EA009636B1 - Скважинный инструмент - Google Patents
Скважинный инструмент Download PDFInfo
- Publication number
- EA009636B1 EA009636B1 EA200602198A EA200602198A EA009636B1 EA 009636 B1 EA009636 B1 EA 009636B1 EA 200602198 A EA200602198 A EA 200602198A EA 200602198 A EA200602198 A EA 200602198A EA 009636 B1 EA009636 B1 EA 009636B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- axial
- sealing element
- fluid
- downhole tool
- valve
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 61
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims 2
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
- E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
- Details Of Valves (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Branch Pipes, Bends, And The Like (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Finish Polishing, Edge Sharpening, And Grinding By Specific Grinding Devices (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Taps Or Cocks (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
Скважинный инструмент (10) для изоляции формации в стволе скважины от давления текучей среды, введенной с поверхности. Будучи установленным в спусковую колонну, инструмент обеспечивает осевой сквозной канал (18) и радиальные выходы (40, 42) над и под постоянным уплотнительным элементом (26), таким как отводная манжета. Клапанные элементы (44, 50), которые могут представлять собой втулки, расположенные внутри осевой скважины, управляются путем активации через спусковую колонну, для последовательного движения, так что первый путь циркуляции создается вокруг уплотнения через радиальные выходы и независимо от осевой сквозной скважины, осевой сквозной канал блокируется и создается второй путь циркуляции между осевым каналом и верхним радиальным выходом, и поток через осевой канал восстанавливается, в то же время сохраняя второй путь потока.
Description
Настоящее изобретение относится к скважинной установке, используемой при бурении и производстве нефтяных и газовых скважин, и более точно, к инструменту, который управляет циркуляцией текучей среды в стволе скважины для предотвращения негативного влияния давления текучей среды в скважине на формацию.
В отрасли бурения для добычи нефти или газа желательна циркуляция текучей среды в стволе скважины. Как правило, она циркулирует вниз по спусковой колонне, и после достижения ее дна она направляется обратно вверх по кольцевому пространству между спусковой колонной и стенкой ствола скважины к поверхности. Однако из-за динамических свойств накачивания текучей среды вниз по спусковой колонне и ее подъема к поверхности в стволе скважины создается избыточное давление текучей среды, которое при взаимодействии с продуктивной формацией может негативно повлиять на дебит скважины.
Постоянной изоляции формации можно достичь путем цементации хвостовика или другой трубы в стволе скважины в формации. Это обеспечивает постоянный барьер между формацией и кольцевым пространством. Однако такое приспособление ограничивает дальнейшие разработки вокруг формации.
Следовательно, были разработаны пакеры для временной изоляции формаций. Они основаны на расширяемых материалах, которые заполняют кольцевое пространство между спусковой колонной и стенкой ствола скважины над формацией. Пакеры имеют недостаток, заключающийся в фиксировании положения колонны в стволе скважины, когда пакер расширен, и они требуют средств для их расширения, когда последний достигает желаемого положения.
Целью настоящего изобретения является создание скважинного инструмента, обеспечивающего выборочную изоляцию формации от давления текучей среды, введенной в ствол скважины, не требуя средств для активации пакера, и который позволяет переместить инструмент в стволе скважины в любое время.
Еще одной целью настоящего изобретения является создание скважинного инструмента, обеспечивающего изоляцию формации от давления текучей среды, введенной в ствол скважины, во время циркуляции текучей среды по инструменту при перемещении инструмента.
Согласно первому объекту настоящего изобретения создан скважинный инструмент для изоляции формации от давления текучей среды, введенной в ствол скважины, содержащий корпус, имеющий осевой канал, обеспечивающий проход для текучей среды между осевым входом и осевым выходом через спусковую колонну, постоянный уплотнительный элемент, расположенный вокруг корпуса для контакта со стенкой ствола скважины, один или несколько первых радиальных выходов, проходящих сквозь корпус, на первой стороне уплотнительного элемента и один или несколько вторых радиальных выходов, проходящих сквозь корпус, на противоположной стороне уплотнительного элемента, множество клапанных элементов, последовательно активируемых для обеспечения первого пути циркуляции текучей среды вокруг уплотнительного элемента сквозь радиальные выходы и независимо от осевого канала, блокировки осевого пути потока между осевым входом и осевым выходом, и обеспечения второго пути циркуляции текучей среды от осевого канала сквозь первые радиальные выходы, и восстановления осевого пути потока, в то же время сохраняя второй путь циркуляции.
Выборочная циркуляция вокруг постоянного уплотнения преимущественным образом позволяет инструменту и спусковой колонне как вращаться, так и совершать возвратно-поступательное движение без потерь в уплотнении со стенкой ствола скважины. Последовательная блокировка осевого канала и радиальных выходов изолирует формацию от давления текучей среды в спусковой колонне и в кольце над уплотнительным элементом для предотвращения передачи давления к формации.
Предпочтительно постоянный уплотнительный элемент представляет собой отводную манжету. Манжета может содержать бесконечную резиновую ленту, имеющую поверхность для контакта со стенкой ствола скважины. Периферийные кромки ленты могут быть распложены под обращенными друг к другу буртиками, расположенными на корпусе. Эти буртики предотвращают движение уплотнительного элемента по корпусу, когда спусковая колонна движется в стволе скважины. Уплотнительный элемент может быть расположен с возможностью вращения относительно корпуса.
Каждый клапанный элемент может быть расположен в осевом канале корпуса и предпочтительно включает в себя осевой канал, выровненный с осевым каналом корпуса. Клапанные элементы могут представлять собой втулки, расположенные в осевой скважине.
Каждый клапанный элемент может удерживаться в соответствующем первом и втором положениях штифтом или другими механическими средствами, которые становятся неработоспособными или ломаются при определенных нагрузках или силах. Например, один или несколько клапанных элементов могут удерживаться в своих соответственных первых и вторых положениях одним или несколькими срезными штифтами.
Альтернативно, для удержания одного или каждого клапанного элемента в соответствующем первом положении могут быть использованы гидравлические средства.
Преимущественно инструмент включает в себя демпфер или тормоз. Демпфер/тормоз выполняет функцию предотвращения одновременного среза более чем одного набора срезных штифтов, так что инструмент может работать последовательно.
- 1 009636
Каждый клапанный элемент может быть приспособлен для сообщения с соответствующим приводным устройством для привода клапанных элементов между соответствующими положениями. Один или несколько клапанных элементов могут включать в себя по меньшей мере одно седло шарового клапана, и приводное устройство может быть, например, сбрасываемым шаром, подходящим для расположения на седле шарового клапана для временной блокировки осевого прохода сквозь инструмент и, таким образом, обеспечения возможности увеличения давления текучей среды, способного срезать штифты или другие средства для удержания клапанного элемента в начальном положении.
Предпочтительно каждый клапанный элемент включает в себя по меньшей мере одно радиальное отверстие, которое выровнено с первыми или вторыми радиальными выходами.
Предпочтительно инструмент также может содержать один или несколько обходных каналов, которые обеспечивают проход потока текучей среды через инструмент независимо от осевого канала. Эти каналы позволяют потоку жидкости обходить уплотнительный элемент.
Предпочтительно один или каждый из радиальных выходов может быть связан с фильтрующим средством для предотвращения попадания частиц или обломков пород в элемент корпуса установки.
Согласно второму объекту настоящего изобретения создан способ изоляции формации от давления текучей среды, введенной в ствол скважины, содержащий следующие этапы:
присоединение инструмента к спусковой колонне, при этом инструмент включает в себя постоянный уплотнительный элемент, расположенный на нем, и выходы сквозь него для направления текучей среды вокруг элемента;
введение инструмента в ствол скважины, в то же время позволяя жидкости обходить уплотнительный элемент путем пропускания ее по обходному каналу вокруг уплотнительного элемента в инструменте;
герметичное прижатие уплотнительного элемента к стенке ствола скважины;
сбрасывание первого шара в спусковую колонну для включения клапана в инструменте для блокировки осевого пути потока и циркуляции текучей среды из осевого канала радиально наружу из инструмента над уплотнительным элементом;
перемещение спусковой колонны, в то же время сохраняя уплотнение; и сбрасывание второго шара в спусковую колонну для включения дополнительного клапана в инструменте для восстановления осевого пути потока, в то же время сохраняя циркуляцию текучей среды радиально наружу из инструмента над уплотнительным элементом.
Для обеспечения лучшего понимания изобретения ниже приведено описание воплощения лишь в виде примера и со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 изображает частичный поперечный разрез скважинного инструмента в первом рабочем положении в соответствии с изобретением;
фиг. 2 - инструмент, показанный на фиг. 1, во втором рабочем положении;
фиг. 3 - инструмент, показанный на фиг. 1, в третьем рабочем положении.
На фиг. 1 показан скважинный инструмент 10, в соответствии с воплощением настоящего изобретения. Инструмент 10 состоит из удлиненного корпуса 12, имеющего осевой вход 14 и осевой выход 16. Выход 16 выровнен по оси со входом 14 для обеспечения осевого сквозного канала 18 инструмента 10.
Корпус 12 оборудован крепежными средствами 20, 22 на каждом своем конце в виде муфты и ниппеля, соответственно, для присоединения инструмента 10 в спусковой колонне или бурильной колонне (не показано).
На внешней поверхности 24 корпуса 12 расположен уплотнительный элемент 26. Уплотнительный элемент 26 содержит резиновую манжету, расположенную по окружности вокруг корпуса 12. Средний участок 28 элемента 26 утолщен для обеспечения уплотняющей поверхности 30. Уплотняющая поверхность 30 контактирует со стенкой ствола скважины для блокировки давления текучей среды, проходящей сквозь инструмент 10 в кольцевом пространстве между инструментом 10 и стенкой ствола скважины. Концы 32, 34 элемента 26 удерживаются под противоположно обращенными буртиками 36, 38 на внешней поверхности 24. Под нижним буртиком 38 расположено опорное кольцо 39. Таким образом, уплотнительный элемент 26 может вращаться относительно корпуса 12. При использовании уплотнительный элемент 26 может оставаться неподвижным, в то время как корпус 12 вращается в колонне.
Первый радиальный выход 40 выполнен в корпусе 12 в виде множества радиально расположенных отверстий. Насадки могут быть расположены в отверстиях первых радиальных выходов 40 для улучшения эффективности очистки текучей среды, проходящей через выходы 40 к стенке ствола скважины, в которой используется инструмент 10.
Второй радиальный выход 42 также выполнен в корпусе 12 в виде множества радиально расположенных отверстий. Как показано, радиальные выходы 40, 42 направлены противоположно друг к другу под углом к осевому каналу 18. Это обеспечивает эффективное направление текучей среды к выходам 40, 42 и из них. Радиальные выходы 40, 42 расположены по обеим сторонам уплотнительного элемента 26.
В осевом канале 18 расположен первый клапанный элемент 44. Клапанный элемент 44 также имеет вход 46 и выход 48, между которыми образован осевой канал 50. Клапанный элемент 44 включает в себя
- 2 009636 первые радиальные проходы 52а-£ в виде множества радиально расположенных отверстий, расположенных вдоль его длины. В направлении выхода 48 в проходе 50 расположено первое седло 54 шарового клапана. Первое седло 54 шарового клапана будет останавливать прохождение шара, имеющего первый диаметр, сквозь клапанный элемент 44. В направлении входа 46 в канале 50 расположено второе седло 56 шарового клапана. Второе седло 56 шарового клапана будет останавливать прохождение шара, имеющего второй диаметр, сквозь клапанный элемент 44, первый диаметр меньше, чем второй диаметр.
Также в осевом канале 18 расположен второй клапанный элемент 58. Клапанный элемент 58 также имеет вход 60 и выход 62, между которыми образован осевой канал, в котором расположен первый клапанный элемент 44. Каждый клапанный элемент 44, 58 может быть выполнен в виде втулки, расположенной в канале 18 инструмента 10.
Второй клапанный элемент 58 включает в себя радиальный проход 64 в виде множества радиально расположенных отверстий, выполненных по окружности на элементе 58. Более того, на внешней поверхности 66 элемента 58 расположено множество продольных каналов 68. На внутренней поверхности 70 элемента 58 расположено дополнительное множество продольных каналов 72. Для выравнивания каналов 68, 72 с проходами 52, 64 и радиальными выходами 40, 42 контрольные шпильки и пазы могут быть расположены между корпусом 12 и клапанными элементами 44, 58. В альтернативном воплощении каналы 68, 72 замещаются парой расположенных по окружности углублений вокруг поверхностей 66, 70 соответственно.
Изначально, как показано на фиг. 1, клапанные элементы 44, 58 механически удерживаются вместе посредством первого срезного штифта 74. Второй клапанный элемент 58 также прикреплен к корпусу 12 вторым срезным штифтом 76. Второй срезной штифт 76 срезается при более низком давлении, чем первый штифт 74.
Между корпусом 12 и клапанными элементами 44, 58 размещены уплотнения для предотвращения проникновения текучей среды из обходных каналов в канал 18.
Дополнительные фильтры могут быть расположены поперек радиальных выходов 40, 42 для предотвращения попадания осколков породы, которые могут заблокировать проход в канал 68.
При использовании клапанные элементы 44, 58 располагаются в канале 18 и удерживаются срезными штифтами 74, 76. Это изображено на фиг. 1 и может считаться первым положением. Инструмент 10 затем закрепляется на спусковой колонне и вводится в ствол скважины до положения над формацией или другим компонентом скважины, который требуется изолировать.
В первом положении текучая среда может циркулировать по спусковой колонне посредством инструмента 10 путем входа во вход 14, прохождения сквозь канал 18 и выхода через выход 16. Текучая среда, циркулирующая вверх по кольцевому пространству между инструментом 10 и стенкой ствола скважины, будет направляться в инструмент 10 в радиальном выходе 42, проходить вдоль канала 68 позади уплотнительного элемента, и вновь входить в кольцевое пространство над уплотнительным элементом 26 путем выхода через радиальный выход 40. Таким образом, уплотнительный элемент 26 может быть в контакте по уплотняющей поверхности 30 со стенкой ствола скважины. Благодаря эластичности и саморегулирующейся природе элемента 26 спусковая колонна вместе с инструментом 10 может совершать вращательное и возвратно-поступательное движение в стволе скважины, в то время как между ними сохраняется уплотнение. Канал 68 обеспечивает выравнивание давления текучей среды по обеим сторонам уплотнительного элемента 26, что предотвращает пульсацию и свабирование.
После наполнения текучей средой на этапе ввода она может быть перемещена из инструмента 10. Это достигается путем сбрасывания шара 80 по спусковой колонне в канал 18 и сквозь канал 50. Шар 80 опирается на седло 54 первого клапанного элемента 44. Когда шар 80 расположен в седле 54, поток текучей среды через инструмент 10 временно прекращается до тех пор, пока клапанные элементы 44, 58 остаются в первом положении. Это позволяет давлению текучей среды над шаром 80 повышаться благодаря накачиванию текучей среды вниз по спусковой колонне до тех пор, пока сила, оказываемая на шар 80 и клапанные элементы 44, 58, не будет достаточной для срезания второго штифта 76. Когда это случается, клапанные элементы 44, 58 перемещаются вниз по каналу 18 в корпусе 12 до тех пор, пока второй клапанный элемент 58 не упрется на плечо 82 в скважине 18. В таком случае считается, что инструмент 10 находится во втором положении.
Дополнительной особенностью инструмента 10 является демпфер или тормоз. Когда инструмент 10 находится в первом положении, текучая среда в канале 50 может проходить в канал 72 и через канал 66 из прохода 65 в клапанном элементе 58. Когда инструмент 10 перемещается во второе положение, клапанные элементы 44, 58 вместе движутся по корпусу 12. В процессе движения канал 66 уменьшается в размере, так как противоположные поверхности канала 66 на элементе 58 и корпусе 12 сходятся. Текучая среда в канале 66, таким образом, вытесняется через проход 65 в процессе движения.
Благодаря размерам прохода 65 жидкость может лишь медленно проникать в канал 50, и это регулирует движение клапанных элементов 44, 58 относительно корпуса 12. Таким образом, любое резкое воздействие на срезные штифты 76 предотвращается, и таким образом не существует риска вынуждения срезания штифтов 74 в одно время. Медленное вытеснение жидкости через проход 65 улучшает демпфирующее или тормозящее воздействие между движением корпуса 12 и элементов 44, 58.
- 3 009636
На фиг. 2 показан инструмент 10 во втором положении. Элементам, подобным элементам с фиг. 1, присвоены одинаковые ссылочные позиции для дополнительной ясности.
Когда инструмент 10 занимает второе положение, выход 16 закрыт при помощи шара 80, блокирующего канала 18. Это предотвращает прохождение текучей среды вниз по спусковой колонне через инструмент 10. Движение клапанных элементов 44, 58 вынуждает радиальный выход 42 корпуса 12 ниже уплотнительного элемента 26 заграждаться клапанным элементом 58. Обходной канал 68 закрыт. Теперь в спусковой колонне или в кольцевом пространстве ниже уплотнительного элемента нет какой-либо текучей среды, и скважина эффективно отсечена. Любая формация, расположенная под уплотнительным элементом 26, изолирована от давления текучей среды в спусковой колонне и в кольце над уплотнительным элементом 26.
Текучая среда перемещается из канала 18 к кольцевому пространству над уплотнительным элементом 26, обеспечивая путь циркуляции текучей среды в стволе скважины. Это достигается, когда во втором положении проходы 52с и 64 клапанных элементов 44, 58 выравниваются с первым радиальным выходом 40 корпуса 12.
Когда требуется удалить инструмент 10 из ствола скважины, второй сбрасываемый шар 84 сбрасывается в спусковую колонну. Шар 84 опирается на седло 56 на первом клапанном элементе 44. Когда шар 84 располагается в седле 56, поток текучей среды через инструмент 10 временно предотвращается до тех пор, пока клапанные элементы 44, 58 остаются во втором положении. Это - увеличение давления текучей среды над шаром 84 благодаря накачиванию текучей среды вниз по спусковой колонне до тех пор, пока сила, воздействующая на шар 84 и клапанные элементы 44, 58, не станет достаточной для того, чтобы срезать первый штифт 74 между элементами 44, 58. После того как это случится, первый клапанный элемент 44 перемещается вниз через второй клапанный элемент 58 до тех пор, пока он не упрется на плечо 86 в скважине 18. Инструмент 10 затем занимает положение, называемое здесь третьим положением.
На фиг. 3 показан инструмент 10 в третьем положении. Элементам, подобным элементам с фиг. 1 и 2, присвоены те же ссылочные позиции для дополнительной ясности.
Движение клапанных элементов 44, 58 относительно друг друга вынуждает открываться дополнительные пути потока текучей среды. Второе седло 56 шарового клапана расположено между верхним концом первого клапанного элемента 44 и проходом 52а в элементе 44. В третьем положении эти элементы пересекаются с каналом 72 во втором клапанном элементе 58. Таким образом, текучая среда может перемещаться из канала 18 через канал 72 и возвращаться в канал 18 через проход 52а, обходя шар 84. Проход 52Ь теперь выровнен с проходом 64 и радиальным выходом 40, так что текучая среда в кольцевом пространстве над уплотнительным элементом 26 направляется в канал 18. Дополнительные проходы 52е, 52£, которые располагаются по обеим сторонам нижнего седла 54 шарового клапана, теперь располагаются под вторым клапанным элементом 58, и, таким образом, доступен канал для текучей среды между первым клапанным элементом 44 и корпусом 12. Текучая среда в канале 18 может выходить из канала 50 через проход 52е, проходить по каналу 18 в контакте с корпусом 12 и возвращаться в канал 50 через проход 52£ для выхода через выход 16. Этот путь потока обходит первый сбрасываемый шар 80. Таким образом, спусковая колонна вместе с инструментом могут быть изъяты из ствола скважины.
Основное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что оно обеспечивает скважинный инструмент, который делает возможным выборочную изоляцию формации от давления текучей среды, введенной в ствол скважины, не требуя средств для привода пакера. Дополнительное преимущество заключается в том, что инструмент может быть перемещен внутри скважины в любое время, в то же время обеспечивая уплотнение, способное сопротивляться давлению, между спусковой колонной и стенкой ствола скважины. Еще одно преимущество настоящего изобретения заключается в том, что оно обеспечивает хорошо отсекающее устройство, когда поток текучей среды может быть перенаправлен из инструмента и быть восстановлен через инструмент.
Специалистам в данной области техники очевидно, что могут быть включены различные модификации и усовершенствования, не выходя за намеченные здесь рамки изобретения. Например, типично четыре отверстия оборудуются в каждом из проходов и выходов, но их число может быть увеличено или уменьшено, в то же время сохраняя достаточный расход через проходы и выходы. Другие механические средства, такие как пружины, могут быть использованы вместо срезных штифтов. Такие пружины будут предоставлять возможность автоматической переналадки инструмента, когда сбрасываемые шары удалены.
Claims (17)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Скважинный инструмент, предназначенный для изолирования формации от давления текучей среды, введенной в ствол скважины, содержащий корпус, имеющий осевой канал, обеспечивающий проход для текучей среды между осевым входом и осевым выходом через спусковую колонну, постоянный уплотнительный элемент, расположенный вокруг корпуса для контакта со стенкой ствола скважины, один или несколько первых радиальных выходов, проходящих сквозь корпус на первой стороне уплотнительного элемента, и один или несколько вторых радиальных выходов, проходящих через корпус на- 4 009636 противоположной стороне уплотнительного элемента, множество клапанных элементов, последовательно активируемых для обеспечения первого пути циркуляции вокруг уплотнительного элемента через радиальные выходы и независимо от осевого канала, заграждение осевого пути потока между осевым входом и осевым выходом, и обеспечения второго пути циркуляции от осевого канала сквозь первый радиальный выход, и возобновления осевого пути потока, в то же время сохраняя второй путь циркуляции.
- 2. Скважинный инструмент по п.1, в котором постоянный уплотнительный элемент представляет собой отводную манжету.
- 3. Скважинный инструмент по п.2, в котором периферийные кромки манжеты расположены под обращенными друг к другу буртиками, оборудованными на корпусе.
- 4. Скважинный инструмент по любому из предшествующих пунктов, в котором уплотнительный элемент расположен с возможностью вращения относительно корпуса.
- 5. Скважинный инструмент по любому из предшествующих пунктов, в котором каждый клапанный элемент расположен в осевом канале корпуса.
- 6. Скважинный инструмент по любому из предшествующих пунктов, в котором клапанные элементы представляют собой втулки, расположенные в осевом канале.
- 7. Скважинный инструмент по любому из предшествующих пунктов, в котором каждый клапанный элемент удерживается в соответствующем первом положении механическим средством, которое становится неработоспособным или разрушается при определенной нагрузке или силе.
- 8. Скважинный инструмент по любому из пп.1-6, в котором каждый клапанный элемент удерживается в соответствующем первом положении гидравлическим средством.
- 9. Скважинный инструмент по любому из предшествующих пунктов, содержащий демпфер или тормоз.
- 10. Скважинный инструмент по п.7, в котором каждый клапанный элемент способен сообщаться с соответствующим приводным устройством для привода клапанного элемента между соответствующим первым и вторым положениями.
- 11. Скважинный инструмент по п.10, в котором один или несколько клапанных элементов включают в себя по меньшей мере одно седло шарового клапана и приводным устройством является сбрасываемый шар, способный размещаться на седле шарового клапана и временно блокировать осевой проход сквозь инструмент и, таким образом, обеспечить увеличение давления текучей среды, обеспечивающее возможность работы средств для поддержания клапанного элемента в первом положении.
- 12. Скважинный инструмент по любому из предшествующих пунктов, в котором каждый клапанный элемент включает в себя по меньшей мере одно радиальное отверстие, выровненное с радиальным выходом.
- 13. Скважинный инструмент по любому из предшествующих пунктов, который содержит один или несколько обходных каналов, обеспечивающих прохождение потока текучей среды через инструмент независимо от осевого канала, обходя уплотнительный элемент.
- 14. Скважинный инструмент по любому из предшествующих пунктов, в котором один или каждый радиальный выход связан с фильтрационным средством для предотвращения попадания частиц или осколков породы в корпус.
- 15. Способ изоляции формации от давления текучей среды, введенной в ствол скважины, содержащий следующие этапы:присоединение к спусковой колонне инструмента, содержащего постоянный уплотнительный элемент, расположенный на нем, и выходы, проходящие сквозь него, для направления жидкости вокруг элемента;погружение инструмента в ствол скважины, в то же время позволяя текучей среде обходить уплотнительный элемент путем прохождения по обходному каналу вокруг уплотнительного элемента в инструменте;прижатие уплотнительного элемента к стенке ствола скважины;сбрасывание первого шара в спусковую колонну для включения клапана в инструменте для блокировки осевого пути потока и обеспечение циркуляции текучей среды от осевого канала радиально наружу из инструмента над уплотнительным элементом;продвижение спусковой колонны, сохраняя уплотнение;сбрасывание второго шара в спусковую колонну для включения дополнительного клапана в инструменте для восстановления осевого пути потока и сохранение циркуляции текучей среды радиально наружу из инструмента над уплотнительным элементом.
- 16. Способ по п.15, в котором при продвижении спусковой колонны осуществляют ее вращение.
- 17. Способ по п.15 или 16, в котором при продвижении спусковой колонны осуществляют ее возвратно-поступательное движение.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB0411749.5A GB0411749D0 (en) | 2004-05-26 | 2004-05-26 | Downhole tool |
PCT/GB2005/002068 WO2005116393A1 (en) | 2004-05-26 | 2005-05-26 | Downhole tool |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200602198A1 EA200602198A1 (ru) | 2007-04-27 |
EA009636B1 true EA009636B1 (ru) | 2008-02-28 |
Family
ID=32671089
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200602198A EA009636B1 (ru) | 2004-05-26 | 2005-05-26 | Скважинный инструмент |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7500526B2 (ru) |
EP (1) | EP1749141B1 (ru) |
AT (1) | ATE468471T1 (ru) |
BR (1) | BRPI0511573A (ru) |
CA (1) | CA2567632C (ru) |
DE (1) | DE602005021343D1 (ru) |
DK (1) | DK1749141T3 (ru) |
EA (1) | EA009636B1 (ru) |
GB (1) | GB0411749D0 (ru) |
MX (1) | MXPA06013652A (ru) |
NO (1) | NO336597B1 (ru) |
WO (1) | WO2005116393A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2755025C1 (ru) * | 2017-12-20 | 2021-09-09 | Шоллер-Блекманн Ойлфилд Эквипмент Аг | Улавливающее устройство для скважинного инструмента |
Families Citing this family (64)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US7699110B2 (en) | 2006-07-19 | 2010-04-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow diverter tool assembly and methods of using same |
US7762333B2 (en) * | 2008-04-01 | 2010-07-27 | Packers Plus Energy Services Inc. | Hydraulically openable ported sub |
GB2466475B (en) * | 2008-11-11 | 2012-07-18 | Swelltec Ltd | Wellbore apparatus and method |
US8899317B2 (en) | 2008-12-23 | 2014-12-02 | W. Lynn Frazier | Decomposable pumpdown ball for downhole plugs |
US9506309B2 (en) | 2008-12-23 | 2016-11-29 | Frazier Ball Invention, LLC | Downhole tools having non-toxic degradable elements |
US8079413B2 (en) | 2008-12-23 | 2011-12-20 | W. Lynn Frazier | Bottom set downhole plug |
US8496052B2 (en) | 2008-12-23 | 2013-07-30 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Bottom set down hole tool |
US9587475B2 (en) | 2008-12-23 | 2017-03-07 | Frazier Ball Invention, LLC | Downhole tools having non-toxic degradable elements and their methods of use |
US9217319B2 (en) | 2012-05-18 | 2015-12-22 | Frazier Technologies, L.L.C. | High-molecular-weight polyglycolides for hydrocarbon recovery |
GB0903090D0 (en) | 2009-02-24 | 2009-04-08 | Specialised Petroleum Serv Ltd | "Diverter cup assembly" |
US9109428B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-08-18 | W. Lynn Frazier | Configurable bridge plugs and methods for using same |
US9163477B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-10-20 | W. Lynn Frazier | Configurable downhole tools and methods for using same |
US9562415B2 (en) | 2009-04-21 | 2017-02-07 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Configurable inserts for downhole plugs |
US9062522B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-06-23 | W. Lynn Frazier | Configurable inserts for downhole plugs |
US9127527B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-09-08 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole tools and methods for using same |
US9181772B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-11-10 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole plugs |
US7954555B2 (en) * | 2009-04-23 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Full function downhole valve and method of operating the valve |
CA2784569C (en) | 2009-04-27 | 2016-10-25 | Logan Completion Systems Inc. | Selective fracturing tool |
US20100314126A1 (en) * | 2009-06-10 | 2010-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Seat apparatus and method |
CA2769204C (en) * | 2009-08-13 | 2015-12-22 | Wellbore Energy Solutions, Llc | Repeatable, compression set downhole bypass valve |
CA2778720C (en) | 2009-11-13 | 2020-06-16 | Packers Plus Energy Services Inc. | Stage tool for wellbore cementing |
CA2788553C (en) * | 2010-02-01 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for sealing an annulus of a wellbore |
US8550176B2 (en) * | 2010-02-09 | 2013-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore bypass tool and related methods of use |
GB2478995A (en) * | 2010-03-26 | 2011-09-28 | Colin Smith | Sequential tool activation |
GB2478998B (en) * | 2010-03-26 | 2015-11-18 | Petrowell Ltd | Mechanical counter |
MX2013002163A (es) * | 2010-08-24 | 2014-06-11 | Stonecreek Technologies Inc | Aparato y metodo para fracturar un pozo. |
US8347969B2 (en) | 2010-10-19 | 2013-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for compensating for pressure changes within an isolated annular space of a wellbore |
US9243464B2 (en) | 2011-02-10 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device and methods for using same |
US8752631B2 (en) | 2011-04-07 | 2014-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Annular circulation valve and methods of using same |
US8770299B2 (en) * | 2011-04-19 | 2014-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuating system and method |
USD657807S1 (en) * | 2011-07-29 | 2012-04-17 | Frazier W Lynn | Configurable insert for a downhole tool |
USD694280S1 (en) | 2011-07-29 | 2013-11-26 | W. Lynn Frazier | Configurable insert for a downhole plug |
USD684612S1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-06-18 | W. Lynn Frazier | Configurable caged ball insert for a downhole tool |
USD672794S1 (en) * | 2011-07-29 | 2012-12-18 | Frazier W Lynn | Configurable bridge plug insert for a downhole tool |
USD703713S1 (en) * | 2011-07-29 | 2014-04-29 | W. Lynn Frazier | Configurable caged ball insert for a downhole tool |
USD694281S1 (en) | 2011-07-29 | 2013-11-26 | W. Lynn Frazier | Lower set insert with a lower ball seat for a downhole plug |
USD698370S1 (en) | 2011-07-29 | 2014-01-28 | W. Lynn Frazier | Lower set caged ball insert for a downhole plug |
US8739889B2 (en) | 2011-08-01 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Annular pressure regulating diaphragm and methods of using same |
US9856715B2 (en) | 2012-03-22 | 2018-01-02 | Daniel Jon Themig | Stage tool for wellbore cementing |
US9353597B2 (en) * | 2012-04-30 | 2016-05-31 | TD Tools, Inc. | Apparatus and method for isolating flow in a downhole tool assembly |
EP2975210A3 (en) * | 2012-07-31 | 2016-08-17 | Petrowell Limited | Downhole apparatus and method |
GB2507770A (en) * | 2012-11-08 | 2014-05-14 | Petrowell Ltd | Downhole activation tool |
US9546537B2 (en) * | 2013-01-25 | 2017-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-positioning flow control apparatus using selective sleeves |
RU2555989C1 (ru) * | 2014-05-12 | 2015-07-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта |
EP2963232A1 (en) | 2014-06-30 | 2016-01-06 | Welltec A/S | A downhole flow control device |
CN104453779B (zh) * | 2014-12-02 | 2017-03-29 | 东营市福利德石油科技开发有限责任公司 | 深海油气井多功能循环阀 |
US10260313B2 (en) * | 2015-04-01 | 2019-04-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Metal-to-metal sealing valve with managed flow erosion across sealing member |
US10344556B2 (en) | 2016-07-12 | 2019-07-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Annulus isolation in drilling/milling operations |
US10309196B2 (en) | 2016-10-25 | 2019-06-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Repeatedly pressure operated ported sub with multiple ball catcher |
US10900319B2 (en) | 2017-12-14 | 2021-01-26 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Cased bore straddle packer |
US10822911B2 (en) | 2017-12-21 | 2020-11-03 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Straddle packer with fluid pressure packer set and velocity bypass |
US11037040B2 (en) | 2017-12-21 | 2021-06-15 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Straddle packer with fluid pressure packer set and velocity bypass for proppant-laden fracturing fluids |
US11719068B2 (en) | 2018-03-30 | 2023-08-08 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Straddle packer with fluid pressure packer set and velocity bypass for propant-laden fracturing fluids |
US11248438B2 (en) | 2018-04-25 | 2022-02-15 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Straddle packer with fluid pressure packer set and velocity bypass |
US10794142B2 (en) * | 2018-05-02 | 2020-10-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug seat with enhanced fluid distribution and system |
US10822897B2 (en) | 2018-05-16 | 2020-11-03 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Modular force multiplier for downhole tools |
US10641053B2 (en) | 2018-06-11 | 2020-05-05 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Modular force multiplier for downhole tools |
US10975656B2 (en) | 2019-02-11 | 2021-04-13 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Straddle packer with fluid pressure packer set and automatic stay-set |
US11098543B2 (en) | 2019-08-12 | 2021-08-24 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Hydraulic pressure converter with modular force multiplier for downhole tools |
US11261696B2 (en) | 2019-09-18 | 2022-03-01 | Dril-Quip, Inc. | Selective position top-down cementing tool |
GB2591541B (en) * | 2019-09-18 | 2023-10-04 | Dril Quip Inc | Cementing tool, liner installation work string, and liner installation method |
US11746621B2 (en) * | 2021-10-11 | 2023-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole shunt tube isolation system |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040069496A1 (en) * | 2002-10-11 | 2004-04-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore isolation apparatus, and method for tripping pipe during underbalanced drilling |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3169580A (en) * | 1963-05-29 | 1965-02-16 | J W Bateman | Well cleaner and washer |
US3554281A (en) * | 1969-08-18 | 1971-01-12 | Pan American Petroleum Corp | Retrievable circulating valve insertable in a string of well tubing |
US4099563A (en) * | 1977-03-31 | 1978-07-11 | Chevron Research Company | Steam injection system for use in a well |
US4921046A (en) * | 1988-12-13 | 1990-05-01 | Halliburton Company | Horizontal hole cleanup tool |
US5020600A (en) * | 1989-04-28 | 1991-06-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for chemical treatment of subterranean well bores |
US4949788A (en) * | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
US5174379A (en) * | 1991-02-11 | 1992-12-29 | Otis Engineering Corporation | Gravel packing and perforating a well in a single trip |
US5375662A (en) * | 1991-08-12 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Hydraulic setting sleeve |
GB9127535D0 (en) * | 1991-12-31 | 1992-02-19 | Stirling Design Int | The control of"u"tubing in the flow of cement in oil well casings |
US7201232B2 (en) * | 1998-08-21 | 2007-04-10 | Bj Services Company | Washpipeless isolation strings and methods for isolation with object holding service tool |
US6390200B1 (en) * | 2000-02-04 | 2002-05-21 | Allamon Interest | Drop ball sub and system of use |
US6439312B1 (en) * | 2000-08-11 | 2002-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for isolating a wellbore junction |
GB0025302D0 (en) * | 2000-10-14 | 2000-11-29 | Sps Afos Group Ltd | Downhole fluid sampler |
US6520257B2 (en) * | 2000-12-14 | 2003-02-18 | Jerry P. Allamon | Method and apparatus for surge reduction |
US6702020B2 (en) * | 2002-04-11 | 2004-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Crossover Tool |
AU2003263787A1 (en) * | 2002-08-01 | 2004-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Gravel pack crossover tool with check valve in the evacuation port |
US7090020B2 (en) * | 2002-10-30 | 2006-08-15 | Schlumberger Technology Corp. | Multi-cycle dump valve |
US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
GB2435657B (en) * | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique for use in wells |
-
2004
- 2004-05-26 GB GBGB0411749.5A patent/GB0411749D0/en not_active Ceased
-
2005
- 2005-05-26 WO PCT/GB2005/002068 patent/WO2005116393A1/en active Application Filing
- 2005-05-26 AT AT05753106T patent/ATE468471T1/de not_active IP Right Cessation
- 2005-05-26 US US11/597,093 patent/US7500526B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-05-26 EP EP05753106A patent/EP1749141B1/en not_active Not-in-force
- 2005-05-26 DE DE602005021343T patent/DE602005021343D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2005-05-26 DK DK05753106.3T patent/DK1749141T3/da active
- 2005-05-26 BR BRPI0511573-6A patent/BRPI0511573A/pt not_active Application Discontinuation
- 2005-05-26 CA CA2567632A patent/CA2567632C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-05-26 MX MXPA06013652A patent/MXPA06013652A/es active IP Right Grant
- 2005-05-26 EA EA200602198A patent/EA009636B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-12-22 NO NO20065999A patent/NO336597B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040069496A1 (en) * | 2002-10-11 | 2004-04-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore isolation apparatus, and method for tripping pipe during underbalanced drilling |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2755025C1 (ru) * | 2017-12-20 | 2021-09-09 | Шоллер-Блекманн Ойлфилд Эквипмент Аг | Улавливающее устройство для скважинного инструмента |
US11332990B2 (en) | 2017-12-20 | 2022-05-17 | Schoeller-Bleckmann Oilfield Equipment Ag | Catcher device for a downhole tool |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US7500526B2 (en) | 2009-03-10 |
EP1749141A1 (en) | 2007-02-07 |
BRPI0511573A (pt) | 2008-01-02 |
NO336597B1 (no) | 2015-10-05 |
CA2567632C (en) | 2013-01-08 |
GB0411749D0 (en) | 2004-06-30 |
CA2567632A1 (en) | 2005-12-08 |
DE602005021343D1 (de) | 2010-07-01 |
DK1749141T3 (da) | 2010-09-20 |
MXPA06013652A (es) | 2007-06-14 |
WO2005116393A1 (en) | 2005-12-08 |
ATE468471T1 (de) | 2010-06-15 |
US20070240883A1 (en) | 2007-10-18 |
NO20065999L (no) | 2007-02-20 |
EA200602198A1 (ru) | 2007-04-27 |
EP1749141B1 (en) | 2010-05-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA009636B1 (ru) | Скважинный инструмент | |
CA2381360C (en) | Downhole bypass valve | |
RU2606479C2 (ru) | Заканчивание скважины | |
EP2188486B1 (en) | Switchable circulating tool | |
CA2823127C (en) | Method and apparatus for completing a multi-stage well | |
EP1368552B1 (en) | Downhole tool | |
CA3009888C (en) | Downhole valve apparatus | |
US20070095573A1 (en) | Pressure controlled downhole operations | |
US20210148179A1 (en) | Coupled downhole shifting and treatment tools and methodology for completion and production operations | |
EA016406B1 (ru) | Узел седла шарового клапана и способ регулирования потока текучей среды через полый корпус | |
EP2620586B1 (en) | Resettable ball seat | |
CA2799967A1 (en) | Downhole fluid treatment tool | |
US20040129431A1 (en) | Multi-pressure regulating valve system for expander | |
NO347466B1 (en) | Setting tool and a method of operating same | |
AU2007267548B2 (en) | Shear type circulation valve and swivel with open port reciprocating feature | |
US20090145605A1 (en) | Staged Actuation Shear Sub for Use Downhole | |
AU2020375357A1 (en) | Dual wall drill string sealing system | |
US20140090832A1 (en) | Mandrel Arrangement and Method of Operating Same | |
WO2023141311A1 (en) | Multiple expandable metal packers with hydrolock prevention |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |