) * 2012-01-24 2013-08-01 Cramer David S Downhole valve and latching mechanism
GB201206157D0 (en) * 2012-04-05 2012-05-23 Rmspumptools Ltd Apparatus and method
US8919440B2 (en) * 2012-09-24 2014-12-30 Kristian Brekke System and method for detecting screen-out using a fracturing valve for mitigation
AU2013333712B2 (en) 2012-10-16 2017-05-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Flow control assembly
WO2014065813A1 (en) * 2012-10-26 2014-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Semi-autonomous insert valve for well system
BR112015013258B1 (pt) * 2013-02-08 2021-05-11 Halliburton Energy Services, Inc componente de fundo do poço e método de configuração de um conjunto de luva de produção no interior de um poço
US10066461B2 (en) 2013-03-07 2018-09-04 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US10138725B2 (en) 2013-03-07 2018-11-27 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US9650866B2 (en) 2013-03-07 2017-05-16 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US10138709B2 (en) 2013-03-07 2018-11-27 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US20150075770A1 (en) 2013-05-31 2015-03-19 Michael Linley Fripp Wireless activation of wellbore tools
US9752414B2 (en) 2013-05-31 2017-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches
US9926783B2 (en) * 2013-07-08 2018-03-27 Weatherford Technology Holdings, Llc Apparatus and methods for cemented multi-zone completions
US20150060056A1 (en) * 2013-08-29 2015-03-05 Krishnan Kumaran Systems and Methods for Restricting Fluid Flow in a Wellbore with an Autonomous Sealing Device and Motion-Arresting Structures
US9546538B2 (en) 2013-10-25 2017-01-17 Baker Hughes Incorporated Multi-stage fracturing with smart frack sleeves while leaving a full flow bore
US9677379B2 (en) * 2013-12-11 2017-06-13 Baker Hughes Incorporated Completion, method of completing a well, and a one trip completion arrangement
GB2526297A (en) * 2014-05-20 2015-11-25 Maersk Olie & Gas Method for stimulation of the near-wellbore reservoir of a wellbore
WO2015199645A1 (en) * 2014-06-23 2015-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack sealing assembly
US20160258259A1 (en) * 2014-08-07 2016-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone actuation system using wellbore projectiles and flapper valves
US9708894B2 (en) * 2014-08-27 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Inertial occlusion release device
EP3018285B1 (en) 2014-11-07 2018-12-26 Weatherford Technology Holdings, LLC Indexing stimulating sleeve and other downhole tools
US10808523B2 (en) 2014-11-25 2020-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Wireless activation of wellbore tools
WO2016099496A1 (en) * 2014-12-18 2016-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Casing segment methods and systems with time control of degradable plugs
MY185310A (en) * 2015-02-06 2021-05-03 Halliburton Energy Services Inc Multi-zone fracturing with full wellbore access
US10036229B2 (en) * 2015-02-13 2018-07-31 Weatherford Technology Holdings, Llc Time delay toe sleeve
WO2016141456A1 (en) 2015-03-12 2016-09-15 Ncs Multistage Inc. Electrically actuated downhole flow control apparatus
WO2016179685A1 (en) * 2015-05-11 2016-11-17 Ncs Multistage Inc. Downhole flow control apparatus
US10590758B2 (en) 2015-11-12 2020-03-17 Schlumberger Technology Corporation Noise reduction for tubewave measurements
US10443370B2 (en) * 2015-11-12 2019-10-15 Exxonmobil Upstream Research Company Horizontal well production apparatus and method for using the same
US11506013B2 (en) 2016-01-08 2022-11-22 Sc Asset Corporation Collet baffle system and method for fracking a hydrocarbon formation
CA2916982C (en) * 2016-01-08 2017-12-05 Sc Asset Corporation Collet baffle system and method for fracking a hydrocarbon formation
US20170356272A1 (en) * 2016-06-10 2017-12-14 Schlumberger Technology Corporation Subsurface injection valve system
CN105952418B (zh) * 2016-06-29 2019-02-15 西南石油大学 一种用于储层改造、生产监测与控制的智能开关阀及其施工方法
US11035223B2 (en) 2016-07-01 2021-06-15 Schulumberger Technology Corporation Method and system for detection of objects in a well reflecting hydraulic signal
CN106159877A (zh) * 2016-07-25 2016-11-23 贝兹维仪器(苏州)有限公司 一种随钻测井仪器电路保护装置
AU2017306273B2 (en) * 2016-08-02 2021-07-29 National Oilwell DHT, L.P. Drilling tool with non-synchronous oscillators and method of using same
WO2018034662A1 (en) 2016-08-18 2018-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Flow rate signals for wireless downhole communication
MX2019001312A (es) 2016-09-07 2019-07-01 Halliburton Energy Services Inc Deteccion adaptativa de señales para la comunicacion con herramientas de fondo de pozo.
US10774603B2 (en) * 2016-09-15 2020-09-15 Halliburton Energy Services, Inc. Hookless hanger for a multilateral wellbore
US10707531B1 (en) 2016-09-27 2020-07-07 New Dominion Enterprises Inc. All-inorganic solvents for electrolytes
AU2016428212B2 (en) 2016-10-31 2022-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Wireless activation of wellbore completion assemblies
WO2018098592A1 (en) * 2016-12-02 2018-06-07 Ncs Multistage Inc. Apparatus, systems and methods for isolation during multistage hydraulic fracturing with flow control member having impedance feature
CN106761531B (zh) * 2016-12-19 2019-08-23 长江大学 一种随钻堵漏工具
MX2019014103A (es) * 2017-06-01 2020-02-07 Geodynamics Inc Metodo y aparato de retardo de tiempo electronico.
CN107366522B (zh) * 2017-08-01 2023-08-18 中国石油天然气集团有限公司 一种可变长度的滑套开启工具及其套管滑套
US10590748B2 (en) * 2017-09-22 2020-03-17 Statoil Gulf Services LLC Reservoir stimulation method and apparatus
CA2994290C (en) 2017-11-06 2024-01-23 Entech Solution As Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore
WO2019094083A1 (en) * 2017-11-07 2019-05-16 Geodynamics, Inc. Device and method for opening and stopping a toe valve
BR112020006363B1 (pt) 2017-12-06 2023-05-02 Halliburton Energy Services Inc Método e sistema para executar operações de completação e produção de furo de poço em uma formação subterrânea
US11174709B2 (en) * 2017-12-08 2021-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Mechanical barriers for downhole degradation and debris control
WO2019125465A1 (en) * 2017-12-21 2019-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone actuation system using wellbore darts
US10900326B2 (en) 2018-01-16 2021-01-26 Schlumberger Technology Corporation Back flow restriction system and methodology for injection well
US20190345802A1 (en) * 2018-05-09 2019-11-14 Austin J Shields Temperature Responsive Fracturing
US10876374B2 (en) 2018-11-16 2020-12-29 Weatherford Technology Holdings, Llc Degradable plugs
AU2018451610B2 (en) 2018-12-03 2024-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Flow tube position sensor and monitoring for sub surface safety valves
US11506017B2 (en) * 2019-05-06 2022-11-22 Armor Tools International Inc. Field-adjustable, seal-less frangible downhole pressure control and isolation device and subassembly for conduit in wellbore
CA3240089A1 (en) 2020-01-30 2021-08-05 Advanced Upstream Ltd. Devices, systems, and methods for selectively engaging downhole tool for wellbore operations
US12006793B2 (en) 2020-01-30 2024-06-11 Advanced Upstream Ltd. Devices, systems, and methods for selectively engaging downhole tool for wellbore operations
GB2606895B (en) * 2020-02-28 2024-01-10 Halliburton Energy Services Inc Downhole fracturing tool assembly
US20230050733A1 (en) * 2020-02-28 2023-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole zonal isolation assembly
WO2021242242A1 (en) * 2020-05-28 2021-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wireless telemetry using tool body deflection for opening a toe sleeve
RU2738059C1 (ru) * 2020-06-26 2020-12-07 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Гидропескоструйный перфоратор для поинтервальной перфорации и гидравлического разрыва пласта
US11280157B2 (en) 2020-07-17 2022-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-stage cementing tool
US11542777B2 (en) * 2020-12-16 2023-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip wellbore cleaning and sealing system and method
US12000233B2 (en) 2020-12-16 2024-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip wellbore cleaning and sealing system and method
US11274519B1 (en) 2020-12-30 2022-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse cementing tool
US11598176B2 (en) * 2021-01-14 2023-03-07 Ranton Holding Llc Methods and systems for rotating a casing to ensure efficient displacement of cement slurry
US11566489B2 (en) 2021-04-29 2023-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Stage cementer packer
US11519242B2 (en) 2021-04-30 2022-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Telescopic stage cementer packer
US11898416B2 (en) 2021-05-14 2024-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Shearable drive pin assembly
US11885197B2 (en) 2021-11-01 2024-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. External sleeve cementer
US11993991B2 (en) 2022-03-31 2024-05-28 Schlumberger Technology Corporation System and method for electronically controlling downhole valve system
US20230313639A1 (en) * 2022-03-31 2023-10-05 Schlumberger Technology Corporation Methodology and system for electronic control and acquisition of downhole valve
US11952861B2 (en) 2022-03-31 2024-04-09 Schlumberger Technology Corporation Methodology and system having downhole universal actuator
US11920436B2 (en) * 2022-06-12 2024-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Differential fill valve and float collar with two deactivation sleeves
US11965397B2 (en) 2022-07-20 2024-04-23 Halliburton Energy Services, Inc. Operating sleeve
US11873696B1 (en) 2022-07-21 2024-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Stage cementing tool
US11873698B1 (en) 2022-09-30 2024-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Pump-out plug for multi-stage cementer
CN115653579B (zh) * 2022-11-04 2024-05-14 西南石油大学 一种地层压力快速测量仪用固定装置
CN117449798B (zh) * 2023-12-22 2024-02-23 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种注采气井回插密封装置及其使用方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4585067A (en) * 1984-08-29 1986-04-29 Camco, Incorporated Method and apparatus for stopping well production
CN101566053A (zh) * 2008-04-21 2009-10-28 普拉德研究及开发股份有限公司 便于井眼处理和开采的系统和方法
CN101595274A (zh) * 2006-12-04 2009-12-02 普拉德研究及开发有限公司 有助于井下操作的系统和方法
CN102510930A (zh) * 2009-09-18 2012-06-20 贝克休斯公司 具有多运动冲洗管阀的压裂和砾石充填工具

Family Cites Families (127)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
USRE25846E (en) 1965-08-31 Well packer apparatus
US2189937A (en) 1938-08-22 1940-02-13 Otis T Broyles Deep well apparatus
US2189936A (en) 1938-09-09 1940-02-13 Pep Shower Mfg Co Mixer for deliquescent bath spray tablets
US2381929A (en) 1940-09-06 1945-08-14 Schlumberger Marcel Well conditioning apparatus
US2308004A (en) 1941-01-10 1943-01-12 Lane Wells Co Setting tool for bridging plugs
US2330265A (en) 1941-05-16 1943-09-28 Baker Oil Tools Inc Explosive trip for well devices
US2373006A (en) 1942-12-15 1945-04-03 Baker Oil Tools Inc Means for operating well apparatus
US2640547A (en) 1948-01-12 1953-06-02 Baker Oil Tools Inc Gas-operated well apparatus
US2618343A (en) 1948-09-20 1952-11-18 Baker Oil Tools Inc Gas pressure operated well apparatus
US2637402A (en) 1948-11-27 1953-05-05 Baker Oil Tools Inc Pressure operated well apparatus
US2695064A (en) 1949-08-01 1954-11-23 Baker Oil Tools Inc Well packer apparatus
US3029873A (en) 1957-07-22 1962-04-17 Aerojet General Co Combination bridging plug and combustion chamber
US2974727A (en) 1957-12-31 1961-03-14 Gulf Research Development Co Well perforating apparatus
US3055430A (en) 1958-06-09 1962-09-25 Baker Oil Tools Inc Well packer apparatus
US3122728A (en) 1959-05-25 1964-02-25 Jr John E Lindberg Heat detection
US3160209A (en) 1961-12-20 1964-12-08 James W Bonner Well apparatus setting tool
US3266575A (en) 1963-07-01 1966-08-16 Harrold D Owen Setting tool devices having a multistage power charge
US3233674A (en) 1963-07-22 1966-02-08 Baker Oil Tools Inc Subsurface well apparatus
US3398803A (en) 1967-02-27 1968-08-27 Baker Oil Tools Inc Single trip apparatus and method for sequentially setting well packers and effecting operation of perforators in well bores
US3665955A (en) 1970-07-20 1972-05-30 George Eugene Conner Sr Self-contained valve control system
US4085590A (en) 1976-01-05 1978-04-25 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Hydride compressor
US4282931A (en) 1980-01-23 1981-08-11 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior Metal hydride actuation device
US4352397A (en) 1980-10-03 1982-10-05 Jet Research Center, Inc. Methods, apparatus and pyrotechnic compositions for severing conduits
US4377209A (en) 1981-01-27 1983-03-22 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior Thermally activated metal hydride sensor/actuator
US4385494A (en) 1981-06-15 1983-05-31 Mpd Technology Corporation Fast-acting self-resetting hydride actuator
US4421174A (en) 1981-07-13 1983-12-20 Baker International Corporation Cyclic annulus pressure controlled oil well flow valve and method
US4402187A (en) 1982-05-12 1983-09-06 Mpd Technology Corporation Hydrogen compressor
US4598769A (en) 1985-01-07 1986-07-08 Robertson Michael C Pipe cutting apparatus
US4856595A (en) 1988-05-26 1989-08-15 Schlumberger Technology Corporation Well tool control system and method
US4796699A (en) 1988-05-26 1989-01-10 Schlumberger Technology Corporation Well tool control system and method
US4884953A (en) 1988-10-31 1989-12-05 Ergenics, Inc. Solar powered pump with electrical generator
US5485884A (en) 1989-06-26 1996-01-23 Ergenics, Inc. Hydride operated reversible temperature responsive actuator and device
US5024270A (en) 1989-09-26 1991-06-18 John Bostick Well sealing device
US5056600A (en) 1990-05-07 1991-10-15 Halliburton Company Control apparatus and method responsive to a changing stimulus
US5074940A (en) 1990-06-19 1991-12-24 Nippon Oil And Fats Co., Ltd. Composition for gas generating
US5579283A (en) 1990-07-09 1996-11-26 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for communicating coded messages in a wellbore
US5343963A (en) 1990-07-09 1994-09-06 Bouldin Brett W Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool
US5101907A (en) 1991-02-20 1992-04-07 Halliburton Company Differential actuating system for downhole tools
US5197758A (en) 1991-10-09 1993-03-30 Morton International, Inc. Non-azide gas generant formulation, method, and apparatus
US5211224A (en) 1992-03-26 1993-05-18 Baker Hughes Incorporated Annular shaped power charge for subsurface well devices
US5314015A (en) 1992-07-31 1994-05-24 Halliburton Company Stage cementer and inflation packer apparatus
US5450721A (en) 1992-08-04 1995-09-19 Ergenics, Inc. Exhaust gas preheating system
US5316087A (en) 1992-08-11 1994-05-31 Halliburton Company Pyrotechnic charge powered operating system for downhole tools
US5396951A (en) 1992-10-16 1995-03-14 Baker Hughes Incorporated Non-explosive power charge ignition
US5299640A (en) 1992-10-19 1994-04-05 Halliburton Company Knife gate valve stage cementer
US5355960A (en) 1992-12-18 1994-10-18 Halliburton Company Pressure change signals for remote control of downhole tools
US5316081A (en) 1993-03-08 1994-05-31 Baski Water Instruments Flow and pressure control packer valve
US5379835A (en) 1993-04-26 1995-01-10 Halliburton Company Casing cementing equipment
US5531845A (en) 1994-01-10 1996-07-02 Thiokol Corporation Methods of preparing gas generant formulations
US20050067074A1 (en) 1994-01-19 2005-03-31 Hinshaw Jerald C. Metal complexes for use as gas generants
US5573307A (en) 1994-01-21 1996-11-12 Maxwell Laboratories, Inc. Method and apparatus for blasting hard rock
US5452763A (en) 1994-09-09 1995-09-26 Southwest Research Institute Method and apparatus for generating gas in a drilled borehole
US5533570A (en) 1995-01-13 1996-07-09 Halliburton Company Apparatus for downhole injection and mixing of fluids into a cement slurry
US5732776A (en) 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
US5597042A (en) 1995-02-09 1997-01-28 Baker Hughes Incorporated Method for controlling production wells having permanent downhole formation evaluation sensors
GB2302607B (en) 1995-02-10 2000-06-28 Baker Hughes Inc Method and apparatus for remote control of wellbore end devices
US5650590A (en) 1995-09-25 1997-07-22 Morton International, Inc. Consolidated thermite compositions
GB2348030B (en) 1995-10-20 2001-01-03 Baker Hughes Inc Communication in a wellbore utilizing acoustic signals
US6128904A (en) 1995-12-18 2000-10-10 Rosso, Jr.; Matthew J. Hydride-thermoelectric pneumatic actuation system
US5687791A (en) 1995-12-26 1997-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Method of well-testing by obtaining a non-flashing fluid sample
US5758726A (en) 1996-10-17 1998-06-02 Halliburton Energy Services Ball drop head with rotating rings
US6384738B1 (en) 1997-04-07 2002-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure impulse telemetry apparatus and method
US6388577B1 (en) 1997-04-07 2002-05-14 Kenneth J. Carstensen High impact communication and control system
US6095247A (en) 1997-11-21 2000-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for opening perforations in a well casing
US6397950B1 (en) 1997-11-21 2002-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for removing a frangible rupture disc or other frangible device from a wellbore casing
US6041864A (en) 1997-12-12 2000-03-28 Schlumberger Technology Corporation Well isolation system
US6172614B1 (en) 1998-07-13 2001-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for remote actuation of a downhole device using a resonant chamber
US6305467B1 (en) 1998-09-01 2001-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Wireless coiled tubing joint locator
US6142226A (en) 1998-09-08 2000-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic setting tool
US6349772B2 (en) 1998-11-02 2002-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for hydraulically actuating a downhole device from a remote location
US6971449B1 (en) 1999-05-04 2005-12-06 Weatherford/Lamb, Inc. Borehole conduit cutting apparatus and process
US6186226B1 (en) 1999-05-04 2001-02-13 Michael C. Robertson Borehole conduit cutting apparatus
FR2793279B1 (fr) 1999-05-05 2001-06-29 Total Sa Procede et dispositif pour traiter les perforations d'un puits
US6651747B2 (en) 1999-07-07 2003-11-25 Schlumberger Technology Corporation Downhole anchoring tools conveyed by non-rigid carriers
WO2001004459A1 (en) 1999-07-07 2001-01-18 Schlumberger Technology Corporation Downhole anchoring tools conveyed by non-rigid carriers
US6438070B1 (en) 1999-10-04 2002-08-20 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophone for use in a downhole tool
US6561479B1 (en) 2000-08-23 2003-05-13 Micron Technology, Inc. Small scale actuators and methods for their formation and use
AU2001297615A1 (en) 2000-10-20 2002-09-04 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Regenerative combustion device
GB0108934D0 (en) 2001-04-10 2001-05-30 Weatherford Lamb Downhole Tool
US6601646B2 (en) 2001-06-28 2003-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore
US6568470B2 (en) 2001-07-27 2003-05-27 Baker Hughes Incorporated Downhole actuation system utilizing electroactive fluids
US6925937B2 (en) 2001-09-19 2005-08-09 Michael C. Robertson Thermal generator for downhole tools and methods of igniting and assembly
US6598679B2 (en) 2001-09-19 2003-07-29 Mcr Oil Tools Corporation Radial cutting torch with mixing cavity and method
US6695061B2 (en) 2002-02-27 2004-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole tool actuating apparatus and method that utilizes a gas absorptive material
NO324739B1 (no) 2002-04-16 2007-12-03 Schlumberger Technology Bv Utlosermodul for betjening av et nedihullsverktoy
GB2391566B (en) 2002-07-31 2006-01-04 Schlumberger Holdings Multiple interventionless actuated downhole valve and method
CA2497295C (en) 2002-08-27 2009-12-15 Halliburton Energy Services, Inc. Single phase sampling apparatus and method
US6776255B2 (en) 2002-11-19 2004-08-17 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Methods and apparatus of suppressing tube waves within a bore hole and seismic surveying systems incorporating same
US6926086B2 (en) 2003-05-09 2005-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a tool from a well
US7252152B2 (en) 2003-06-18 2007-08-07 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for actuating a downhole tool
US7083009B2 (en) 2003-08-04 2006-08-01 Pathfinder Energy Services, Inc. Pressure controlled fluid sampling apparatus and method
WO2005014345A1 (ja) 2003-08-06 2005-02-17 Nippon Kayaku Kabushiki Kaisha ガス発生器
US7431335B2 (en) 2003-09-17 2008-10-07 Automotive Systems Laboratory, Inc. Pyrotechnic stored gas inflator
US7171309B2 (en) 2003-10-24 2007-01-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool controller using autocorrelation of command sequences
US7395882B2 (en) 2004-02-19 2008-07-08 Baker Hughes Incorporated Casing and liner drilling bits
US7044230B2 (en) 2004-01-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a tool from a well
US7234517B2 (en) 2004-01-30 2007-06-26 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for sensing load on a downhole tool
US20050260468A1 (en) 2004-05-20 2005-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fuel handling techniques for a fuel consuming generator
US7367405B2 (en) 2004-09-03 2008-05-06 Baker Hughes Incorporated Electric pressure actuating tool and method
NO325613B1 (no) 2004-10-12 2008-06-30 Well Tech As System og fremgangsmåte for trådløs dataoverføring i en produksjons- eller injeksjonsbrønn ved hjelp av fluidtrykkfluktuasjoner
NO325614B1 (no) 2004-10-12 2008-06-30 Well Tech As System og fremgangsmåte for trådløs fluidtrykkpulsbasert kommunikasjon i et produserende brønnsystem
US7287596B2 (en) * 2004-12-09 2007-10-30 Frazier W Lynn Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells
US7322417B2 (en) * 2004-12-14 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for completing multiple zones
GB2426016A (en) 2005-05-10 2006-11-15 Zeroth Technology Ltd Downhole tool having drive generating means
US7597151B2 (en) 2005-07-13 2009-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulically operated formation isolation valve for underbalanced drilling applications
GB2428707B (en) 2005-07-15 2010-09-22 Omega Completion Technology Ltd Downhole actuation method and apparatus for operating remote well control device
GB0521917D0 (en) 2005-10-27 2005-12-07 Red Spider Technology Ltd Improved pressure equalising device and method
US7472589B2 (en) 2005-11-07 2009-01-06 Halliburton Energy Services, Inc. Single phase fluid sampling apparatus and method for use of same
US7197923B1 (en) 2005-11-07 2007-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Single phase fluid sampler systems and associated methods
US7802627B2 (en) 2006-01-25 2010-09-28 Summit Downhole Dynamics, Ltd Remotely operated selective fracing system and method
NO325821B1 (no) 2006-03-20 2008-07-21 Well Technology As Anordning for akustisk brønntelemetri med trykk-kompenserte sender-/mottakerenheter
US7661481B2 (en) * 2006-06-06 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use
WO2008060297A2 (en) 2006-11-15 2008-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Well tool including swellable material and integrated fluid for initiating swelling
US7832474B2 (en) 2007-03-26 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Thermal actuator
GB0715970D0 (en) 2007-08-16 2007-09-26 Petrowell Ltd Remote actuation of downhole tools using fluid pressure from surface
GB0720421D0 (en) 2007-10-19 2007-11-28 Petrowell Ltd Method and apparatus for completing a well
US7926575B2 (en) * 2009-02-09 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic lockout device for pressure controlled well tools
EP2422044A2 (en) * 2009-04-24 2012-02-29 Completion Technology Ltd. New and improved fracture valve and related methods
US20110005759A1 (en) * 2009-07-10 2011-01-13 Baker Hughes Incorporated Fracturing system and method
US8276675B2 (en) * 2009-08-11 2012-10-02 Halliburton Energy Services Inc. System and method for servicing a wellbore
GB0914650D0 (en) 2009-08-21 2009-09-30 Petrowell Ltd Apparatus and method
US8136594B2 (en) 2009-08-24 2012-03-20 Halliburton Energy Services Inc. Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command
US8839871B2 (en) 2010-01-15 2014-09-23 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials
US8322426B2 (en) * 2010-04-28 2012-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole actuator apparatus having a chemically activated trigger
KR101119910B1 (ko) 2010-05-03 2012-02-29 한국과학기술원 모바일 rfid 리더 송수신 시스템
US20120061095A1 (en) 2010-06-24 2012-03-15 Christian Capderou Apparatus and Method For Remote Actuation of A Downhole Assembly
US8474533B2 (en) 2010-12-07 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Gas generator for pressurizing downhole samples

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4585067A (en) * 1984-08-29 1986-04-29 Camco, Incorporated Method and apparatus for stopping well production
CN101595274A (zh) * 2006-12-04 2009-12-02 普拉德研究及开发有限公司 有助于井下操作的系统和方法
CN101566053A (zh) * 2008-04-21 2009-10-28 普拉德研究及开发股份有限公司 便于井眼处理和开采的系统和方法
CN102510930A (zh) * 2009-09-18 2012-06-20 贝克休斯公司 具有多运动冲洗管阀的压裂和砾石充填工具

Also Published As

Publication number Publication date
EP2898179B1 (en) 2020-09-23
DK2898179T3 (en) 2020-11-30
BR112015005761A2 (pt) 2017-07-04
MX2015003602A (es) 2015-06-05
US20140083689A1 (en) 2014-03-27
WO2014046841A3 (en) 2015-04-02
CA2882582C (en) 2017-05-30
US9010442B2 (en) 2015-04-21
MX354224B (es) 2018-02-19
WO2014046841A2 (en) 2014-03-27
AU2013318458A1 (en) 2015-03-19
EP2898179A2 (en) 2015-07-29
CN104812992A (zh) 2015-07-29
CA2882582A1 (en) 2014-03-27
AU2013318458B2 (en) 2016-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104812992B (zh) 完成井孔的多区域断裂激励处理的方法
CA3144927C (en) Perforating systems and flow control for use with well completions
EP2834456B1 (en) A method of actuating a well tool
CN109690020B (zh) 穿孔枪
US10612352B2 (en) Autonomous downhole conveyance systems and methods using adaptable perforation sealing devices
US10066467B2 (en) Electrically actuated downhole flow control apparatus
US20130048290A1 (en) Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns
EP2205820B1 (en) Inflatable packer with energy and triggering section
WO2012161854A2 (en) Safety system for autonomous downhole tool
AU2021282548B2 (en) Plug formed from a disintegrate on demand (DOD) material
CA3017294C (en) Electrically actuated downhole flow control apparatus

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
EXSB Decision made by sipo to initiate substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant