EA023906B1 - Система и способ для технического обслуживания скважины - Google Patents
Система и способ для технического обслуживания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA023906B1 EA023906B1 EA201391121A EA201391121A EA023906B1 EA 023906 B1 EA023906 B1 EA 023906B1 EA 201391121 A EA201391121 A EA 201391121A EA 201391121 A EA201391121 A EA 201391121A EA 023906 B1 EA023906 B1 EA 023906B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- sleeve
- socket
- segmented
- mode
- housing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 158
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 67
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 35
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 78
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 67
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 44
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 27
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 13
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 9
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 9
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 4
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000010951 brass Substances 0.000 claims description 3
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 claims description 3
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 2
- 239000002654 heat shrinkable material Substances 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 53
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 6
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 229910001104 4140 steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 206010033101 Otorrhoea Diseases 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method 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
- 239000002173 cutting fluid Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000989 no adverse effect Toxicity 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008447 perception Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
-
- 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
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
- E21B34/102—Valve 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
-
- 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Endoscopes (AREA)
- Sliding-Contact Bearings (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
- Manipulator (AREA)
- Types And Forms Of Lifts (AREA)
- Light Guides In General And Applications Therefor (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи углеводородов, в частности к системе и способу для технического обслуживания скважины. Предлагаемая система технического обслуживания скважины содержит гильзовую конструкцию, в которой имеются следующие компоненты: корпус с отверстиями; скользящая гильза, расположенная в указанном корпусе и способная перемещаться между первым положением гильзы, в котором гильза препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус, и вторым положением гильзы, в котором гильза не препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус; сегментированное гнездо, радиально разделенное на несколько частей и способное перемещаться между первым положением гнезда, в котором гнездо препятствует движению указанной гильзы, и вторым положением гнезда, в котором гнездо не препятствует движению указанной гильзы; и оболочка, покрывающая участок указанного гнезда, при этом гильзовая конструкция может переводиться из первого режима во второй режим и в третий режим, причем в первом режиме указанная гильза находится в первом положении гильзы, а указанное сегментированное гнездо находится в первом положении гнезда; во втором режиме указанная гильза находится в первом положении гильзы, а указанное сегментированное гнездо находится во втором положении гнезда; в третьем режиме указанная гильза находится во втором положении гильзы.
Description
Настоящее изобретение в целом относится к области добычи углеводородов и, более конкретно, к области средств технологического и/или управляющего воздействия на углеводородную скважину, в частности к системе и способу для технического обслуживания скважины.
Предшествующий уровень техники
Подземные формации, содержащие углеводороды, часто неоднородны при рассмотрении их структуры на протяжении длины пробуренных в них скважин. Иногда в отношении формации и/или скважины требуется применение технических средств, оказывающих на нее определенное воздействие технологического и/или управляющего характера в зависимости от состава формации. Некоторые системы и способы технического обслуживания скважин позволяют осуществлять такого рода воздействия, также называемые тампонированием или изоляцией зоны ствола скважины. Однако, при применении некоторых систем и способов технического обслуживания скважин, подразумевающих использование нескольких инструментов для воздействия на зоны, одно перекрывающее поток устройство может активировать несколько инструментов, но при активации перекрывающим поток устройством одного инструмента может затрудняться активация других инструментов. Например, для активации нескольких инструментов, предназначенных для интенсификации притока в скважине и обеспечивающих гидравлическое сообщение между проточным каналом этих инструментов и пространством, находящимся снаружи этих инструментов, может использоваться шарик. Однако, это гидравлическое сообщение, обеспеченное активированными инструментами, может вызывать увеличение рабочего давления, обусловленное необходимостью дальнейшей активации других инструментов. Таким образом, задача создания усовершенствованных систем и способов воздействия на несколько зон скважины является актуальной.
Сущность изобретения
В первом аспекте изобретения предложена система технического обслуживания скважины, содержащая первую гильзовую конструкцию, включающую первый корпус с отверстиями; первую скользящую гильзу, по меньшей мере, частично расположенную в первом корпусе с отверстиями и способную перемещаться относительно первого корпуса с отверстиями между первым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус, и вторым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза не препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус; первое сегментированное гнездо, радиально разделенное на несколько частей и способное перемещаться относительно первого корпуса с отверстиями между первым положением гнезда, в котором первое гнездо препятствует движению скользящей гильзы относительно указанного корпуса, и вторым положением гнезда, в котором первое гнездо не препятствует движению скользящей гильзы относительно указанного корпуса; и первую оболочку, образующую непрерывный слой, покрывающий одну или более поверхностей первого сегментированного гнезда, при этом первая гильзовая конструкция выполнена с возможностью перевода из первого режима во второй режим и с возможностью перевода из второго режима в третий режим, причем в первом режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо остается в первом положении гнезда, во втором режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо находится во втором положении гнезда, а в третьем режиме первая скользящая гильза находится во втором положении гильзы.
Во втором аспекте изобретения предложен способ технического обслуживания скважины, в котором размещают первую гильзовую конструкцию в стволе скважины рядом с первой обрабатываемой зоной, причем первая гильзовая конструкция содержит первый корпус с отверстиями; первую скользящую гильзу, по меньшей мере, частично расположенную в первом корпусе с отверстиями и способную перемещаться относительно первого корпуса с отверстиями между первым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус, и вторым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза не препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус; первое сегментированное гнездо, радиально разделенное на несколько частей и способное перемещаться относительно первого корпуса с отверстиями, между первым положением гнезда, в котором первое гнездо препятствует движению скользящей гильзы относительно указанного корпуса, и вторым положением гнезда, в котором первое гнездо не препятствует движению скользящей гильзы относительно указанного корпуса; и первую оболочку, образующую непрерывный слой, покрывающий одну или более поверхностей первого сегментированного гнезда; при этом первая гильзовая конструкция выполнена с возможностью перевода из первого режима во второй режим и с возможностью перевода из второго режима в третий режим, причем в первом режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо остается в первом положении гнезда, во втором режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо находится во втором положении гнезда, а в третьем режиме первая скользящая гильза находится во втором положении гильзы.
Перечень фигур, чертежей
Для полного понимания сути и преимуществ настоящего изобретения ниже приведено подробное описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи.
- 1 023906
Фиг. 1 показывает вид в разрезе варианта осуществления предложенной системы технического обслуживания скважины.
Фиг. 2 показывает разрез гильзовой конструкции системы технического обслуживания скважины, приведенной на фиг. 1. На фиг. 2 гильзовая конструкция изображена в режиме установки.
Фиг. 2А показывает вид с торца разреза сегментированного гнезда гильзовой конструкции, приведенной на фиг. 2. На фиг. 2А показано, что сегментированное гнездо разделено на три части.
Фиг. 2В показывает разрез сегментированного гнезда гильзовой конструкции, приведенной на фиг. 2. На фиг. 2В показано, что сегментированное гнездо имеет защитную оболочку.
Фиг. 3 показывает разрез гильзовой конструкции, приведенной на фиг. 2. На фиг. 3 гильзовая конструкция изображена в режиме задержки.
Фиг. 4 показывает разрез гильзовой конструкции, приведенной на фиг. 2. На фиг. 4 гильзовая конструкция изображена в режиме полного открытия.
Фиг. 5 показывает разрез другого варианта осуществления предложенной гильзовой конструкции, изображенной в режиме установки.
Фиг. 6 показывает разрез гильзовой конструкции, приведенной на фиг. 5. На фиг. 6 гильзовая конструкция изображена на другой стадии режима установки.
Фиг. 7 показывает разрез гильзовой конструкции, приведенной на фиг. 5. На фиг. 7 гильзовая конструкция изображена в режиме задержки.
Фиг. 8 показывает разрез гильзовой конструкции, приведенной на фиг. 5. На фиг. 8 гильзовая конструкция изображена в режиме полного открытия.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На чертежах и в приведенном ниже описании сходные элементы имеют сходные позиционные обозначения. Чертежи не обязательно приведены в масштабе. Некоторые особенности изобретения могут быть показаны в преувеличенном масштабе или в схематическом виде, а некоторые типовые элементы могут быть не приведены для большей наглядности и лучшего восприятия графической информации.
Если прямо не указано иное, использование слов соединяется, сцепляется, стыкуется, прикрепляется (с учетом их парадигм), описывающих взаимодействие между элементами, не подразумевает только непосредственное взаимодействие между элементами, но также может включать косвенное или опосредованное взаимодействие между описываемыми элементами. В нижеприведенном описании и в формуле настоящего изобретения слова включает, содержит, имеет (с учетом их парадигм) подразумевают не ограничивающее значение, то есть каждое из этих слов может трактоваться как фраза включает, но не ограничивается таковым (с учетом парадигмы слов). При описании в данном документе вертикального пространственного расположения элементов слова и словосочетания вверх, верхний, выше, восходящий, выше по потоку или вверх по стволу скважины обозначают направление к устью скважины, а слова и словосочетания вниз, нижний, ниже, нисходящий, ниже по потоку или вниз по стволу скважины обозначают направление к забою скважины независимо от пространственной ориентации ствола скважины. Слово зона и словосочетание продуктивная зона используются в данном документе для обозначения отдельных частей ствола скважины, которые подлежат воздействию или из которых добываются флюиды, и могут относиться ко всей нефтегазоносной формации или к отдельным областям конкретной формации, например к горизонтально и/или вертикально разобщенным частям одной и той же формации. Различные вышеупомянутые характеристики, а также другие особенности и характеристики, подробно описанные ниже, будут понятны специалистам после прочтения нижеприведенного подробного описания вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи.
Согласно настоящему изобретению предложены усовершенствованные компоненты инструментов системы технического обслуживания скважины, в частности сегментированное гнездо с оболочкой, предназначенное для использования в скважинных инструментах. Такое сегментированное гнездо с оболочкой может использоваться отдельно или в сочетании с другими компонентами для перевода одного или нескольких скважинных инструментов из первой конфигурации во вторую, третью, четвертую и другие конфигурации или для перевода одного или нескольких скважинных инструментов из первого режима во второй, третий, четвертый и другие режимы путем следующих выборочных действий: пристыковка, удержание и отстыковка перекрывающего поток устройства (или любого иного соответствующего исполнительного органа или механизма).
Кроме того, согласно настоящему изобретению предложены гильзовые конструкции и способы использования скважинных инструментов, в частности предложены гильзовые конструкции, имеющие сегментированное гнездо и оболочку, причем данные гильзовые конструкции могут располагаться в скважине в начальной конфигурации или в режиме установки, в котором гильза гильзовой конструкции блокирует поток флюида между проточным каналом гильзовой конструкции и отверстием гильзовой конструкции. Режим установки также может называться режимом фиксации, так как гильза в этом режиме фиксируется в определенном положении относительно указанного отверстия (с возможностью вывода гильзы из этого режима). В некоторых вариантах осуществления изобретения такая фиксация гильз относительно отверстий может быть (выборочно) деактивирована или отменена путем расфиксации од- 2 023906 ного или нескольких компонентов относительно друг друга, в результате чего становится возможным движение гильз относительно отверстий. Кроме того, с учетом расфиксации компонентов относительно друг друга в некоторых вариантах осуществления изобретения далее происходит переход в режим задержки, в котором движение гильзы относительно отверстия происходит в малой и/или контролируемой степени (вариант 1) и/или не происходит до наступления определенного условия в скважине (вариант 2). Режим задержки также может называться режимом расфиксации, так как в этом режиме гильзы не зафиксированы относительно отверстий. В некоторых вариантах осуществления изобретения гильзовые конструкции могут работать в режиме задержки до перехода в режим полного открытия, в котором гильза перемещается относительно отверстия в положение, при котором устанавливается беспрепятственное гидравлическое сообщение между проточным каналом гильзовой конструкции и отверстием гильзовой конструкции. Специалисту понятно, что устройства, системы и/или компоненты вариантов осуществления предложенной гильзовой конструкции, которые (выборочно) обеспечивают установку режима фиксации гильзовой конструкции и/или нахождение гильзовой конструкции в режиме фиксации, также могут называться устройствами фиксации, системами фиксации, фиксаторами, ограничителями движения, регуляторами и т. п.
Кроме того, специалисту понятно, что устройства, системы и/или компоненты вариантов осуществления предложенной гильзовой конструкции, которые (выборочно) обеспечивают установку режима задержки гильзовой конструкции и/или нахождение гильзовой конструкции в режиме задержки, также могут называться устройствами задержки, системами задержки, замедлителями, таймерами, дозаторами и т. п.
В настоящем документе также раскрываются способы структурирования множества таких гильзовых конструкций, позволяющие (выборочно) переводить одну или несколько гильзовых конструкций из режима установки в режим задержки путем перемещения отдельного перекрывающего поток устройства через несколько гильзовых конструкций. Согласно нижеприведенному подробному описанию в некоторых вариантах осуществления изобретения одна или несколько гильзовых конструкций в силу своей структуры могут взаимодействовать с перекрывающим поток устройством, имеющим первую форму, а другие гильзовые конструкции в силу своей структуры могут не взаимодействовать с перекрывающим поток устройством, имеющим первую форму, но взаимодействовать с перекрывающим поток устройством, имеющим вторую форму. Такие отличия в конфигурациях различных гильзовых конструкций могут позволять оператору (выборочно) преобразовывать некоторые гильзовые конструкции, не изменяя состояния других гильзовых конструкций.
Кроме того, в настоящем документе раскрываются варианты способа технического обслуживания скважин с применением множества таких гильзовых конструкций, причем согласно этому способу одна или несколько гильзовых конструкций могут (выборочно) переводиться из режима задержки в режим полного открытия в определенные интервалы времени. Такие отличия в конфигурациях различных гильзовых конструкций могут позволять оператору (выборочно) преобразовывать некоторые гильзовые конструкции, не изменяя состояния других гильзовых конструкций, в результате чего, например, флюид, используемый при техническом обслуживании скважины, может передаваться (скажем, для осуществления операций технического обслуживания) через первую гильзовую конструкцию, но не передаваться через вторую, третью, четвертую и другие гильзовые конструкции. Ниже приведены описания различных вариантов осуществления предложенной гильзовой конструкции, пространственной ориентации отдельных гильзовых конструкций и вариантов способа технического обслуживания скважин с применением таких гильзовых конструкций.
На фиг. 1 показан вариант осуществления предложенной системы 100 технического обслуживания скважины, входящей в состав технологического оборудования, которое представлено установкой 106 для технического обслуживания скважины (например, буровой установкой, установкой для заканчивания скважины, установкой для капитального ремонта скважины), расположенной на поверхности 104 грунта и простирающейся поверх и вокруг ствола 114 скважины, пробуренной в подземной формации 102 для добычи углеводородов. Ствол 114 скважины может быть пробурен в подземной формации 102 с применением любой подходящей техники бурения. Ствол 114 скважины проходит фактически вертикально от поверхности 104 грунта на протяжении своей вертикальной части 116, затем отклоняется от вертикали к поверхности 104 грунта и проходит под углом к этой вертикали на протяжении своей наклонной части 136, после чего снова отклоняется и проходит горизонтально на протяжении своей горизонтальной части 118. При иных рабочих условиях все или некоторые части ствола скважины могут быть вертикальными, наклонными (и проходящими под любым углом), горизонтальными и/или изогнутыми.
По меньшей мере, некоторый отрезок вертикальной части 116 ствола скважины укреплен обсадной колонной 120, которая типовым способом фиксирует скважину в толще подземной формации 102 при помощи цемента 122. При иных рабочих условиях может быть обсажена или зацементирована горизонтальная часть ствола скважины и/или другие части ствола скважины могут оставаться не обсаженными. Установка 106 для технического обслуживания скважины имеет вышку 108 для бурения скважин и пол 110, через который трубчатая колонна или рабочая колонна 112 (например, кабель, трос, электрическая линия, угольный стержень, составные трубы, гибкие трубы, обсадная колонна, обсадная колонна- 3 023906 хвостовик и т.п.) спускается в ствол 114 скважины вниз от установки 106 и образовывает кольцевое пространство 128 между рабочей колонной 112 и стенкой ствола 114 скважины. При помощи рабочей колонны 112 система 100 технического обслуживания скважины доставляется на требуемую глубину ствола 114 скважины для осуществления технологической операции, например перфорации обсадной колонны 120 и/или бурения подземной формации 102, создания перфорационных туннелей и/или трещин (скажем, основных трещин, микротрещин и т. п.) в подземной формации 102, извлечения углеводородов из подземной формации 102 и/или иных операций заканчивания скважины. Установка 106 для технического обслуживания скважины имеет лебедку с электроприводом и соответствующее оборудование для спуска рабочей колонны 112 в ствол 114 скважины на требуемую глубину до места нахождения системы 100 технического обслуживания скважины.
Технологическое оборудование, изображенное на фиг. 1, относится к стационарной установке 106 для технического обслуживания скважины, предназначенной для спуска и монтажа системы 100 технического обслуживания скважины 114 наземного базирования, однако в других вариантах осуществления изобретения для спуска в ствол скважины систем технического обслуживания скважин также могут применяться мобильные установки для капитального ремонта скважины, блоки для технического обслуживания скважины (например, блоки с гибкими трубами) и т. п. Следует понимать, что система технического обслуживания скважины также может использоваться в другом технологическом оборудовании, в том числе в оборудовании морских скважин.
В подземной формации 102 имеется зона 150, относящаяся к наклонной части 136 ствола скважины. Кроме того, в подземной формации 102 имеются первая, вторая, третья, четвертая и пятая горизонтальные зоны 150а, 150Ь, 150с, 1506 и 150е соответственно. Данные зоны относятся к горизонтальной части 118 ствола скважины. В этом варианте осуществления изобретения зоны 150, 150а, 150Ь, 150с, 1506 и 150е отстоят друг от друга на протяжении длины ствола 114 скважины в направлении от устья скважины в следующем порядке: 150, 150е, 1506, 150с, 150Ь, 150а. В этом варианте осуществления изобретения в стволе 114 скважины в рабочей колонне 112 находятся гильзовые конструкции 200, 200а, 200Ь, 200с, 2006 и 200е для воздействия на формацию и извлечения углеводородов, при этом данные гильзовые конструкции относятся к зонам 150, 150е, 1506, 150с, 150Ь, 150а соответственно. Специалисту понятно, что устройства для изоляции зон, например устройства для изоляции кольцевого пространства (скажем, пакеры для кольцевого пространства и/или разбухающие пакеры) могут (выборочно) устанавливаться в стволе 114 скважины для ограничения гидравлического сообщения между пространствами, находящимися непосредственно выше и ниже того или иного устройства для изоляции зоны.
На фиг. 2 показан разрез варианта осуществления предложенной гильзовой конструкции 200 для воздействия на формацию и извлечения углеводородов (здесь и далее называемой гильзовой конструкцией 200). Центральные оси многих из компонентов гильзовой конструкции 200 совпадают с центральной осью 202 гильзовой конструкции 200. Гильзовая конструкция 200 имеет верхний переводник 204, нижний переводник 206 и корпус 208, содержащий отверстия. Корпус 208, содержащий отверстия, подсоединен между верхним переводником 204 и нижним переводником 206. Все внутренние поверхности 210, 212, 214, относящиеся к верхнему переводнику 204, нижнему переводнику 206 и корпусу 208, содержащему отверстия соответственно, фактически ограничивают проточный канал 216. Верхний переводник 204 имеет втулку 218, основную часть 220 и стыковочную часть 222, предназначенную для соединения с корпусом. На внутренней поверхности втулки 218 имеется резьба для прикрепления к элементу рабочей колонны 112, располагаемому у верхнего конца гильзовой конструкции 200. На наружной поверхности стыковочной части 222, предназначенной для соединения с корпусом, имеется резьба для сцепления с корпусом 208, содержащим отверстия. Нижний переводник 206 имеет головку 224, основную часть 226 и стыковочную часть 228, предназначенную для соединения с корпусом. На наружной поверхности головки 224 имеется резьба для прикрепления к элементу рабочей колонны 112, располагаемому у нижнего конца гильзовой конструкции 200. На наружной поверхности стыковочной части 228, предназначенной для соединения с корпусом, также имеется резьба для сцепления с корпусом 208, содержащим отверстия.
Корпус 208, содержащий отверстия, имеет фактически трубчатую форму и имеет стыковочную часть 230, предназначенную для соединения с верхним переводником, центральную основную часть 232 с отверстиями и стыковочную часть 234, предназначенную для соединения с нижним переводником, причем все эти части корпуса 208 имеют фактически одинаковый наружный диаметр. На внутренней поверхности 214 корпуса 208, содержащего отверстия, имеется выступ 236, который отделяет верхнюю внутреннюю поверхность 238 от нижней внутренней поверхности 240. Корпус 208 содержит отверстия 244. Как подробнее описано ниже, отверстия 244 являются сквозными, они проходят в радиальном направлении через корпус 208 и (выборочно) используются для формирования гидравлического сообщения между проточным каналом 216 гильзы и пространством, находящимся непосредственно снаружи корпуса 208, содержащего отверстия.
Далее, в содержащем отверстия корпусе 208 гильзовой конструкции 200 имеется поршень 246. Поршень 246 фактически представляет собой трубу, имеющую верхний уплотненный выступ 248 и множество пазов 250 у своего нижнего конца 252. За исключением верхнего уплотненного выступа 248, на- 4 023906 ружный диаметр всех остальных частей поршня 246 меньше диаметра верхней внутренней поверхности 238. В верхнем уплотненном выступе 248 установлено окружное уплотнение 254, обеспечивающее плотную гидроизоляцию между верхним уплотненным выступом 248 и верхней внутренней поверхностью 238. Кроме того, в выступе 236 корпуса установлено уплотнение 254, обеспечивающее плотную гидроизоляцию между выступом 236 корпуса и наружной поверхностью 256 поршня 246. В показанном варианте осуществления изобретения при нахождении гильзовой конструкции 200 в режиме установки верхний уплотненный выступ 248 поршня 246 примыкает к верхнему переводнику 204. Поршень 246 простирается от верхнего уплотненного выступа 248 к нижнему переводнику 206, при этом пазы 250 находятся ниже уплотнения 254, установленного в выступе 236 корпуса. В этом варианте осуществления изобретения часть поршня 246, расположенная между уплотнением 254, установленным в выступе 236 корпуса, и уплотнением 254, установленным в верхнем уплотненном выступе 248, не содержит в своей трубчатой стенке отверстий (то есть является цельной стенкой, непроницаемой для текучих сред). Как показано в этом варианте осуществления изобретения, приведенном на фиг. 2, в режиме установки между наружной поверхностью 256 поршня 246 и верхним внутренним пространством 238 корпуса 208, содержащего отверстия, имеется камера 258 низкого давления.
Далее, в гильзовой конструкции 200 имеется гильза 260, установленная в корпусе 208, содержащем отверстия, под поршнем 246. Гильза 260 фактически представляет собой трубу, имеющую верхний уплотненный выступ 262. За исключением верхнего уплотненного выступа 262, наружный диаметр всех остальных частей гильзы 260 фактически меньше диаметра нижней внутренней поверхности 240. В верхнем уплотненном выступе 262 установлены два окружных уплотнения 254 - по одному у каждого конца (например, у верхнего и нижнего концов) верхнего уплотненного выступа 262. Эти два уплотнения обеспечивают герметичную гидроизоляцию между верхним уплотненным выступом 262 и нижней внутренней поверхностью 240 корпуса 208, содержащего отверстия. Кроме того, два уплотнения 254 установлены в гильзе 260 у ее нижнего конца 264, причем эти два уплотнения 254 являются элементами герметичной гидроизоляции между гильзой 260 и внутренней поверхностью 212 нижнего переводника 206. В этом варианте осуществления изобретения, приведенном на фиг. 2, в режиме установки верхний конец 266 гильзы 260 фактически примыкает к нижнему концу выступа 236 корпуса и нижнему концу 252 поршня 246. В этом варианте осуществления изобретения, приведенном на фиг. 2, в режиме установки верхний уплотненный выступ 262 гильзы 260 блокирует отверстия 244, в результате чего гидравлическое сообщение между ними и проточным каналом 216 гильзы отсутствует. Кроме того, уплотнение 254, установленное у нижнего конца верхнего уплотненного выступа 262, находится ниже отверстий 244 (например, под ними), а уплотнение 254, установленное у верхнего конца верхнего уплотненного выступа 262, находится выше отверстий 244 (например, над ними). Часть гильзы 260, расположенная между уплотнением 254, установленным у нижнего конца верхнего уплотненного выступа 262, и уплотнениями 254, установленными в гильзе 260 у ее нижнего конца 264, не содержит в своей трубчатой стенке отверстий (то есть является цельной стенкой, непроницаемой для текучих сред). В этом варианте осуществления изобретения, приведенном на фиг. 2, в режиме установки между наружной поверхностью гильзы 260 и нижней внутренней поверхностью 240 корпуса 208, содержащего отверстия, располагается камера 268 для флюида.
Далее, в гильзовой конструкции 200 имеется сегментированное гнездо 270, установленное в нижнем переводнике 206 под гильзой 260. Сегментированное гнездо 260 фактически представляет собой трубу, имеющую канал с внутренней поверхностью 273 и скошенную кромку 271 на своем верхнем конце, причем скошенная кромка 271 в силу своей структуры и/или размера предназначена для (выборочно) сцепления с перекрывающим поток устройством и/или удержания этого устройства, имеющего определенные размеры и/или форму (например, перекрывающего поток устройства 276). В варианте осуществления изобретения, приведенном на фиг. 2, сегментированное седло 270 может быть разделено радиально относительно центральной оси 202 на несколько частей. Например, как показано на фиг. 2А, сегментированное гнездо 270 разделено (например, рассекающими или разделительными отрезками 277) на три смежные части приблизительно одинакового размера, одинаковой формы и/или конфигурации. В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 2А, три смежных части (270А, 270В и 270С соответственно) вместе образуют сегментированное гнездо 270, при этом каждая из частей (270А, 270В и 270С) представляет собой одну треть (например, простирающуюся в окружном направлении на угол 120°) сегментированного гнезда 270. В другом варианте осуществления изобретения сегментированное гнездо, подобное сегментированному гнезду 270, может состоять из любого подходящего количества одинаковых по размеру или неодинаковых по размеру частей. Например, сегментированное гнездо может состоять из двух, четырех, пяти, шести или большего количества смежных и простирающихся в окружном направлении частей. Сегментированное гнездо 270 может быть выполнено из подходящего материала. К примерам таких материалов относятся (но не ограничиваются таковыми) композиционные материалы, фенольные полимеры, чугун, алюминий, латунь, различные металлические сплавы, каучуки, керамика, а также сочетание перечисленных материалов. В одном варианте осуществления изобретения материал, из которого выполнено сегментированное гнездо, может быть охарактеризован как поддающийся резанию, то есть специалисту, ознакомившемуся с настоящим описанием, понятно, что сегменти- 5 023906 рованное гнездо 270 может быть частично или полностью разрушено при бурении. Части 270А, 270В и 270С могут быть изготовлены независимо или, в ином случае, предварительно изготовленное гнездо может быть разделено на несколько частей. Специалисту понятно, что хотя на фиг. 2 показано, что перекрывающее поток устройство 276 присутствует в гильзовой конструкции 200, находящейся в режиме установки, в большинстве вариантов применения гильзовой конструкции 200 эта гильзовая конструкция перемещается вниз без перекрывающего поток устройства 276, которое вводится позже, как подробнее описано ниже. Кроме того, хотя в качестве перекрывающего поток устройства 276 показан шарик, в других вариантах осуществления изобретения перекрывающее поток устройство может иметь любую подходящую форму или представлять собой устройство, герметично стыкующееся с защитной оболочкой 272 и/или прокладкой гнезда (оба этих компонента подробно рассмотрены ниже), при этом перекрывающее поток устройство препятствует гидравлическому сообщению через проточный канал 216 гильзы.
В другом варианте осуществления изобретения гильзовая конструкция, подобная гильзовой конструкции 200, может содержать расширяемое гнездо. Данное расширяемое гнездо может быть выполнено из разных материалов, например из низколегированной стали, скажем марки ΑΙδΙ 4140 (от англ. Ашепсап 1гоп апб 81ее1 [пзШтЧе- американский институт стали и сплавов) или ΑΙδΙ 4130, причем в общем случае это расширяемое гнездо в силу своей структуры может раздвигаться радиально наружу, в результате чего при отсутствии помех для радиального расширения диаметр (например, наружный/внутренний) гнезда 270 увеличивается. В некоторых вариантах осуществления изобретения расширяемое гнездо может быть составлено из витков, выполненных из стали марки ΑΙδΙ 4140. Например, расширяемое гнездо может содержать несколько витков, расположенных между верхней и нижней частями гнезда и образующих боковую стенку гнезда. В одном варианте осуществления изобретения такого рода расширяемое гнездо может быть покрыто защитной оболочкой 272 (подробнее описано ниже) и/или может содержать прокладку.
В варианте осуществления, показанном на фиг. 2, одна или несколько поверхностей сегментированного гнезда 270 покрыты защитной оболочкой 272. На фиг. 2В приведено увеличенное изображение варианта осуществления предложенных сегментированного гнезда 270 и защитной оболочки 272. В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 2, защитная оболочка 272 покрывает скошенную кромку 271 сегментированного гнезда 270, внутренний канал 273 сегментированного гнезда 270 и нижний торец 275 сегментированного гнезда 270. В другом варианте осуществления изобретения защитная оболочка 272 может покрывать скошенную кромку 271, внутренний канал 273, нижний торец 275 и заднюю поверхность 279 сегментированного гнезда 270 или перечисленные части сегментированного гнезда 270 в различных сочетаниях. В другом варианте осуществления изобретения защитная оболочка может покрывать одну или несколько поверхностей сегментированного гнезда 270, что понятно специалисту, ознакомившемуся с настоящим описанием. В вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг. 2, 2А и 2В, защитная оболочка 272 образовывает непрерывный слой, покрывающий указанные поверхности сегментированного гнезда 270, которые могут находиться в гидравлическом сообщении с проточным каналом 216 гильзы. Например, вдоль радиально протяженных промежутков между разобщенными частями (например, 270А, 270В и 270С) сегментированного гнезда 270 могут находиться малые щели или зазоры (например, проходящие по разделительным отрезкам 277). В одном варианте осуществления изобретения непрерывный слой, образованный защитной оболочкой 272, может заполнять, уплотнять, минимизировать или покрывать любые такие щели или зазоры, в результате чего флюид, протекающий через проточный канал 216 гильзы, не будет контактировать с этими щелями или зазорами и/или не будет проникать в них.
В одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка 272 может использоваться для покрытия сегментированного гнезда 270, при том что части 270А, 270В и 270С удерживаются в плотном сосредоточении (например, при котором каждая часть сегментированного гнезда 270 примыкает к смежным частям, как показано на фиг. 2А). Например, части сегментированного гнезда 270 могут удерживаться в плотном сосредоточении посредством лент, обвязок, ремней, оберток или при помощи перечисленных средств в любом их сочетании. В одном варианте осуществления изобретения сегментированное гнездо 270 может иметь покрытие в виде защитной оболочки 272 и/или может быть покрыто защитной оболочкой 272 при помощи любого подходящего метода нанесения покрытия. Например, сегментированное гнездо 270 может быть погружено (например, углублено) в материал (см. подробное описание ниже), из которого будет сформирована защитная оболочка 272, причем этот материал может быть нанесен на требуемые поверхности сегментированного гнезда 270 путем распыления и/или контактным способом или путем сочетания этих способов. В таком варианте осуществления изобретения защитная оболочка 270 может приклеиваться к частям 270А, 270В и 270С сегментированного гнезда 270 и, таким образом, удерживать эти части в плотном сосредоточении.
В другом варианте осуществления изобретения защитная оболочка 272 может наноситься отдельно на каждую из частей 270А, 270В и 270С сегментированного гнезда 270. Например, части 270А, 270В и/или 270С могут быть по отдельности погружены (например, углублены) в материал, из которого будет сформирована защитная оболочка 272, причем этот материал может быть нанесен на требуемые поверхности частей 270А, 270В и 270С путем распыления и/или контактным способом или путем сочетания
- 6 023906 этих способов. В таком варианте осуществления изобретения защитная оболочка 270 может приклеиваться ко всем или к некоторым поверхностям каждой из частей 270А, 270В и 270С. После нанесения защитной оболочки 272 на части 270А, 270В и 270С из этих частей может быть собрано сегментированное гнездо 270. Части сегментированного гнезда 270 могут удерживаться в плотном сосредоточении (например, как показано на фиг. 2А) посредством лент, обвязок, ремней, оберток или при помощи перечисленных средств в любом их сочетании. В таком варианте осуществления изобретения защитная оболочка 272 может быть в значительной степени гибкой или податливой. Покрытые оболочкой части сегментированного гнезда удерживаются в плотном сосредоточении, поэтому все щели и зазоры между частями (например, частями 270А, 270В и 270С) сегментированного гнезда будут заполнены или минимизированы при помощи защитной оболочки 272, в результате чего флюид, поступающий через проточный канал 216 гильзы, не будет контактировать с какой-либо из этих щелей или с каким-либо из этих зазоров и/или проникать в них.
Еще в одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка 272 необязательно нанесена непосредственно на сегментированное гнездо. Например, защитная оболочка может пристыковываться к сегментированному гнезду 270 или вставляться в него, накладываться поверх части сегментированного гнезда 270 и т. п. Защитная оболочка может иметь втулку (или вкладыш), которая (или который) в силу своей конструкции и своих размеров может размещаться в канале сегментированного гнезда в контакте со скошенной кромкой 271 сегментированного гнезда 270, с внутренним каналом 273 сегментированного гнезда 270 и/или с нижним торцом 275 сегментированного гнезда 270 и при этом образовывать непрерывный слой, который может заполнять, герметизировать или покрывать указанные щели или зазоры, в результате чего флюид, поступающий через проточный канал 216 гильзы, не будет контактировать с какой-либо из этих щелей или с каким-либо из этих зазоров и/или проникать в них. В другом варианте осуществления изобретения, в котором защитная оболочка 272 состоит из термоусадочного материала (см. подробное описание ниже), такой материал может размещаться поверх, вокруг, внутри, по периметру (а также иным образом), по меньшей мере, фрагмента сегментированного гнезда 270 и/или одного или нескольких частей 270А, 270В и 270С. После нагревания этого материала до определенной степени он сжимается и плотно облегает поверхности сегментированного гнезда 270 и/или частей 270А, 270В и 270С.
В одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка 272 может быть выполнена из какого-либо подходящего материала, к числу которых относятся (но не ограничиваются таковыми) следующие: керамика, карбиды, отверждаемые пластмассы, формованные каучуки, различные термоусадочные материалы и сочетания перечисленных материалов. В одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка может быть охарактеризована как компонент с твердостью (по показаниям дюрометра) от приблизительно 25 до приблизительно 150 единиц; или, в ином случае, от приблизительно 50 до приблизительно 100 единиц; или, в ином случае, от приблизительно 60 до приблизительно 80 единиц. В одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка может быть охарактеризована как компонент толщиной от приблизительно 1/64 дюйма (0,4 мм) до приблизительно 3/16 дюйма (1,2 мм); или, в ином случае, приблизительно 1/32 дюйма (0,8 мм). К примерам материалов, подходящих для изготовления защитной оболочки, относится бутадиеннитрильный каучук, доступный для покупки у компаний, производящих на продажу каучуковые, пластмассовые и/или композиционные материалы.
В одном варианте осуществления изобретения преимущество состоит в том, что защитная оболочка, подобная защитной оболочке 270, может использоваться для сдерживания процессов эрозии и/или разрушения сегментированного гнезда, подобного сегментированному гнезду 270. Не ссылаясь на какую-либо теорию, можно отметить, что такая защитная оболочка может увеличить срок службы покрытого ею сегментированного гнезда благодаря уменьшению воздействия агрессивных флюидов (например, флюидов, используемых при резании, жидкостей для гидроабразивной резки и/или рабочих жидкостей гидроразрыва, содержащих абразивные частицы и/или расклинивающий агент) на сегментированное гнездо. В одном варианте осуществления изобретения срок службы сегментированного гнезда, покрытого защитной оболочкой, может быть увеличен по меньшей мере на 20%; или по меньшей мере на 30%; или по меньшей мере на 35 % по сравнению со сроком службы подобного гнезда, не покрытого такой защитной оболочкой.
В одном варианте осуществления изобретения сегментированное гнездо 270 может также иметь прокладку, обеспечивающую уплотнение места контакта этой прокладки и перекрывающего поток устройства. В некоторых вариантах осуществления изобретения прокладка гнезда может быть выполнена из резины. В таком варианте осуществления изобретения в режиме установки прокладка гнезда может быть фактически зафиксирована между расширяемым гнездом и нижним концом гильзы. В одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка 272 может выполнять функции такой прокладки, например при сцеплении с перекрывающим поток устройством и/или уплотнении места контакта защитной оболочки 272 с перекрывающим поток устройством. В таком варианте осуществления изобретения защитная оболочка 272 может иметь неравномерную толщину. Например, поверхность(и) защитной оболочки 272, предназначенная(ые) для сцепления с перекрывающим поток устройством (например, скошенная кромка 271), может(гут) иметь большую толщину, нежели одна или несколько других поверхно- 7 023906 стей защитной оболочки 272.
Далее, в гильзовой конструкции 200 имеется опора 274 для гнезда, установленная в нижнем переводнике 206 под гнездом 270. Опора 274 для гнезда фактически представляет собой трубчатый элемент. Опора 274 для гнезда имеет на своем верхнем конце наружную скошенную кромку 278, (выборочно) сцепляющуюся с внутренней скошенной кромкой 280, имеющейся на нижнем конце сегментированного гнезда 270. В опоре 274 для гнезда имеется окружная канавка 282. Кроме того, в опоре 274 для гнезда имеются два уплотнения 254 - одно уплотнение 254 находится выше канавки 282 (например, над канавкой 282), а второе уплотнение 254 находится ниже канавки 282 (например, под канавкой 282), причем уплотнения 254 обеспечивают гидроизоляцию места контакта опоры 274 для гнезда с внутренней поверхностью 212 нижнего переводника 206. Как показано на фиг. 2, в этом варианте осуществления изобретения в режиме установки перемещению опоры 274 гнезда вниз препятствует срезной штифт 284, который проходит от нижнего переводника 206 и входит в канавку 282, вследствие чего соответственно гнездо 270, защитная оболочка 272, гильза 260 и поршень 246 зафиксированы между опорой 274 гнезда и верхним переводником 204.
Далее, в нижнем переводнике 206 имеются заливное отверстие 286, заливной канал 288, приемник 290 для дозатора, отводной канал 292 и пробка 294. В этом варианте осуществления изобретения заливное отверстие 286 содержит обратный клапан, установленный в радиальном сквозном канале, выполненном в нижнем переводнике 206 и соединяющем заливной канал 288 с пространством, находящимся снаружи нижнего переводника 206. Заливной канал 288 представляет собой фактически цилиндрический продольный канал, ориентированный фактически параллельно центральной оси 202. Заливной канал 288 обеспечивает гидравлическое сообщение заливного отверстия 286 с камерой 268 для флюида. Аналогичным образом, приемник 290 для дозатора представляет собой фактически цилиндрический продольный канал, ориентированный фактически параллельно центральной оси 202. Приемник 290 для дозатора обеспечивает гидравлическое сообщение камеры 268 для флюида с отводным каналом 292. Кроме того, отводной канал 292 представляет собой фактически цилиндрический продольный канал, ориентированный фактически параллельно центральной оси 202. Отводной канал 292 проходит от приемника 290 для дозатора до канала 296 для пробки и до канала 298 для срезного штифта. В этом варианте осуществления изобретения канал 296 для пробки представляет собой радиальное сквозное отверстие, выполненное в нижнем переводнике 206 и соединяющее отводной канал 292 с пространством, находящимся снаружи отводного переводник 206. Канал 298 для срезного штифта представляет собой радиальное сквозное отверстие, выполненное в нижнем переводнике 206 и соединяющее отводной канал 292 с проточным каналом 216 гильзы. При этом, как показано на фиг. 2, в режиме установки гидравлическому сообщению между отводным каналом 292 и проточным каналом 261 препятствует опора 274 гнезда, уплотнения 254 и срезной штифт 284.
Далее, в гильзовой конструкции имеется дозатор 291 флюида, по меньшей мере, частично вставленный в приемник 290 для дозатора. В данном варианте осуществления изобретения дозатор 291 флюида представляет собой ограничитель объема поступающего флюида, например прецизионный гидравлический ограничитель сверхмалых объемов поступающего флюида или микродозаторный клапан, например, производства компании Тке Ьее Сотрапу, расположенной в городе Уэстбрук, штат Коннектикут, США. Однако, специалисту понятно, что в других вариантах осуществления изобретения могут использоваться любые иные дозаторы флюида. Например, может применяться любое электрогидравлическое устройство для (выборочно) нагнетания флюида и/или препятствования его протеканию через данное устройство. В других вариантах осуществления изобретения дозатор флюида может (выборочно) управляться оператором и/или компьютером для обеспечения запуска и прерывания процесса протекания флюида через дозатор флюида и/или регулирования расхода флюида, протекающего через дозатор флюида. Такие управляемые дозаторы флюида могут быть, например, фактически подобными регуляторам потока флюида, производимым компанией Тке Ьее Сотрапу. К подходящим примерам имеющихся в продаже такого рода дозаторов флюида относятся устройства моделей 1ЕУА1835424Н и 1ЕУА1835385Н производства компании Тке Ьее Сотрапу.
Нижний переводник 206 содержит верхний центральный канал 300, имеющий диаметр 302, канал 304 для размещения гнезда, имеющий диаметр 306, и нижний центральный канал 308, имеющий диаметр 310. Верхний центральный канал 300 соединяется с нижний центральным каналом 308 через канал 304 для размещения гнезда. В этом варианте осуществления изобретения диаметр 302 верхнего центрального канала 300 таков, что опора 274 гнезда входит в верхний центральный канал 300 плотно по своей наружной окружности, и в одном варианте осуществления изобретения диаметр 302 верхнего центрального канала 300 близок к наружному диаметру гильзы 260. При этом диаметр 306 канала 304 для размещения гнезда значительно больше диаметра 302 верхнего центрального канала 300, в результате чего имеется возможность увеличения расширяемого гнезда 270 в радиальном направлении, когда оно входит в канал 304 для размещения гнезда (см. более подробное описание ниже). В этом варианте осуществления изобретения диаметр 310 нижнего центрального канала 308 меньше диаметра 302 верхнего центрального канала 300 и меньше диаметра 306 канала 304 для размещения гнезда, а в одном варианте осуществления изобретения диаметр 310 нижнего центрального канала 308 близок к внутреннему диаметру гильзы 260.
- 8 023906
Соответственно, как подробнее описано ниже, опора 274 гнезда плотно входит в верхний центральный канал 300 и свободно входит в канал 304 для размещения гнезда диаметром 306, но при этом опора 274 гнезда по диаметру не проходит в нижний центральный канал 308.
Ниже приведено описание способа применения гильзовой конструкции 200 со ссылками на фиг. 24. В самом общем случае на фиг. 2 показана гильзовая конструкция 200 в режиме установки, в котором движению гильзы 260 относительно корпуса 208, содержащего отверстия, препятствует срезной штифт 284. На фиг. 3 гильзовая конструкция 200 показана в режиме задержки, в котором движению гильзы 260 относительно корпуса 208, содержащего отверстия, уже не препятствует срезной штифт 284, но при этом гильза 260 все еще не может перемещаться относительно корпуса 208, содержащего отверстия, вследствие наличия флюида в камере 268 для флюида. На фиг. 4 гильзовая конструкция 200 показана в режиме полного открытия, в котором гильза 260 уже не препятствует потоку флюида между отверстиями 244 и проточным каналом 216 гильзы, и флюид может протекать между отверстиями 244 и проточным каналом 216 гильзы через пазы 250 поршня 246.
На фиг. 2 гильзовая конструкция 200 изображена в режиме установки, в котором перемещению вдоль центральной оси 202 таких компонентов как поршень 246, гильза 260, защитная оболочка 272, сегментированное гнездо 270 и опора 274 гнезда препятствует, по меньшей мере, срезной штифт 284, вставленный в канал 298 для срезного штифта в нижнем переводнике 206 и в окружную канавку 282 в опоре 274 для гнезда. Кроме того, в режиме установки в камере 258 низкого давления находится некоторый объем сжимаемого флюида под атмосферным давлением. Специалисту понятно, что флюид, находящийся в камере 258 низкого давления, может представлять собой воздух, газообразный азот или любой другой сжимаемый флюид. Так как флюид в камере 258 низкого давления находится под атмосферным давлением, когда гильзовая конструкция 200 спущена в скважину, давление флюида в проточном канале 216 гильзы значительно выше давления в камере 258 низкого давления. Этот перепад давлений может быть отчасти связан с массой столба флюида в проточном канале 216 гильзы, а также, при определенных условиях, с увеличенными уровнями давления в проточном канале 216 гильзы при нагнетании в него флюида при помощи насосов. Далее, в камеру 268 для флюида поступает флюид. В общем случае флюид может поступать в камеру 268 для флюида через заливное отверстие 286 и далее через заливной канал 288. В процессе такого наполнения камеры 268 для флюида один или несколько срезных штифтов 284 и пробка 294 могут быть удалены для выпуска других флюидов или излишков заливаемого флюида. Затем, для удерживания флюида в заливном канале 288, камере 268 для флюида, дозаторе 291 флюида и отводном канале 292 срезной штифт 284 и/или пробка 294 могут быть заменены. Несмотря на то что проточный канал 216 гильзы находится под действием давления, перемещения вышеуказанных зафиксированных компонентов вышеописанной гильзовой конструкции 200, находящейся в режиме установки, не происходит.
На фиг. 3 показано, что перекрывающее поток устройство 276 может перемещаться через рабочую колонну 112 до герметичного контакта между ним и защитной оболочкой 272 (как показано на фиг. 2) или, в ином случае, с прокладкой гнезда в вариантах осуществления изобретения, в которых применяется прокладка гнезда. Когда перекрывающее поток устройство 276 находится в контакте с защитной оболочкой 272 и/или прокладкой гнезда, давление в проточном канале 216 гильзы над перекрывающим поток устройством может увеличиться до значения, при котором перекрывающее поток устройство 276 приложит к защитной оболочке 272, сегментированному гнезду 270 и опоре 274 гнезда силу, достаточную для разрушения срезного штифта 284. Сразу после разрушения срезного штифта 284 перекрывающее поток устройство 276 перемещает защитную оболочку 272, сегментированное гнездо 270 и опору 274 гнезда вниз, выводя их из положений, соответствующих режиму установки. Однако, при этом, несмотря на то что нисходящему движению гильзы 260 перестают препятствовать защитная оболочка 272 и сегментированное гнездо 270, гильза 260 и находящийся над ней поршень 246 не перемещаются вниз. Ввиду того что защитная оболочка 272 и сегментированное гнездо 270 уже не препятствуют нисходящему движению гильзы 260, данное состояние гильзовой конструкции 200 соответствует так называемому режиму задержки.
В частности, в режиме задержки нисходящего движения гильзы 260 и поршня 246 не происходит вследствие наличия флюида в камере 268 для флюида. Когда гильзовая конструкция 200 находится в режиме задержки, относительно низкое давление в камере 258 низкого давления вкупе с относительно высоким давлением в проточном канале 216 гильзы, действующим на верхний конец 253 поршня 246, приводит к нисходящему перемещению поршня 246. Однако, нисходящему движению поршня 246 препятствует гильза 260. При этом наличие флюида в камере 268 для флюида не препятствует нисходящему движению перекрывающего поток устройства 276, защитной оболочки 272, сегментированного гнезда 270 и опоры 274 гнезда. Напротив, перекрывающее поток устройство 276, защитная оболочка 272, сегментированное гнездо 270 и опора 274 гнезда перемещаются вниз и входят в канал 304 для размещения гнезда в нижнем переводнике 206. Попав в канал 304 для размещения гнезда, защитная оболочка 272 расширяется, разрывается и разрушается, что приводит к расширению сегментированного гнезда 270 в радиальном направлении в местах разделения частей (например, 270А, 270В и 270С) гнезда, в результате чего сегментированное гнездо 270 расширяется фактически по диаметру 306 канала для размещения
- 9 023906 гнезда. В одном варианте осуществления изобретения, в котором части (например, 270А, 270В и 270С) сегментированного гнезда 270 могут удерживаться в сосредоточении лентой, обвязкой, ремнем и т. п., перечисленные средства крепления могут аналогичным образом расширяться, разрываться и разрушаться, что приводит к расширению сегментированного гнезда 270. Опора 274 гнезда, далее, фиксируется между расширяемым гнездом 270 и фактически стыковочной границей (например, имеющимся выступом), находящейся между каналом 304 для размещения гнезда и нижним центральным каналом 308. Например, наружный диаметр опоры 274 гнезда больше диаметра 310 нижнего центрального канала 308. После значительного расширения гнезда 270 перекрывающее поток устройство 276 может свободно пройти сквозь расширенное гнездо 270, сквозь опору 274 гнезда и попасть в нижний центральный канал 308. В другом варианте осуществления изобретения сегментированное гнездо 270, части (например, 270А, 270В и 270С) этого гнезда, защитная оболочка 272, а также перечисленные компоненты в любом их сочетании могут в силу своей структуры разрушаться при вышеописанном перемещении перекрывающего поток устройства 276. В таком варианте осуществления изобретения обломки сегментированного гнезда 270, частей (например, 270А, 270В и 270С) этого гнезда, защитной оболочки 272 могут падать (например, под действием силы тяжести) сквозь проточный канал 216 гильзы или вымываться (например, при перемещении флюида) из него. В обоих вариантах осуществления изобретения, как подробнее описано ниже, перекрывающее поток устройство 276, далее, может свободно покинуть гильзовую конструкцию 200 и перемещаться вниз по скважине для взаимодействия с другими гильзовыми конструкциями.
После выхода перекрывающего поток устройства 276 из гильзовой конструкции 200 нисходящее движение гильзы 260 происходит с интенсивностью, обуславливаемой допустимой скоростью выхода флюида из камеры 268 для флюида через дозатор 291 флюида. Специалисту понятно, что флюид может покинуть камеру 268 для флюида путем перемещения из камеры 268 для флюида через дозатор 291 флюида, через отводной канал 292, через канал 298 для срезного штифта мимо обломков разрушенного срезного штифта 284 в проточный канал 216 гильзы. По мере уменьшения объема флюида в камере 268 для флюида гильза 260 перемещается вниз до контакта верхнего уплотненного выступа 262 гильзы 260 с нижним переводником 206 вблизи приемника 290 для дозатора. Специалисту понятно, что вместо срезного штифта 284 могут использоваться срезные штифты или винты с центральными каналами, обеспечивающими требуемую траекторию протекания флюида.
На фиг. 4 гильзовая конструкция 200 изображена в режиме полного открытия, когда фактически весь флюид покинул камеру 268 для флюида. В режиме полного открытия верхний уплотненный выступ 262 гильзы 260 соприкасается с нижним переводником 206, при этом объем камеры 268 для флюида уменьшен фактически до нуля. Аналогичным образом, в режиме полного открытия верхний уплотненный выступ 248 поршня 246 находится фактически в нижнем положении и сжимает флюид, содержащийся в камере 258 низкого давления, в результате чего верхний уплотненный выступ 248 находится фактически ближе к выступу 236 на внутренней поверхности корпуса 208, содержащего отверстия. Когда поршень 246 находится в указанном положении, пазы 250 фактически выровнены с отверстиями 244, в результате чего устанавливается гидравлическое сообщение между проточным каналом 216 гильзы и отверстиями 244. Специалисту понятно, что при перемещении компонентов гильзовой конструкции 200 она находится в различных стадиях режима полного открытия, в которых гидравлическое сообщение между проточным каналом 216 гильзы и отверстиями 244 соответствует меньшей степени открытия гильзовой конструкции 200, нежели полное открытие. Кроме того, специалисту понятно, что при любой степени интенсивности гидравлического сообщения между проточным каналом 216 гильзы и отверстиями 244 флюиды могут вытесняться из гильзовой конструкции 200 через отверстия 244 или, в ином случае, флюиды могут поступать в гильзовую конструкцию 200 через отверстия 244.
На фиг. 5 показан разрез другого варианта осуществления предложенной гильзовой конструкции 400 для воздействия на формацию и извлечения углеводородов (здесь и далее называемой гильзовой конструкцией 400). Центральные оси многих из компонентов гильзовой конструкции 400 совпадают с центральной осью 402 гильзовой конструкции 400. Гильзовая конструкция 400 содержит верхний переводник 404, нижний переводник 406 и корпус 408, содержащий отверстия. Корпус 408, содержащий отверстия, подсоединен между верхним переводником 404 и нижним переводником 406. Все внутренние поверхности 410, 412, относящиеся к верхнему переводнику 404 и нижнему переводнику 406 соответственно, фактически ограничивают проточный канал 416. Верхний переводник 404 имеет втулку 418, основную часть 420 и стыковочную часть 422, предназначенную для соединения с корпусом. На внутренней поверхности втулки 418 имеется резьба для прикрепления к элементу рабочей колонны (например, рабочей колонны 112), располагаемому у верхнего конца гильзовой конструкции 400. На наружной поверхности стыковочной части 422, предназначенной для соединения с корпусом, имеется резьба для сцепления с корпусом 408, содержащим отверстия. Нижний переводник 406 имеет основную часть 426 и стыковочную часть 428, предназначенную для соединения с корпусом. Нижний переводник 406 в силу своей структуры (например, благодаря имеющейся на нем резьбе) может прикрепляться к элементу рабочей колонны 112, располагаемому у нижнего конца гильзовой конструкции 400. На наружной поверхности стыковочной части 428, предназначенной для соединения с корпусом, также имеется резьба для
- 10 023906 сцепления с корпусом 408, содержащим отверстия.
Корпус 408, содержащий отверстия, имеет фактически трубчатую форму и имеет стыковочную часть 430, предназначенную для соединения с верхним переводником, центральную основную часть 432 с отверстиями и стыковочную часть 434, предназначенную для соединения с нижним переводником, причем все эти части корпуса 408 имеют фактически одинаковый наружный диаметр. На внутренней поверхности 414 корпуса 408, содержащего отверстия, имеется выступ 436 между верхней внутренней поверхностью 438 и отверстиями 444. Нижняя внутренняя поверхность 440 примыкает к верхней внутренней поверхности 438 снизу, причем диаметр нижней внутренней поверхности 440 меньше диаметра верхней внутренней поверхности 438. Как подробнее описано ниже, отверстия 444 являются сквозными, они проходят в радиальном направлении через корпус 408 и (выборочно) используются для формирования гидравлического сообщения между проточным каналом 416 гильзы и пространством, находящимся непосредственно снаружи корпуса 408, содержащего отверстия.
Далее, в гильзовой конструкции 400 имеется гильза 460, установленная в корпусе 408, содержащем отверстия, под верхним переводником 404. Гильза 460 фактически представляет собой трубу, имеющую верхнюю часть 462 и нижнюю часть 464. Наружный диаметр нижней части 464 гильзы 460 больше диаметра верхней части 464 гильзы 460. На нижней части 464 гильзы 460 имеются расположенные по ее окружности насечки или зубцы 466. Как показано на фиг. 5, в этом варианте осуществления изобретения в режиме установки верхний конец 468 гильзы 460 фактически граничит с верхним переводником 404 и отходит от него вниз, чем препятствует гидравлическому сообщению между отверстиями 444 и проточным каналом 416 гильзы.
Далее, в содержащем отверстия корпусе 408 гильзовой конструкции 400 имеется поршень 446. Поршень 446 фактически представляет собой трубу, имеющую верхнюю часть 448, соединенную с нижней частью 450 через центральную часть 452. В режиме установки поршень 446 граничит с нижним переводником 406. Такие компоненты как верхний конец 453 поршня 446, верхняя часть 462 гильзы, верхняя внутренняя поверхность 438, нижняя внутренняя поверхность 440 и нижний конец выступа 436 на внутренней поверхности корпуса, все вместе, образовывают камеру 451 сдвига. В этом варианте осуществления изобретения в камере 451 сдвига установлена сжимаемая пружина 424, охватывающая гильзу 460. В поршне 446 имеется канавка 454 для разрезного стопорного кольца, в которой может размещаться разрезное стопорное кольцо 456. Кроме того, в поршне 446 имеется приемник 457 для срезного штифта, в котором может размещаться срезной штифт 458. Срезной штифт 458 проходит от приемника 457 для срезного штифта в аналогичное отверстие 459 для срезного штифта, выполненное в гильзе 460. Таким образом, в режиме установки, как показано на фиг. 5, движению поршня 446 относительно гильзы 460 препятствует срезной штифт 458. Специалисту понятно, что на разрезном стопорном кольце 456 имеются насечки или зубцы 469, которые стыкуются с зубцами 466, в результате чего возможно восходящее движение разрезного стопорного кольца 456 относительно гильзы 460 и невозможно нисходящее движение разрезного стопорного кольца 456 относительно гильзы 460 при сцеплении зубцов 466, 469 друг с другом.
Далее, в гильзовой конструкции 400 имеется сегментированное гнездо 470, установленное в поршне 446 и в верхней части нижнего переводника 406. В варианте осуществления, показанном на фиг. 5, сегментированное гнездо 470 фактически представляет собой трубу, имеющую канал с внутренней поверхностью 473 и скошенную кромку 471 на своем верхнем конце, причем скошенная кромка 471 в силу своей структуры и/или размера предназначена для (выборочно) сцепления с перекрывающим поток устройством и/или удержания этого устройства, имеющего определенные размеры и/или форму (например, перекрывающего поток устройства 476). Аналогично конструкции сегментированного гнезда 270, описанного выше со ссылками на фиг. 2-4, в варианте осуществления изобретения, приведенном на фиг. 5, сегментированное седло 470 может быть разделено радиально относительно центральной оси 402 на несколько частей.
Например, как и в конструкции сегментированного гнезда 270, показанного на фиг. 2А, сегментированное гнездо 470 разделено на три смежные части приблизительно одинакового размера, одинаковой формы и/или конфигурации. В одном варианте осуществления изобретения три смежных части (аналогично частям 270А, 270В и 270С, показанным на фиг. 2А) вместе образуют сегментированное гнездо 470, при этом каждая из частей представляет собой одну треть (например, простирающуюся в окружном направлении на угол 120°) сегментированного гнезда 470. В другом варианте осуществления изобретения сегментированное гнездо, подобное сегментированному гнезду 470, может состоять из любого подходящего количества одинаковых по размеру или неодинаковых по размеру частей. Например, сегментированное гнездо может состоять из двух, четырех, пяти, шести или большего количества смежных простирающихся в окружном направлении частей. Сегментированное гнездо 470 может быть выполнено из подходящего материала любым подходящим способом, например в соответствии с вышеописанной конструкцией сегментированного гнезда 270, представленного на фиг. 2-4. Специалисту понятно, что хотя на фиг. 5 показано, что перекрывающее поток устройство 476 присутствует в гильзовой конструкции 400, находящейся в режиме установки, в большинстве вариантов применения гильзовой конструкции 400 эта гильзовая конструкция перемещается вниз без перекрывающего поток устройства 476, которое вво- 11 023906 дится позже, как подробнее описано ниже. Кроме того, в качестве перекрывающего поток устройства 476 показан шарик, однако в других вариантах осуществления изобретения перекрывающее поток устройство может иметь любую подходящую форму или представлять собой устройство, герметично стыкующееся с защитной оболочкой 472 и/или прокладкой гнезда (оба этих компонента подробно рассмотрены ниже), при этом перекрывающее поток устройство препятствует потоку флюида через проточный канал 416 гильзы.
В другом варианте осуществления изобретения гильзовая конструкция, подобная гильзовой конструкции 400, может содержать расширяемое гнездо. Данное расширяемое гнездо может быть выполнено из разных материалов, например из низколегированной стали, скажем марки ΑΙδΙ 4140 или ΑΙδΙ 4130, причем в общем случае это расширяемое гнездо в силу своей структуры может раздвигаться радиально наружу, в результате чего при отсутствии помех для радиального расширения диаметр (например, наружный/внутренний) гнезда 470 увеличивается. В некоторых вариантах осуществления изобретения расширяемое гнездо может быть составлено из витков, выполненных из стали марки ΆΙδΙ 4140. Например, расширяемое гнездо может содержать несколько витков, расположенных между верхней и нижней частями гнезда и образующих боковую стенку гнезда. В одном варианте осуществления изобретения такого рода расширяемое гнездо может быть покрыто защитной оболочкой 472 (подробнее описано ниже) и/или может содержать прокладку.
Аналогично конструкции сегментированного гнезда 270, описанного со ссылкой на фиг. 2-4, в варианте осуществления, показанном на фиг. 5, одна или несколько поверхностей сегментированного гнезда 470 покрыты защитной оболочкой 472. Аналогично расположению защитной оболочки 272, показанной на фиг. 2А, защитная оболочка 472 покрывает один или несколько следующих компонентов (в любом сочетании этих компонентов): скошенная кромка 471 сегментированного гнезда 470, внутренний канал 473 сегментированного гнезда 470 и нижний торец 475 сегментированного гнезда 470. В одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка может покрывать одну или несколько поверхностей сегментированного гнезда 470, что понятно специалисту, ознакомившемуся с настоящим описанием. В одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка 472 может образовывать непрерывный слой, покрывающий указанные поверхности сегментированного гнезда 470, которые могут находиться в гидравлическом сообщении с проточным каналом 416 гильзы.
Защитная оболочка 472 может быть выполнена любым подходящим способом и из любого подходящего материала, например из вышеуказанных касательно сегментированного гнезда 270, показанного на фиг. 2-4. Следует отметить, что описание, относящееся к защитной оболочке 272 и сегментированному гнезду 270, в равной степени применимо к защитной оболочке 472 и сегментированному гнезду 470.
В одном варианте осуществления изобретения сегментированное гнездо 470 также может иметь прокладку, обеспечивающую уплотнение места контакта этой прокладки и перекрывающего поток устройства. В некоторых вариантах осуществления изобретения прокладка гнезда может быть выполнена из резины. В таком варианте осуществления изобретения в режиме установки прокладка гнезда может быть фактически зафиксирована между расширяемым гнездом и нижним концом гильзы. В одном варианте осуществления изобретения защитная оболочка 472 может выполнять функции такой прокладки, например при сцеплении с перекрывающим поток устройством и/или уплотнении места контакта защитной оболочки 472 с перекрывающим поток устройством. В таком варианте осуществления изобретения защитная оболочка 472 может иметь неравномерную толщину. Например, поверхность(и) защитной оболочки 472, предназначенная(ые) для сцепления с перекрывающим поток устройством (например, скошенная кромка 471), может(гут) иметь большую толщину, нежели одна или несколько других поверхностей защитной оболочки 472.
Далее, в гнезде 470 имеется отверстие 478 для срезного штифта, выровненное радиально и фактически по оси с аналогичным отверстием 480 для срезного штифта, выполненным в поршне 446. Срезной штифт 482 вставляется сразу в оба отверстия 478, 480 и, тем самым, препятствует движению гнезда 470 относительно поршня 446. Кроме того, в поршне 446 имеется приемник 484 для шипа, в который может вставляться шип 486. В режиме установки гильзовой конструкции 400 шип 486 зафиксирован в приемнике 484 для шипа между гнездом 470 и корпусом 408, содержащим отверстия. В частности, шип 486 проходит фактически в окружную канавку 488 для шипа, выполненную в корпусе 408, содержащем отверстия, тем самым препятствуя движению поршня 466 относительно корпуса 408, содержащего отверстия. Таким образом, в режиме установки, когда срезные штифты 458, 482 и шип 486 находятся на своих вышеуказанных местах, поршень 446, гильза 460 и гнездо 470 фактически зафиксированы в определенном положении относительно корпуса 408, содержащего отверстия, и относительно друг друга, в результате чего гидравлическое сообщение между проточным каналом 416 гильзы и отверстиями 444 отсутствует.
Нижний переводник 406 содержит верхний центральный канал 490, имеющий диаметр 492, и канал 494 для размещения гнезда, имеющий диаметр 496 и соединяющийся с верхним центральным каналом 490. В этом варианте осуществления изобретения диаметр 492 верхнего центрального канала 490 таков, что гнездо 470 входит в верхний центральный канал 490 плотно по своей наружной окружности, и в одном варианте осуществления изобретения диаметр 492 верхнего центрального канала 490 близок к на- 12 023906 ружному диаметру нижней части 464 гильзы. Однако, диаметр 496 канала 494 для размещения гнезда значительно больше диаметра 492 верхнего центрального канала 490, в результате чего имеется возможность увеличения расширяемого гнезда 470 в радиальном направлении, когда оно входит в канал 494 для размещения гнезда (см. более подробное описание ниже).
Ниже приведено описание способа применения гильзовой конструкции 400 со ссылками на фиг. 58. На фиг. 5 гильзовая конструкция 400 изображена в режиме установки, в котором гильза 460 неподвижна относительно корпуса 408, содержащего отверстия, при этом гильза 460 препятствует гидравлическому сообщению между проточным каналом 416 гильзы и отверстиями 444. Специалисту понятно, что давление в гильзе 460 может изменяться. На фиг. 6 гильзовая конструкция 400 изображена на другой стадии режима установки, на которой движению гильзы 460 относительно корпуса 408, содержащего отверстия, уже не препятствуют ни срезной штифт 482, ни шип 486, однако данному движению препятствует срезной штифт 458. Срезной штифт 458 изначально может использоваться для предотвращения непредумышленного перемещения гильзы 460 при изменении давления в гильзе 460 вследствие незапланированного падения инструмента или прочих происшествий, в результате которых к гильзе 460 могут прикладываться нежелательные движущие силы. На фиг. 7 гильзовая конструкция 400 изображена в режиме задержки, в котором движение гильзы 460 относительно корпуса 408, содержащего отверстия, еще не произошло, но может произойти при наступлении определенных условий в скважине. В этом варианте осуществления изобретения таким определенным условием в скважине является достаточное уменьшение давления флюида в проточном канале 416 гильзы, которое происходит после перехода гильзовой конструкции в режим, показанный на фиг. 6. На фиг. 8 гильзовая конструкция 400 изображена в режиме полного открытия, в котором гильза 460 уже не препятствует гидравлическому сообщению между отверстиями 444 и проточным каналом 416 гильзы, и, более того, между отверстиями 444 и проточным каналом 416 гильзы устанавливается беспрепятственное гидравлическое сообщение.
На фиг. 5 гильзовая конструкция 400 изображена в режиме установки, в котором каждый из следующих компонентов - поршень 446, гильза 460, защитная оболочка 472 и гнездо 470 - не может двигаться вдоль центральной оси 402, по меньшей мере, вследствие наличия срезных штифтов 482, 458, которые фиксируют гнездо 470, поршень 446 и гильзу 460 в определенном положении относительно корпуса 408, содержащего отверстия. В этом варианте осуществления изобретения шип 486, зафиксированный в приемнике 484 для шипа в поршне 446 и между гнездом 470 и корпусом 408, содержащим отверстия, также препятствует движению поршня 446 относительно корпуса 408, содержащего отверстия. В частности, шип 486 зафиксирован в канавке 488 для шипа, в результате чего шип 486 препятствует движению поршня 446 относительно корпуса 408, содержащего отверстия. Далее, в режиме установки пружина 424 частично сжата вдоль центральной оси 402, в результате чего к поршню 446 прикладывается сила, действующая вниз и от выступа 436 на внутренней поверхности корпуса. Специалисту понятно, что в других вариантах осуществления изобретения камера 451 сдвига может быть надлежащим образом уплотнена для ввода в нее флюидов под давлением и передачи сдвигового усилия на поршень 446. Например, в таком варианте осуществления изобретения в камеру сдвига может вводиться заряд азота. Специалисту понятно, что в других вариантах осуществления изобретения в камере 451 сдвига могут содержаться только пружина, подобная пружине 424, или только флюид под давлением, или пружина, подобная пружине 424, и флюид под давлением.
На фиг. 6 показано, что перекрывающее поток устройство 476 может перемещаться через рабочую колонну 112 до герметичного контакта между ним и защитной оболочкой 472 (как показано на фиг. 5) или, в ином случае, с прокладкой гнезда (в вариантах осуществления изобретения, в которых применяется прокладка гнезда). Когда перекрывающее поток устройство 476 находится в контакте с защитной оболочкой 472 и/или прокладкой гнезда, давление в проточном канале 416 гильзы над перекрывающим поток устройством может увеличиться до значения, при котором перекрывающее поток устройство 476 приложит к защитной оболочке 472 и гнезду 470 силу, достаточную для разрушения срезного штифта 482. Сразу после разрушения срезного штифта 482 перекрывающее поток устройство 476 перемещает защитную оболочку 472 и гнездо 470 вниз, выводя их из положений, соответствующих режиму установки. При таком нисходящем движении гнезда 470 высвобождается шип 486, в результате чего он формально перестает выполнять фиксирующую функцию. Тем не менее, хотя восходящему движению поршня 446 уже не препятствуют защитная оболочка 472, гнездо 470 и шип 486, данный поршень остается в зафиксированном положении под действием упругой силы пружины 424 и из-за наличия срезного штифта 458. Таким образом, гильзовая конструкция остается неподвижной или остается в режиме фиксации, несмотря на то что она переводится в другую конфигурацию или стадию режима установки. Специалисту понятно, что перекрывающее поток устройство 476, защитная оболочка 472 и гнездо 470 продолжают нисходящее движение к каналу 494 для размещения гнезда и взаимодействуют с каналом 494 для размещения гнезда фактически так же, как это происходит, когда перекрывающее поток устройство 276, защитная оболочка 272 и гнездо 270 перемещаются к каналу 304 для размещения гнезда и взаимодействуют с каналом 304 для размещения гнезда, как описано выше со ссылками на фиг. 2-4.
Как показано на фиг. 7, для обеспечения дальнейшего перехода из режима установки в режим задержки давление в проточном канале 416 увеличивается, пока поршень не сдвинется вверх и не разру- 13 023906 шит срезной штифт 458. После разрушения срезного штифта 458 восходящее движение поршня 446 продолжается в сторону выступа 436 на внутренней поверхности корпуса, в результате чего сжимается пружина 424. При восходящем перемещении поршня 446 на значительное расстояние нижняя часть 450 поршня вплотную подводится к верхней части 462 гильзы. В таком примыкающем положении поршня 446 зубцы 469 разрезного стопорного кольца 456 сцепляются с зубцами 466, расположенными на нижней части 464 гильзы. При примыкании нижней части 450 поршня 446 к верхней части 462 гильзы дальнейшее восходящее движение поршня 446 относительно гильзы 460 блокируется. Вследствие сцепления зубцов 469, 466 предотвращается дальнейшее нисходящее движение поршня 446 относительно гильзы 460. Таким образом, поршень 446 фиксируется относительно гильзы 460, и гильзовая конструкция 400 переходит в режим задержки.
Будучи в режиме задержки, гильзовая конструкция 400 уже не перекрывает отверстия 444 гильзой 460 в условиях соответствующего уменьшения давления флюида в проточном канале 416. Например, при соответствующем уменьшении давления флюида в проточном канале 416, упругая сила пружины 424 становится больше направленной вверх силы, прикладываемой к поршню 446 под действием давления флюида в проточном канале 416. В условиях продолжающегося уменьшения давления в проточном канале 416 пружина 424 сдвигает поршень 446 вниз. Ввиду того что к этому моменту поршень 446 зафиксирован относительно гильзы 460 посредством разрезного стопорного кольца 456, гильза также сдвигается вниз. При таком нисходящем движении гильзы 460 открываются отверстия 444, в результате чего между ними и проточным каналом 416 устанавливается гидравлическое сообщение. При возврате поршня 446 в положение, в котором он примыкает к нижнему переводнику 406, гильзовая конструкция 400 переходит в режим полного открытия. Гильзовая конструкция 400, находящаяся в режиме полного открытия, изображена на фиг. 8.
В некоторых вариантах осуществления изобретения эксплуатация системы технического обслуживания скважины, например системы 100 технического обслуживания скважины, может включать применение в скважине первой гильзовой конструкции (например, гильзовой конструкции типа 200, 400) и применение в этой скважине второй гильзовой конструкции, расположенной ниже первой гильзовой конструкции. Далее, могут использоваться насосы для технического обслуживания скважины и/или другое оборудование с целью формирования потока флюида, поступающего в проточные каналы гильз первой и второй гильзовых конструкций. Затем, в поток флюида может быть введено перекрывающее поток устройство, которое может перемещаться вниз по скважине и сцепляться с гнездом гильзовой конструкции. При первом контакте перекрывающего поток устройства с гнездом первой гильзовой конструкции обе гильзовые конструкции - первая и вторая - находятся в одном из вышеописанных режимов установки, при которых фактически отсутствует гидравлическое сообщение между проточными каналами гильз и пространствами снаружи них (например, кольцевыми пространствами скважины и/или разрывом, трещиной или проточной полостью в формации) через содержащие отверстия корпусы гильзовых конструкций. Таким образом, согласно вышеприведенному описанию давление флюида может увеличиваться и вызывать расфиксацию компонентов, препятствующих потоку флюида в первой гильзовой конструкции, в результате чего первая гильзовая конструкция переходит из режима установки в один из вышеописанных режимов задержки.
В некоторых вариантах осуществления изобретения поток флюида и давление могут поддерживаться на таком уровне, при котором перекрывающее поток устройство проходит через первую гильзовую конструкцию, как описано выше, после чего сцепляется с гнездом второй гильзовой конструкции. В режиме задержки при работе первой гильзовой конструкции блокируется гидравлическое сообщение между проточным каналом первой гильзы и кольцевым пространством в стволе скважины, что исключает потерю давления, которая была бы возможна при наличии этого гидравлического сообщения, в результате чего, в свою очередь, не допускается увеличение давления в проточном канале второй гильзовой конструкции. Таким образом, давление флюида над перекрывающим поток устройством может быть увеличено до требуемого уровня для расфиксации компонентов, препятствующих потоку флюида во второй гильзовой конструкции вышеупомянутым образом. После расфиксации компонентов, препятствующих потоку флюида, в обеих гильзовых конструкциях (в первой и во второй) и после перехода этих гильзовых конструкций в соответствующие режимы задержки далее может устанавливаться гидравлическое сообщение и/или увеличиваться интенсивность гидравлического сообщения между проточными каналами гильз и близлежащим кольцевым пространством в стволе скважины и/или в окружающей формации, причем в этих режимах задержки отсутствует неблагоприятное влияние на возможность расфиксации компонентов, препятствующих потоку флюида, любой из указанных гильзовых конструкций.
Далее, специалисту понятно, что одна или несколько особенностей гильзовых конструкций могут приводить к тому, что одна или несколько гильзовых конструкций, расположенных выше по потоку, будут характеризоваться более длительными интервалами задержки перед установлением фактического гидравлического сообщения между проточным каналом гильзы и кольцевым пространством по сравнению с интервалом задержки гильзовых конструкций, расположенных ниже по потоку. Например, объем камеры 268 для флюида, количество и/или вид флюида, вводимого в камеру 268 для флюида, дозатор 291 флюида и/или другие компоненты первой гильзовой конструкции могут выбираться иными и/или в иных
- 14 023906 сочетаниях, нежели соответствующие параметры и компоненты второй гильзовой конструкции, для обеспечения требуемой задержки при установлении вышеупомянутого гидравлического сообщения через первую гильзовую конструкцию, пока вторая гильзовая конструкция не будет переведена в режим расфиксации и/или в режим задержки, пока не будет установлено гидравлическое сообщение с кольцевым пространством и/или формацией через вторую гильзовую конструкцию и/или пока не пройдет определенное количество времени после установления гидравлического сообщения через вторую гильзовую конструкцию. В некоторых вариантах осуществления изобретения первая и вторая гильзовые конструкции в силу своих структур могут фактически переводиться в состояния, при которых установлено фактическое гидравлическое сообщение (например, установлено фактическое гидравлическое сообщение и/или выполнен переход в вышеупомянутый режим полного открытия), одновременно и/или с перекрытием по времени. Кроме того, в других вариантах осуществления изобретения вторая гильзовая конструкция может устанавливать такое гидравлическое сообщение, до того как такое гидравлическое сообщение будет установлено первой гильзовой конструкцией.
Ниже, со ссылкой на фиг. 1, приведено описание нескольких вариантов способа технического обслуживания скважины 114 с применением системы 100 технического обслуживания скважины. В некоторых случаях для выборочного воздействия на одну или несколько зон - зону 150, первую, вторую, третью, четвертую и пятую зоны 150а-150е - путем выборочного установления гидравлического сообщения посредством (например, открытия) одной или нескольких гильзовых конструкций (например, гильзовых конструкций 200 и 200а-200е), относящихся к соответствующей зоне. В частности, при помощи вышеописанного способа применения отдельных гильзовых конструкций, например гильзовой конструкции 200 и/или гильзовой конструкции 400, может осуществляться воздействие на зоны 150, 150а-150е посредством соответствующих относящихся к той или иной зоне гильзовых конструкций 200 и 200а-200е. Специалисту понятно, что зоны 150, 150а-150е могут быть разобщены, например при помощи разбухающих пакеров, механических пакеров, песчаных пробок, тампонажных составов (например, цемента) или при помощи перечисленных средств в любом сочетании таковых. Специалисту понятно, что в вариантах осуществления изобретения, касающихся работы первой и второй гильзовых конструкций, для выборочного воздействия на несколько зон (например, на третью, четвертую, пятую и другие зоны) могут в равной степени использоваться различные гильзовые конструкции (например, третья, четвертая, пятая и другие гильзовые конструкции) согласно приведенному ниже описанию со ссылкой на фиг. 1.
Согласно первому варианту осуществления изобретения предложен способ технического обслуживания скважины путем независимого технического обслуживания ряда зон подземной формации с применением нескольких соответствующих гильзовых конструкций. В таком варианте осуществления изобретения гильзовые конструкции 200 и 200а-200е могут иметь структуру, аналогичную структуре вышеописанной гильзовой конструкции 200. В гильзовых конструкциях 200 и 200а-200е могут содержаться гнезда, предназначенные для взаимодействия с перекрывающим поток устройством, имеющим первую форму и/или первый размер (например, один шарик или несколько шариков одинакового размера и одинаковой формы). В гильзовых конструкциях 200 и 200а-200е имеется система дозирования флюида, причем каждая гильзовая конструкция из группы гильзовых конструкций может быть оборудована системой дозирования флюида, предназначенной для установления гидравлического сообщения через соответствующую гильзовую конструкцию за определенный интервал времени после перехода из режима установки в режим задержки. Каждая из гильзовых конструкций в силу своей структуры может переводиться из режима задержки в режим полного открытия, в результате чего гидравлическое сообщение устанавливается через интервал времени, равный сумме интервалов времени, необходимых для перевода всех гильз, расположенных ниже рассматриваемой гильзовой конструкции, из режима установки в режим полного открытия (например, путем сцепления с перекрывающим поток устройством согласно вышеприведенному описанию), для выполнения требуемых действий по техническому обслуживанию в отношении зон(ы), связанных(ой) с этими(ой) гильзовыми(ой) конструкциями(ей). Кроме того, оператор может задать дополнительный интервал времени на запас надежности (например, для обеспечения своевременного завершения таких действий). В одном варианте осуществления изобретения, который предусматривает воздействие на последовательно расположенные зоны, может потребоваться добавление дополнительного интервала времени для блокировки гидравлического сообщения с предыдущей зоной, на которую оказывалось воздействие (например, по окончании действий по техническому обслуживанию той зоны). Например, может потребоваться время на экранирование той или иной зоны (см. нижеприведенное описание). Скажем, если расчетное время перемещения перекрывающего поток устройства между смежными гильзовыми конструкциями составляет около 10 мин, расчетное время выполнения действий по техническому обслуживанию составляет 1 ч и 40 мин, оператором задан дополнительный временной интервал запаса надежности 10 мин, то каждая гильзовая конструкция может быть переведена из режима задержки в режим полного открытия через 2 ч после перехода из режима задержки в режим полного открытия нижерасположенной гильзовой конструкции, следующей непосредственно за рассматриваемой гильзовой конструкцией. В данном примере согласно фиг. 1 самая удаленная от устья скважины гильзовая конструкция (200а) может быть переведена из режима задержки в режим полного открытия вскоре после перехода из режима установки в режим задержки (например, сразу, в течение 30 с, в тече- 15 023906 ние приблизительно 1 мин или в течение приблизительно 5 мин), вторая по удаленности от устья скважины гильзовая конструкция (200Ь) может быть переведена в режим полного открытия через 2 ч, третья по удаленности от устья скважины гильзовая конструкция (200с) может быть переведена в режим полного открытия через 4 ч, четвертая по удаленности от устья скважины гильзовая конструкция (200ά) может быть переведена в режим полного открытия через 6 ч, пятая по удаленности от устья скважины гильзовая конструкция (200е) может быть переведена в режим полного открытия через 8 ч, и шестая по удаленности от устья скважины гильзовая конструкция может быть переведена в режим полного открытия через 10 ч. В множестве других вариантов осуществления изобретения любая гильзовая конструкция или любые гильзовые конструкции (например, 200 и 200а-200е) в силу своей структуры могут открываться за требуемый интервал времени. Например, рассматриваемая гильза в силу своей структуры может открываться приблизительно за 1 с после перехода из режима установки в режим задержки или, в ином случае, приблизительно за 30 с, 1, 5, 15, 30 мин, 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 24 ч или за любой интервал времени для обеспечения требуемых временных характеристик воздействий (см. нижеприведенное описание).
В другом варианте осуществления изобретения гильзовые конструкции 200 и 200Ь-200е по структуре фактически аналогичны вышерассмотренной гильзовой конструкции 200, а гильзовая конструкция 200а по своей структуре фактически аналогична вышерассмотренной гильзовой конструкции 400. Гильзовые конструкции 200 и 200а-200е могут иметь гнезда, предназначенные для взаимодействия с перекрывающим поток устройством первой формы и/или первого размера. Гильзовые конструкции 200 и 200а-200е содержат систему дозирования флюида, причем каждая из множества систем дозирования флюида имеет дозатор флюида, предназначенный для установления гидравлического сообщения через соответствующую гильзовую конструкцию за требуемый интервал времени после перехода из режима установки в режим задержки, согласно вышеприведенному описанию. Согласно описанию, приведенному для гильзовой конструкции 400, самая удаленная от устья скважины гильзовая конструкция (200а) может быть переведена из режима задержки в режим полного открытия при соответствующем уменьшении давления флюида в проточном канале гильзовой конструкции. В таком варианте осуществления изобретения самая удаленная от устья скважины гильзовая конструкция (200а) может быть переведена из режима задержки в режим полного открытия вскоре после перехода в режим задержки, после чего согласно вышеприведенному описанию вышерасположенные гильзовые конструкции, следующие непосредственно за рассматриваемой гильзовой конструкцией, могут быть переведены из режима задержки в режим полного открытия за требуемый интервал времени.
Другими словами, в вариантах осуществления изобретения дозаторы флюида могут выбираться таким образом, чтобы ни в одной гильзовой конструкции гидравлическое сообщение между ее проточным каналом и отверстиями не устанавливалось, пока каждая из гильзовых конструкций, расположенных ниже данной гильзовой конструкции, не будет переведена из режима задержки в режим полного открытия и/или пока не истечет определенный интервал времени. Такая конфигурация может применяться в случаях, когда желательно обеспечить воздействие на каждую из нескольких зон (например, на зоны 150 и 150а-150е) в отдельности и активировать соответствующие гильзовые конструкции посредством одного перекрывающего поток устройства во избежание введения и устранения через рабочую колонну (например, через рабочую колонну 112) нескольких перекрывающих поток устройств. Кроме того, поскольку в отношении нескольких (например, всех) гильзовых конструкций может использоваться перекрывающее поток устройство одного размера и/или одной формы, может применяться обычная рабочая колонна с постоянным размером проточного канала (например, диаметром проточного канала), что позволяет устранить компоненты, ограничивающие поток флюида через рабочую колонну, или сократить количество таких компонентов. При этом расход флюида будет претерпевать малые колебания.
В вариантах осуществления изобретения способ технического обслуживания скважины может включать применение рабочей колонны, имеющей группу гильзовых конструкций, структура которых описана выше, и размещение этой рабочей колонны в стволе скважины, при котором одна или несколько групп гильзовых конструкций располагаются рядом и/или фактически на границе с одной или несколькими зонами (например, наклонными зонами), подлежащими техническому обслуживанию. Зоны могут быть разобщены, например при помощи одного или нескольких пакеров или подобных изолирующих приспособлений.
Далее, при обеспечении гидравлического сообщения через гильзовые конструкции 200 и 200а-200е перекрывающее поток устройство, такое как перекрывающее поток устройство 276, по своей структуре и/или форме предназначенное для взаимодействия с гнездами гильзовых конструкций, вводится в рабочую колонну 112 и перемещается через нее, пока не достигнет наиболее удаленной от устья скважины гильзовой конструкции 200 и не сцепится с гнездом гильзовой конструкции, таким как гнездо 270. При непрерывном нагнетании флюида может увеличиваться давление, действующее на гнездо 270, в результате чего гильзовая конструкция переводится из режима установки в режим задержки, и согласно вышеприведенному описанию перекрывающее поток устройство проходит через гильзовую конструкцию. Перекрывающее поток устройство затем может продолжать движение через рабочую колонну, аналогичным образом сцепляться с гильзовыми конструкциями 200а-200е и переводить их в режим задержки. Все
- 16 023906 гильзовые конструкции 200 и 200а-200е, ранее переведенные в режим задержки, могут переводиться из режима задержки в режим полного открытия в порядке технического обслуживания зон, относящих к соответствующей гильзовой конструкции. В варианте осуществления изобретения техническое обслуживание зон может производиться в порядке их следования от забоя к устью скважины, то есть сначала производится техническое обслуживание наиболее удаленной от устья скважины зоны (150а), затем зон, расположенных ближе к устью скважины (например, 150Ь, 150с, 1506, 150е и 150). При техническом обслуживании скважины гильзовые конструкции, относящиеся к конкретным зонам, переводятся в режим полного открытия для подачи флюида, используемого при техническом обслуживании скважины, в эту зону через соответствующие отверстия в гильзовой конструкции. В одном варианте осуществления изобретения, в котором гильзовые конструкции 200 и 200а-200е, показанные на фиг. 1, по своей структуре фактически аналогичны гильзовой конструкции 200, приведенной на фиг. 2, переход гильзовой конструкции 200а (связанной с зоной 150а) в режим полного открытия может выполняться по истечении определенного интервала времени, отсчет которого, как описано выше, производится после расфиксации гильзовой конструкции 200а при срабатывании системы дозирования флюида, переводящей гильзовую конструкцию в режим полного открытия. Когда гильзовая конструкция 200а находится в режиме полного открытия, флюид, используемый при техническом обслуживании скважины, может подаваться в соответствующую зону (150а). В одном варианте осуществления изобретения, в котором гильзовые конструкции 200 и 200Ь-200е по своей структуре аналогичны гильзовой конструкции 200, а гильзовая конструкция 200а - гильзовой конструкции 400, переход гильзовой конструкции 200а в режим полного открытия может производиться, как описано выше, при уменьшении давления в проточном канале гильзовой конструкции.
Специалисту понятно, что выбор флюида, используемого при техническом обслуживании скважины и вводимого в ту или иную зону, обуславливается требуемой технологической операцией. Таким образом, к флюидам, используемым при техническом обслуживании скважины, относятся следующие (но не ограничиваются таковыми): флюид гидроразрыва, жидкость для водоструйной резки или буферная жидкость для перфорации, жидкость для кислотной обработки, флюид для эксплуатации нагнетательных скважин, промывочная жидкость с добавкой кольматирующего агента; тампонажные составы и т. п.
Специалисту, ознакомившемуся с настоящим описанием, понятно, что при техническом обслуживании зоны может потребоваться ограничение гидравлического сообщения с рассматриваемой зоной, например для доставки в эту зону флюида, используемого при техническом обслуживании скважины. В одном варианте осуществления изобретения после завершения действий по техническому обслуживанию наиболее удаленной от устья скважины зоны (150а) оператором может производиться ограничение гидравлического сообщения с зоной 150а (например, посредством гильзовой конструкции 200а) путем принудительного экранирования зоны или формирования в ней песчаной пробки. Специалисту, ознакомившемуся с настоящим описанием, понятно, что экранирование относится к ситуации, в которой твердый и/или дисперсный материал, содержащийся во флюиде, используемом при техническом обслуживании скважины, образует мост, ограничивающий поток флюида в канале протекания этого флюида. Путем экранирования каналов протекания флюида к зоне можно ограничивать гидравлическое сообщение с этой зоной и направлять флюид в одну или несколько других зон.
При ограничении гидравлического сообщения могут выполняться действия по техническому обслуживанию других зон (например, зон 150Ь-150е и 150) при помощи соответствующих гильзовых конструкций (например, гильзовых конструкций 200Ь-200е и 200). Как описано выше, дополнительные гильзовые конструкции переводятся в режим полного открытия в определенные интервалы времени, отсчитываемые от момента перехода из режима установки в режим задержки, в результате чего устанавливается гидравлическое сообщение с соответствующей зоной, и техническое обслуживание данной зоны становится возможным. По окончании технического обслуживания конкретной зоны, как описано выше, гидравлическое сообщение с этой зоной далее может быть ограничено. В одном варианте осуществления изобретения после завершения действий по техническому обслуживанию всех зон твердый и/или дисперсный материал, используемый для ограничения гидравлического сообщения с одной или несколькими зонами, может быть удален, например, для обеспечения беспрепятственного поступления извлекаемого из скважины флюида в проточные каналы гильзовых конструкций, находящихся в режиме полного открытия, через соответствующие отверстия в этих гильзовых конструкциях.
В другом варианте осуществления изобретения применение описанных в настоящем документе систем и/или способа позволяет воздействовать на требуемые зоны и/или производить их техническое обслуживание в любой необходимой последовательности этих зон в соответствии с регламентом технологического процесса воздействия на зоны скважины. Согласно этому регламенту могут быть заданы параметры множества гильзовых конструкций, подобных гильзовой конструкции 200 (например, при помощи вышеописанных механизмов формирования временной задержки). Например, согласно одному варианту осуществления изобретения оператор может оказывать воздействие на три зоны формации: сначала на нижнюю, далее на верхнюю и затем на промежуточную. Для этого вблизи этих зон могут быть размещены три гильзовые конструкции описанного в настоящем документе вида. Первая гильзовая конструкция (например, ближайшая к нижней зоне) может быть переведена в режим полного открытия первой; третья
- 17 023906 гильзовая конструкция (например, ближайшая к верхней зоне) может быть переведена в режим полного открытия второй (например, чтобы прошло достаточно времени для завершения процессов технического обслуживания в отношении первой зоны, и было перекрыто гидравлическое сообщение через первую гильзовую конструкцию); вторая гильзовая конструкция (например, ближайшая к промежуточной зоне) может быть переведена в режим полного открытия (например, чтобы прошло достаточно времени для завершения процессов технического обслуживания первой и третьей зон, и было перекрыто гидравлическое сообщение через первую и третью гильзовые конструкции).
Ниже приведено описание применения двух групп гильз (каждая группа состоит из трех гильз), однако следует понимать, что этим описанием количество гильз в группе и/или количество групп гильз не ограничивается, то есть на соответствующих стадиях процесса воздействия на зоны может использоваться любое необходимое количество гильз и групп гильз. Согласно второму варианту осуществления изобретения, где необходимо оказать воздействие на зоны 150а, 150Ь и 150с, не оказывая воздействия на зоны 150к, 150е и 150, используются гильзовые конструкции 200а-200е, аналогичные по своей структуре вышеописанной гильзовой конструкции 200. В таких вариантах осуществления изобретения гильзовые конструкции 200а, 200Ь и 200с могут иметь гнезда, предназначенные для взаимодействия с перекрывающим поток устройством первой формы и/или первого размера, а гильзовые конструкции 200к, 200е и 200 не участвуют во взаимодействии с перекрывающим поток устройством, имеющим первую форму. Таким образом, гильзовые конструкции 200а, 200Ь и 200с могут переводиться из режима установки в режим ожидания при прохождении перекрывающего поток устройства, имеющего первую форму, через вышерасположенные гильзовые конструкции 200, 200е и 200к с последующим поочередным сцеплением этого перекрывающего поток устройства с соответствующими компонентами гильзовых конструкций 200с, 200Ь и 200а. Поскольку гильзовые конструкции 200а-200с содержат систему дозирования флюида, различные гильзовые конструкции могут оборудоваться дозаторами флюида, обеспечивающими контролируемое и/или относительно медленное открытие гильзовых конструкций. Например, дозаторы флюида могут быть настроены таким образом, что ни в одной из гильзовых конструкций 200а-200с фактически не устанавливается гидравлическое сообщение между их проточными каналами и отверстиями до завершения перехода гильзовых конструкций 200а-200с из режима установки в режим ожидания. Другими словами, системы задержки могут быть настроены на обеспечение гарантированной расфиксации соответствующих компонентов всех гильзовых конструкций 200а-200с при помощи перекрывающего поток устройства перед установкой указанного гидравлического сообщения.
Специалисту понятно, что для предотвращения выхода флюида и/или потери давления флюида через отверстия в гильзовых конструкциях 200с, 200Ь при вышеописанном воздействии на зоны 150а, 150Ь и 150с указанные гильзовые конструкции могут быть оборудованы дозатором флюида, обеспечивающим задержку такого рода выхода флюида и/или потери давления флюида до тех пор, пока перекрывающим поток устройством не будут расфиксированы соответствующие компоненты гильзовой конструкции 200а. Кроме того, специалисту понятно, что отдельные гильзовые конструкции в силу своей структуры могут обеспечивать более длительные задержки (например, интервал времени от момента расфиксации соответствующих компонентов гильзовой конструкции до момента установления гидравлического сообщения через отверстия этой гильзовой конструкции) при расположении данной гильзовой конструкции в значительном отдалении от последней гильзовой конструкции, соответствующие компоненты которой должны быть расфиксированы при осуществлении технологического процесса (например, в данном случае, гильзовой конструкции 200а). Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения гильзовая конструкция 200с в силу своей структуры может обеспечивать более длительную задержку, нежели задержка, обеспечиваемая гильзовой конструкцией 200Ь. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения, где расчетное время перемещения перекрывающего поток устройства из гильзовой конструкции 200с в гильзовую конструкцию 200Ь составляет около 10 мин, и расчетное время перемещения перекрывающего поток устройства из гильзовой конструкции 200Ь в гильзовую конструкцию 200а также составляет около 10 мин, гильзовая конструкция 200с может обеспечивать задержку по меньшей мере около 20 мин. Задержка длительностью 20 мин может обеспечивать достижение перекрывающим поток устройством гильзовых конструкций 200Ь, 200а, а также расфиксацию их соответствующих компонентов до выхода флюида и/или потери давления флюида через отверстия в гильзовой конструкции 200с.
В ином случае, в некоторых вариантах осуществления изобретения гильзовые конструкции 200с, 200Ь могут обеспечивать одинаковые задержки, причем их суммарная задержка достаточна для предотвращения выхода флюида из гильзовых конструкций 200с, 200Ь и/или потери давления флюида в гильзовых конструкций 200с, 200Ь до расфиксации соответствующих компонентов гильзовой конструкции 200а при помощи перекрывающего поток устройства. Например, в одном варианте осуществления изобретения, где расчетное время перемещения перекрывающего поток устройства из гильзовой конструкции 200с в гильзовую конструкцию 200Ь составляет около 10 мин, и расчетное время перемещения перекрывающего поток устройства из гильзовой конструкции 200Ь в гильзовую конструкцию 200а также составляет около 10 мин, каждая из гильзовых конструкций 200с, 200Ь может обеспечивать задержку по меньшей мере около 20 мин. Таким образом, при применении вышеописанного способа, соответствующие
- 18 023906 компоненты всех трех гильзовых конструкций 200а-200с могут быть расфиксированы, а указанные гильзовые конструкции могут быть переведены в режим полного открытия за один рейс единственного перекрывающего поток устройства, вводимого в скважину через рабочую колонну 112 без необходимости расфиксации соответствующих компонентов гильзовых конструкций 200ά, 200е и 200, расположенных выше гильзовой конструкции 200с.
Далее, при необходимости открытия гильзовых конструкций 200ά, 200е и 200 перекрывающее поток устройство, имеющее вторую форму и/или второй размер, может аналогичным образом проходить через гильзовые конструкции 200ά, 200е и 200 для вышеописанного выборочного открытия остальных гильзовых конструкций 200ά, 200е и 200, что, безусловно, обеспечивается при помощи гнезд, содержащихся в гильзовых конструкциях 200ά, 200е и 200 и предназначенных для взаимодействия с перекрывающим поток устройством, имеющим вторую форму.
В других вариантах осуществления изобретения все гильзовые конструкции, например 200а, 200Ь и 200с, могут относиться к одной зоне скважины и могут иметь гнезда, предназначенные для взаимодействия с перекрывающим поток устройством, имеющим первую форму и/или первый размер, а гильзовые конструкции, такие как 200ά, 200е и 200, могут не иметь отношения к вышеупомянутой одной зоне и могут не взаимодействовать с перекрывающим поток устройством, имеющим первую форму. Таким образом, гильзовые конструкции, например 200а, 200Ь и 200с, могут переводиться из режима установки в режим задержки при перемещении перекрывающего поток устройства, имеющего первую форму, через вышерасположенные гильзовые конструкции 200, 200е и 200ά с его последующим поочередным сцеплением с соответствующими компонентами гильзовых конструкций 200с, 200Ь и 200а. Таким образом, одиночное перекрывающее поток устройство, имеющее первую форму и выборочно проходящее через другие вышерасположенные гильзовые конструкции и/или гильзовые конструкции, состояние которых остается неизменным (например, гильзовые конструкции 200ά, 200е и 200), может использоваться для расфиксации соответствующих компонентов и/или активации нескольких гильзовых конструкций (например, гильзовых конструкций 200с, 200Ь и 200а) в одной требуемой зоне.
Другой вариант осуществления предложенного способа технического обслуживания скважины может быть фактически аналогичен предыдущим рассмотренным вариантам, при этом его отличие от них состоит в том, что в нем используется по меньшей мере одна гильзовая конструкция, фактически аналогичная гильзовой конструкции 400. Специалисту понятно, что при использовании гильзовых конструкций, фактически аналогичных гильзовой конструкции 400, вместо конструкций, фактически аналогичных гильзовой конструкции 200, главное отличие данного варианта осуществления предложенного способа состоит в том, что гидравлическое сообщение между соответствующими проточными каналами и отверстиями трех гильзовых конструкций, переведенных из режима установки в режим полного открытия, не обеспечивается, пока давление в проточных каналах не будет соответствующим образом уменьшено. Только после данного уменьшения давления поршень и гильзы будут сдвинуты вниз посредством пружины гильзовых конструкций, фактически аналогичных гильзовой конструкции 400, в результате чего гильзовые конструкции будут переведены в режим полного открытия.
Специалисту понятно, что при реализации описанного ниже способа могут применяться оба вида вышеописанных гильзовых конструкций 200, 400. Способ технического обслуживания скважины может включать применение первой гильзовой конструкции в скважине, а также применение второй гильзовой конструкции, располагаемой ниже первой гильзовой конструкции. Далее, по меньшей мере через часть первой гильзовой конструкции может перемещаться перекрывающее поток устройство, в результате чего происходит расфиксация компонентов первой гильзовой конструкции, ограничивающих поток флюида, и первая гильзовая конструкция переводится из режима установки в режим задержки. Затем, перекрывающее поток устройство может перемещаться вниз по скважине от первой гильзовой конструкции и проходить по меньшей мере через часть второй гильзовой конструкции для расфиксации компонентов второй гильзовой конструкции, ограничивающих поток флюида. В некоторых вариантах осуществления изобретения расфиксация компонентов второй гильзовой конструкции, ограничивающих поток флюида, может происходить перед выходом флюида и/или потерей давления флюида через отверстия в первой гильзовой конструкции.
Во всех вариантах осуществления предложенного вышеописанного способа технического обслуживания скважины на заключительных стадиях технологического процесса из проточных каналов открытых гильзовых конструкций через отверстия в открытых гильзовых конструкциях могут протекать флюиды, используемые при техническом обслуживании скважины. В ином случае и/или дополнительно, наряду с вытекающими флюидами, используемыми при техническом обслуживании скважины, в проточные каналы открытых гильзовых конструкций через отверстия в открытых гильзовых конструкциях могут поступать извлекаемые из скважины флюиды.
Дополнительное описание изобретения
Ниже приведен перечень конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, не ограничивающих суть и объем настоящего изобретения.
Вариант осуществления изобретения А. Система технического обслуживания скважины, содержащая первую гильзовую конструкцию, в которой имеются следующие компоненты:
- 19 023906 первый корпус, содержащий отверстия;
первая скользящая гильза, по меньшей мере, частично находящаяся в первом корпусе, содержащем отверстия, и способная перемещаться относительно первого корпуса, содержащего отверстия, между первым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза препятствует гидравлическому сообщению через корпус, содержащий отверстия, и вторым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза не препятствует гидравлическому сообщению через корпус, содержащий отверстия;
первое сегментированное гнездо, радиально разделенное на несколько частей и способное перемещаться относительно первого корпуса, содержащего отверстия, между первым положением гнезда, в котором первое гнездо препятствует движению скользящей гильзы относительно корпуса, содержащего отверстия, и вторым положением гнезда, в котором первое гнездо не препятствует движению скользящей гильзы относительно корпуса, содержащего отверстия; и первая оболочка, образовывающая непрерывный слой, покрывающий одну или несколько поверхностей первого сегментированного гнезда;
при этом первая гильзовая конструкция может переводиться из первого режима во второй режим и может переводиться из второго режима в третий режим, причем в первом режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо остается в первом положении гнезда, причем во втором режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо находится во втором положении гнезда, и причем в третьем режиме первая скользящая гильза находится во втором положении гильзы.
Вариант осуществления изобретения В. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что далее содержит вторую гильзовую конструкцию, в которой имеются следующие компоненты:
второй корпус, содержащий отверстия;
вторая скользящая гильза, по меньшей мере, частично находящаяся во втором корпусе, содержащем отверстия, и способная перемещаться относительно второго корпуса, содержащего отверстия, между первым положением гильзы, в котором вторая скользящая гильза препятствует гидравлическому сообщению через корпус, содержащий отверстия, и вторым положением гильзы, в котором вторая скользящая гильза не препятствует гидравлическому сообщению через корпус, содержащий отверстия;
второе сегментированное гнездо, радиально разделенное на несколько частей и способное перемещаться относительно второго корпуса, содержащего отверстия, между первым положением гнезда, в котором второе гнездо препятствует движению скользящей гильзы относительно корпуса, содержащего отверстия, и вторым положением гнезда, в котором второе гнездо не препятствует движению скользящей гильзы относительно корпуса, содержащего отверстия; и вторая оболочка, образовывающая непрерывный слой, покрывающий одну или несколько поверхностей второго сегментированного гнезда;
при этом вторая гильзовая конструкция может переводиться из первого режима во второй режим и может переводиться из второго режима в третий режим, причем в первом режиме вторая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а второе сегментированное гнездо остается в первом положении гнезда, причем во втором режиме вторая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а второе сегментированное гнездо находится во втором положении гнезда, и причем в третьем режиме вторая скользящая гильза находится во втором положении гильзы.
Вариант осуществления изобретения С. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что первое сегментированное гнездо имеет по меньшей мере три радиально разделенные части.
Вариант осуществления изобретения Ό. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что первое сегментированное гнездо содержит материал, поддающийся резанию.
Вариант осуществления изобретения Е. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что первое гнездо выполняется из композиционных материалов, фенольных полимеров, чугуна, алюминия, латуни, металлических сплавов, каучука, керамики, а также перечисленных материалов в некотором их сочетании.
Вариант осуществления изобретения Е. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что первое сегментированное гнездо характеризуется первым диаметром, когда оно находится в первом положении гнезда, и характеризуется вторым диаметром, когда оно находится во втором положении гнезда, причем второй диаметр больше первого диаметра.
Вариант осуществления изобретения С. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что защитная оболочка покрывает части сегментированного гнезда, контактирующие с проточным каналом первой гильзовой конструкции.
Вариант осуществления изобретения Н. Система технического обслуживания скважины по вариан- 20 023906 ту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что защитная оболочка выполняется из керамики, карбидов, отверждаемых пластмасс, формованного каучука, термоусадочных материалов, а также перечисленных материалов в некотором их сочетании.
Вариант осуществления изобретения I. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что защитная оболочка характеризуется твердостью (по показаниям дюрометра) от приблизительно 50 до приблизительно 100 единиц.
Вариант осуществления изобретения 1. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что защитная оболочка наносится на первое сегментированное гнездо; на одну или несколько частей первого сегментированного гнезда или на первое сегментированное гнездо и на одну или несколько частей первого сегментированного гнезда.
Вариант осуществления изобретения К. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что защитная оболочка изготовлена заранее и вставлена в продольный проточный канал первого сегментированного гнезда.
Вариант осуществления изобретения Ь. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что первая защитная оболочка вставлена в углубление в сегментированном гнезде.
Вариант осуществления изобретения М. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что первая часть первой защитной оболочки может контактировать с перекрывающим поток устройством, надвигающимся на первую часть защитной оболочки, причем толщина первой части первой защитной оболочки больше толщины другой части первой защитной оболочки.
Вариант осуществления изобретения N. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что в ней также имеется следующее:
камера для флюида, выполненная между первым корпусом, содержащим отверстия, и первой скользящей гильзой; и дозатор флюида, находящийся в гидравлическом сообщении с камерой для флюида.
Вариант осуществления изобретения О. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения Ν, отличающаяся тем, что при нахождении первого сегментированного гнезда в первом положении гнезда гидравлическое сообщение через дозатор флюида блокируется.
Вариант осуществления изобретения Р. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения О, отличающаяся тем, что первое сегментированное гнездо удерживается в первом положении гнезда посредством срезного штифта, причем гидравлическое сообщение через дозатор флюида обеспечивается после разрушения этого срезного штифта.
Вариант осуществления изобретения О. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения Р, отличающаяся тем, что срезной штифт вставлен в оба компонента - в опору гнезда первой гильзовой конструкции и в нижний переводник первой гильзовой конструкции.
Вариант осуществления изобретения К. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что в ней также имеется следующее:
первый поршень, по меньшей мере, частично находящийся в первом корпусе, содержащем отверстия; и камера низкого давления, выполненная между первым поршнем и первым корпусом, содержащим отверстия.
Вариант осуществления изобретения 8. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что в ее первом регулирующем поток устройстве имеется первый поршень, по меньшей мере, частично находящийся между первой скользящей гильзой и первым корпусом, содержащим отверстия, фактически на одной оси со скользящей гильзой и первым корпусом.
Вариант осуществления изобретения Т. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения 8, отличающаяся тем, что в ней также имеется шип, выборочно вставляемый через первый поршень между первым сегментированным гнездом и первым корпусом, содержащим отверстия.
Вариант осуществления изобретения и. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения Т, отличающаяся тем, что шип вставляется в канавку для шипа в первом корпусе, содержащем отверстия.
Вариант осуществления изобретения V. Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения I, отличающаяся тем, что в ней также имеется камера сдвига, по меньшей мере, частично ограниченная первым корпусом, содержащим отверстия, первой скользящей втулкой и первым поршнем.
Вариант осуществления изобретения Система технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения V, отличающаяся тем, что в ней также имеется пружина, по меньшей мере, частично вставленная в камеру сдвига.
Вариант осуществления изобретения X. Система технического обслуживания скважины по вариан- 21 023906 ту осуществления изобретения А, отличающаяся тем, что после перехода первой гильзовой конструкции во второй режим ее переход из второго режима в третий режим осуществляется по истечении первого количества времени.
Вариант осуществления изобретения Υ. Способ технического обслуживания скважины, включающий размещение первой гильзовой конструкции в стволе скважины рядом с первой зоной для воздействия на эту зону, причем первая гильзовая конструкция имеет следующие компоненты:
первый корпус, содержащий отверстия;
первая скользящая гильза, по меньшей мере, частично находящаяся в первом корпусе, содержащем отверстия, и способная перемещаться относительно первого корпуса, содержащего отверстия, между первым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза препятствует гидравлическому сообщению через корпус, содержащий отверстия, и вторым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза не препятствует гидравлическому сообщению через корпус, содержащий отверстия;
первое сегментированное гнездо, радиально разделенное на несколько частей и способное перемещаться относительно первого корпуса, содержащего отверстия, между первым положением гнезда, в котором первое гнездо препятствует движению скользящей гильзы относительно корпуса, содержащего отверстия, и вторым положением гнезда, в котором первое гнездо не препятствует движению скользящей гильзы относительно корпуса, содержащего отверстия; и первая оболочка, образовывающая непрерывный слой, покрывающий одну или несколько поверхностей первого сегментированного гнезда;
при этом первая гильзовая конструкция может переводиться из первого режима во второй режим и может переводиться из второго режима в третий режим, причем в первом режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо остается в первом положении гнезда, причем во втором режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо находится во втором положении гнезда, и причем в третьем режиме первая скользящая гильза находится во втором положении гильзы.
Вариант осуществления изобретения Ζ. Способ технического обслуживания скважины по варианту осуществления изобретения Υ, отличающийся тем, что далее включает следующее:
перевод первой гильзовой конструкции в третий режим; и передача флюида, используемого при техническом обслуживании скважины, через содержащий отверстия корпус первой гильзовой конструкции в первую зону для воздействия на эту зону.
В настоящем документе приведено описание по меньшей мере одного варианта осуществления изобретения. Специалистом могут делаться изменения, сочетания и/или модификации касательно одного или нескольких вариантов осуществления изобретения и/или признаков одного или нескольких вариантов осуществления изобретения без отклонения от сути и объема этого изобретения. Иные варианты осуществления изобретения, полученные в результате комбинирования, объединения и/или исключения признаков одного или нескольких вариантов осуществления изобретения, также не являются отклонением от сути этого изобретения. Подразумевается, что все упоминаемые явно указанные числовые области и пределы числовых значений включают диапазоны и пределы последовательных числовых значений того же порядка, содержащиеся в границах явно указанных числовых областей и пределов (например, числовая область от приблизительно 1 до приблизительно 10 включает ряд значений 2, 3, 4 и т.д.; числовая область более 0,10 включает ряд значений 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Например, к любому описываемому числовому ряду с нижним пределом К! и верхним пределом К относятся все числа, попадающие в границы указанной числовой области. В частности, в данную область попадают все числа следующего вида: К=К!+к *(Ки-Къ), где к является переменной, изменяющейся от 1 до 100% с шагом 1%, то есть к выражает ряд числовых значений, включающий 1, 2, 3, 4, 5, ... 50, 51, 52, ... 95, 96, 97, 98, 99, 100%. Кроме того, любая числовая область, заданная двумя вышеупомянутыми рядами вида К, также явно определена. Использование словосочетания в некоторых случаях в отношении любого элемента в пунктах формулы изобретения обозначает, что для того или иного пункта формулы изобретения оба варианта - присутствие или, в ином случае, отсутствие данного элемента - в равной степени верны. Используемые слова, употребленные в широком смысле, например содержит, включает и имеет (с учетом парадигмы слова) и т. п., следует понимать как дополнения к словосочетаниям с более узким смыслом, таким как состоит из, в основном состоит из, фактически состоит из и т.п. Соответственно объем защищаемых прав не ограничивается изложенным выше описанием, а ограничивается только нижеприведенной формулой изобретения, при этом указанный объем включает все эквивалентные признаки объекта изобретения в рамках этой формулы. Все без исключения пункты формулы входят в состав данного описания изобретения и соответствуют одному или нескольким вариантам осуществления настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения является частью описания изобретения в дополнение к вариантам осуществления настоящего изобретения.
Claims (27)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система технического обслуживания скважины, содержащая первую гильзовую конструкцию, включающую следующие компоненты:первый корпус с отверстиями;первую скользящую гильзу, по меньшей мере, частично расположенную в первом корпусе с отверстиями и способную перемещаться относительно первого корпуса с отверстиями между первым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус, и вторым положением гильзы, в котором первая скользящая гильза не препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус;первое сегментированное гнездо, радиально разделенное на несколько частей и способное перемещаться относительно первого корпуса с отверстиями между первым положением гнезда, в котором первое гнездо препятствует движению скользящей гильзы относительно указанного корпуса, и вторым положением гнезда, в котором первое гнездо не препятствует движению скользящей гильзы относительно указанного корпуса; и первую оболочку, образующую непрерывный слой, покрывающий одну или более поверхностей первого сегментированного гнезда, при этом первая гильзовая конструкция выполнена с возможностью перевода из первого режима во второй режим и с возможностью перевода из второго режима в третий режим, причем в первом режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо остается в первом положении гнезда, во втором режиме первая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а первое сегментированное гнездо находится во втором положении гнезда, а в третьем режиме первая скользящая гильза находится во втором положении гильзы.
- 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что содержит вторую гильзовую конструкцию, включающую следующие компоненты:второй корпус с отверстиями;вторую скользящую гильзу, по меньшей мере, частично расположенную во втором корпусе с отверстиями и способную перемещаться относительно второго корпуса с отверстиями между первым положением гильзы, в котором вторая скользящая гильза препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус, и вторым положением гильзы, в котором вторая скользящая гильза не препятствует гидравлическому сообщению через указанный корпус;второе сегментированное гнездо, радиально разделенное на несколько частей и способное перемещаться относительно второго корпуса с отверстиями между первым положением гнезда, в котором второе гнездо препятствует движению скользящей гильзы относительно указанного корпуса, и вторым положением гнезда, в котором второе гнездо не препятствует движению скользящей гильзы относительно указанного корпуса; и вторую оболочку, образующую непрерывный слой, покрывающий одну или более поверхностей второго сегментированного гнезда, при этом вторая гильзовая конструкция выполнена с возможностью перевода из первого режима во второй режим и с возможностью перевода из второго режима в третий режим, причем в первом режиме вторая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а второе сегментированное гнездо остается в первом положении гнезда, во втором режиме вторая скользящая гильза остается в первом положении гильзы, а второе сегментированное гнездо находится во втором положении гнезда, а в третьем режиме вторая скользящая гильза находится во втором положении гильзы.
- 3. Система по п.1 или 2, отличающаяся тем, что первое сегментированное гнездо имеет по меньшей мере три радиально разделенные части.
- 4. Система по одному из пп.1-3, отличающаяся тем, что первое сегментированное гнездо содержит материал, поддающийся резанию.
- 5. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что первое гнездо выполнено из композиционных материалов, фенольных полимеров, чугуна, алюминия, латуни, металлических сплавов, каучука, керамики или комбинаций этих материалов.
- 6. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что первое сегментированное гнездо имеет первый диаметр, когда оно находится в первом положении гнезда, и второй диаметр, когда оно находится во втором положении гнезда, причем второй диаметр больше первого диаметра.
- 7. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что защитная оболочка покрывает части сегментированного гнезда, контактирующие с проточным каналом первой гильзовой конструкции.
- 8. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что защитная оболочка выполнена из керамики, карбидов, отверждаемых пластмасс, формованного каучука, термоусадочных материалов или комбинаций этих материалов.- 23 023906
- 9. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что защитная оболочка имеет твердость по показаниям дюрометра от порядка 50 до порядка 100 единиц.
- 10. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что защитная оболочка нанесена на первое сегментированное гнездо; на одну или более частей первого сегментированного гнезда или на первое сегментированное гнездо и на одну или более частей первого сегментированного гнезда.
- 11. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что защитная оболочка изготовлена заранее и вставлена в продольный проточный канал первого сегментированного гнезда.
- 12. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что первая защитная оболочка вставлена в углубление в сегментированном гнезде.
- 13. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что первая часть первой защитной оболочки выполнена с возможностью приема обтюратора, причем толщина первой части первой защитной оболочки больше толщины другой части первой защитной оболочки.
- 14. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что содержит камеру для флюида, выполненную между первым корпусом с отверстиями и первой скользящей гильзой; и дозатор флюида, находящийся в гидравлическом сообщении с камерой для флюида.
- 15. Система по п.14, отличающаяся тем, что при нахождении первого сегментированного гнезда в первом положении гнезда гидравлическое сообщение через дозатор флюида заблокировано.
- 16. Система по п.14 или 15, отличающаяся тем, что первое сегментированное гнездо удерживается в первом положении гнезда посредством срезного штифта, причем гидравлическое сообщение через дозатор флюида обеспечивается после разрушения этого срезного штифта.
- 17. Система по п.16, отличающаяся тем, что срезной штифт вставлен в опору гнезда первой гильзовой конструкции и в нижний переводник первой гильзовой конструкции.
- 18. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что содержит первый поршень, по меньшей мере, частично расположенный в первом корпусе с отверстиями; и камеру низкого давления, выполненную между первым поршнем и указанным первым корпусом.
- 19. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что в первой гильзовой системе предусмотрен первый поршень, по меньшей мере, частично расположенный между первой скользящей гильзой и первым корпусом с отверстиями, по существу, на одной оси со скользящей гильзой и первым корпусом.
- 20. Система по п.19, отличающаяся тем, что содержит шип, выборочно вставляемый через первый поршень между первым сегментированным гнездом и первым корпусом с отверстиями.
- 21. Система по п.20, отличающаяся тем, что шип вставлен в канавку для шипа в первом корпусе с отверстиями.
- 22. Система по одному из пп.9-21, отличающаяся тем, что содержит камеру сдвига, по меньшей мере, частично ограниченную первым корпусом с отверстиями, первой скользящей втулкой и первым поршнем.
- 23. Система по п.22, отличающаяся тем, что содержит пружину, по меньшей мере, частично вставленную в камеру сдвига.
- 24. Система по одному из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что после перехода первой гильзовой конструкции во второй режим ее переход из второго режима в третий режим осуществляется по истечении первого количества времени.
- 25. Способ технического обслуживания скважины, включающий использование системы по п.1, в котором размещают первую гильзовую конструкцию в стволе скважины рядом с первой обрабатываемой зоной.
- 26. Способ по п.25, отличающийся тем, что переводят первую гильзовую конструкцию в третий режим; и передают флюид, используемый при техническом обслуживании скважины, через указанный корпус первой гильзовой конструкции в первую обрабатываемую зону.
- 27. Способ по п.25 или 26, отличающийся тем, что включает один или более признаков, содержащихся в одном или более из пп.1-24.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/025,041 US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2011-02-10 | System and method for servicing a wellbore |
PCT/GB2012/000141 WO2012107731A2 (en) | 2011-02-10 | 2012-02-10 | System and method for servicing a wellbore |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201391121A1 EA201391121A1 (ru) | 2014-03-31 |
EA023906B1 true EA023906B1 (ru) | 2016-07-29 |
Family
ID=45688176
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201391121A EA023906B1 (ru) | 2011-02-10 | 2012-02-10 | Система и способ для технического обслуживания скважины |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8668012B2 (ru) |
EP (1) | EP2673463B1 (ru) |
CN (1) | CN103415674B (ru) |
AU (1) | AU2012215164B2 (ru) |
BR (1) | BR112013020371A2 (ru) |
CA (1) | CA2825364C (ru) |
CO (1) | CO6781526A2 (ru) |
EA (1) | EA023906B1 (ru) |
MX (1) | MX338701B (ru) |
PL (1) | PL2673463T3 (ru) |
WO (1) | WO2012107731A2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU204914U1 (ru) * | 2020-11-11 | 2021-06-17 | Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" | Циркуляционный клапан бурильной колонны |
Families Citing this family (45)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8668012B2 (en) * | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8839871B2 (en) | 2010-01-15 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials |
US8474533B2 (en) | 2010-12-07 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas generator for pressurizing downhole samples |
US8662177B2 (en) * | 2011-02-28 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracture diverter apparatus and method thereof |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9976401B2 (en) | 2011-08-29 | 2018-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Erosion resistant baffle for downhole wellbore tools |
US9103189B2 (en) | 2012-03-08 | 2015-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segmented seat for wellbore servicing system |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9279312B2 (en) * | 2012-07-10 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Downhole sleeve system and method |
US9260930B2 (en) | 2012-08-30 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure testing valve and method of using the same |
NO340047B1 (no) | 2012-09-21 | 2017-03-06 | I Tec As | Fremgangsmåte, ventil og ventilsystem for komplettering, stimulering og senere restimulering av brønner for hydrokarbonproduksjon |
CA2886611C (en) * | 2012-10-01 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interlocking segmented seat for downhole wellbore tools |
US9169705B2 (en) | 2012-10-25 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relief-assisted packer |
CN103015955B (zh) * | 2012-12-28 | 2015-06-24 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 裸眼水平井多簇滑套分段压裂方法 |
CN102979495B (zh) * | 2012-12-28 | 2016-06-29 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 裸眼水平井多簇限流压裂管柱及其压裂方法 |
US9334710B2 (en) | 2013-01-16 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interruptible pressure testing valve |
US9279310B2 (en) | 2013-01-22 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure testing valve and method of using the same |
US9260940B2 (en) | 2013-01-22 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure testing valve and method of using the same |
US9587486B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation |
US9366134B2 (en) | 2013-03-12 | 2016-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
US9284817B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual magnetic sensor actuation assembly |
US9624754B2 (en) | 2013-03-28 | 2017-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiused ID baffle |
US9664008B2 (en) * | 2013-04-04 | 2017-05-30 | PetroQuip Energy Services, LLC | Downhole completion tool |
US9752414B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches |
US20150075770A1 (en) | 2013-05-31 | 2015-03-19 | Michael Linley Fripp | Wireless activation of wellbore tools |
NO346563B1 (en) * | 2013-06-06 | 2022-10-10 | Trican Completion Solutions As | Protective sleeve for ball activated device |
US10422202B2 (en) | 2013-06-28 | 2019-09-24 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Linearly indexing wellbore valve |
US9896908B2 (en) * | 2013-06-28 | 2018-02-20 | Team Oil Tools, Lp | Well bore stimulation valve |
US9273534B2 (en) | 2013-08-02 | 2016-03-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Tool with pressure-activated sliding sleeve |
MX368525B (es) * | 2013-10-21 | 2019-10-07 | Halliburton Energy Services Inc | Deflector resistente a la erosion para herramientas de fondo de pozo. |
NO340685B1 (no) * | 2014-02-10 | 2017-05-29 | Trican Completion Solutions Ltd | Ekspanderbart og borbart landingssete |
MX2016016839A (es) * | 2014-07-30 | 2017-04-27 | Halliburton Energy Services Inc | Deflector desplegable. |
CA2967807C (en) | 2014-11-14 | 2023-12-12 | Antelope Oil Tool & Mfg. Co., Llc | Multi-stage cementing tool and method |
US10808523B2 (en) | 2014-11-25 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activation of wellbore tools |
CN109844258B (zh) * | 2016-11-15 | 2021-07-09 | 哈里伯顿能源服务公司 | 自上而下的挤压系统和方法 |
US10253590B2 (en) * | 2017-02-10 | 2019-04-09 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tools having controlled disintegration and applications thereof |
CA2994290C (en) * | 2017-11-06 | 2024-01-23 | Entech Solution As | Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore |
US11643898B2 (en) | 2018-10-17 | 2023-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for monitoring and/or predicting sagging tendencies of fluids |
US10954751B2 (en) * | 2019-06-04 | 2021-03-23 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Shearable split ball seat |
CN111155966B (zh) * | 2019-12-28 | 2022-02-25 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种井下环空应急开启装置 |
CN113503143B (zh) * | 2021-08-05 | 2022-03-04 | 大庆凯思石油技术开发有限公司 | 一种电路与压差控制开启的井下滑阀开关 |
CN113719256B (zh) * | 2021-09-17 | 2023-03-24 | 西南石油大学 | 用于水平井无限级压裂的可变径球座固井滑套 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2004088091A1 (en) * | 2003-04-01 | 2004-10-14 | Specialised Petroleum Services Group Limited | Downhole tool |
WO2009029437A1 (en) * | 2007-08-27 | 2009-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless multi-position frac tool |
US20090159289A1 (en) * | 2007-08-13 | 2009-06-25 | Avant Marcus A | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
WO2010127457A1 (en) * | 2009-05-07 | 2010-11-11 | Packers Plus Energy Services Inc. | Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment |
Family Cites Families (269)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2201290A (en) | 1939-03-04 | 1940-05-21 | Haskell M Greene | Method and means for perforating well casings |
US2537066A (en) | 1944-07-24 | 1951-01-09 | James O Lewis | Apparatus for controlling fluid producing formations |
US2493650A (en) * | 1946-03-01 | 1950-01-03 | Baker Oil Tools Inc | Valve device for well conduits |
US2627314A (en) * | 1949-11-14 | 1953-02-03 | Baker Oil Tools Inc | Cementing plug and valve device for well casings |
US2913051A (en) | 1956-10-09 | 1959-11-17 | Huber Corp J M | Method and apparatus for completing oil wells and the like |
US3054415A (en) | 1959-08-03 | 1962-09-18 | Baker Oil Tools Inc | Sleeve valve apparatus |
US3057405A (en) | 1959-09-03 | 1962-10-09 | Pan American Petroleum Corp | Method for setting well conduit with passages through conduit wall |
US3151681A (en) | 1960-08-08 | 1964-10-06 | Cicero C Brown | Sleeve valve for well pipes |
US3216497A (en) | 1962-12-20 | 1965-11-09 | Pan American Petroleum Corp | Gravel-packing method |
US3295607A (en) | 1964-06-12 | 1967-01-03 | Sutliff Downen Inc | Testing tool |
US3363696A (en) | 1966-04-04 | 1968-01-16 | Schlumberger Technology Corp | Full bore bypass valve |
US3434537A (en) | 1967-10-11 | 1969-03-25 | Solis Myron Zandmer | Well completion apparatus |
US3662825A (en) | 1970-06-01 | 1972-05-16 | Schlumberger Technology Corp | Well tester apparatus |
US3662826A (en) | 1970-06-01 | 1972-05-16 | Schlumberger Technology Corp | Offshore drill stem testing |
US3768556A (en) | 1972-05-10 | 1973-10-30 | Halliburton Co | Cementing tool |
US3850238A (en) * | 1972-10-02 | 1974-11-26 | Exxon Production Research Co | Method of operating a surface controlled subsurface safety valve |
US4047564A (en) | 1975-07-14 | 1977-09-13 | Halliburton Company | Weight and pressure operated well testing apparatus and its method of operation |
GB1520976A (en) | 1976-06-10 | 1978-08-09 | Ciba Geigy Ag | Photographic emulsions |
US4081990A (en) | 1976-12-29 | 1978-04-04 | Chatagnier John C | Hydraulic pipe testing apparatus |
US4105069A (en) | 1977-06-09 | 1978-08-08 | Halliburton Company | Gravel pack liner assembly and selective opening sleeve positioner assembly for use therewith |
US4109725A (en) | 1977-10-27 | 1978-08-29 | Halliburton Company | Self adjusting liquid spring operating apparatus and method for use in an oil well valve |
US4196782A (en) | 1978-10-10 | 1980-04-08 | Dresser Industries, Inc. | Temperature compensated sleeve valve hydraulic jar tool |
US4469136A (en) | 1979-12-10 | 1984-09-04 | Hughes Tool Company | Subsea flowline connector |
US4373582A (en) | 1980-12-22 | 1983-02-15 | Exxon Production Research Co. | Acoustically controlled electro-mechanical circulation sub |
US4417622A (en) | 1981-06-09 | 1983-11-29 | Halliburton Company | Well sampling method and apparatus |
US4605074A (en) | 1983-01-21 | 1986-08-12 | Barfield Virgil H | Method and apparatus for controlling borehole pressure in perforating wells |
US4691779A (en) | 1986-01-17 | 1987-09-08 | Halliburton Company | Hydrostatic referenced safety-circulating valve |
US4673039A (en) | 1986-01-24 | 1987-06-16 | Mohaupt Henry H | Well completion technique |
US4714117A (en) | 1987-04-20 | 1987-12-22 | Atlantic Richfield Company | Drainhole well completion |
US4889199A (en) | 1987-05-27 | 1989-12-26 | Lee Paul B | Downhole valve for use when drilling an oil or gas well |
US4771831A (en) | 1987-10-06 | 1988-09-20 | Camco, Incorporated | Liquid level actuated sleeve valve |
US4842062A (en) | 1988-02-05 | 1989-06-27 | Weatherford U.S., Inc. | Hydraulic lock alleviation device, well cementing stage tool, and related methods |
US4893678A (en) | 1988-06-08 | 1990-01-16 | Tam International | Multiple-set downhole tool and method |
US5156220A (en) | 1990-08-27 | 1992-10-20 | Baker Hughes Incorporated | Well tool with sealing means |
US5125582A (en) | 1990-08-31 | 1992-06-30 | Halliburton Company | Surge enhanced cavitating jet |
US5193621A (en) | 1991-04-30 | 1993-03-16 | Halliburton Company | Bypass valve |
US5127472A (en) | 1991-07-29 | 1992-07-07 | Halliburton Company | Indicating ball catcher |
US5180016A (en) | 1991-08-12 | 1993-01-19 | Otis Engineering Corporation | Apparatus and method for placing and for backwashing well filtration devices in uncased well bores |
US5375662A (en) * | 1991-08-12 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Hydraulic setting sleeve |
US5137086A (en) | 1991-08-22 | 1992-08-11 | Tam International | Method and apparatus for obtaining subterranean fluid samples |
EP0539040A3 (en) | 1991-10-21 | 1993-07-21 | Halliburton Company | Downhole casing valve |
US5325923A (en) | 1992-09-29 | 1994-07-05 | Halliburton Company | Well completions with expandable casing portions |
US5361856A (en) | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
US5396957A (en) | 1992-09-29 | 1995-03-14 | Halliburton Company | Well completions with expandable casing portions |
US5323856A (en) | 1993-03-31 | 1994-06-28 | Halliburton Company | Detecting system and method for oil or gas well |
US5314032A (en) | 1993-05-17 | 1994-05-24 | Camco International Inc. | Movable joint bent sub |
US5381862A (en) | 1993-08-27 | 1995-01-17 | Halliburton Company | Coiled tubing operated full opening completion tool system |
US5366015A (en) | 1993-11-12 | 1994-11-22 | Halliburton Company | Method of cutting high strength materials with water soluble abrasives |
US5494107A (en) | 1993-12-07 | 1996-02-27 | Bode; Robert E. | Reverse cementing system and method |
US5425424A (en) | 1994-02-28 | 1995-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Casing valve |
US5826661A (en) | 1994-05-02 | 1998-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus and methods of using same |
US5533571A (en) | 1994-05-27 | 1996-07-09 | Halliburton Company | Surface switchable down-jet/side-jet apparatus |
US5484016A (en) | 1994-05-27 | 1996-01-16 | Halliburton Company | Slow rotating mole apparatus |
US5499678A (en) | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
US5558153A (en) | 1994-10-20 | 1996-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Method & apparatus for actuating a downhole tool |
US5732776A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
US5947198A (en) | 1996-04-23 | 1999-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool |
US5918669A (en) | 1996-04-26 | 1999-07-06 | Camco International, Inc. | Method and apparatus for remote control of multilateral wells |
US6237683B1 (en) | 1996-04-26 | 2001-05-29 | Camco International Inc. | Wellbore flow control device |
US5947205A (en) | 1996-06-20 | 1999-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus with selective porting |
US6003834A (en) | 1996-07-17 | 1999-12-21 | Camco International, Inc. | Fluid circulation apparatus |
DE19630940C2 (de) | 1996-07-31 | 1999-03-04 | Siemens Ag | Verfahren zur Überprüfung des Katalysatorwirkungsgrades |
US6000468A (en) | 1996-08-01 | 1999-12-14 | Camco International Inc. | Method and apparatus for the downhole metering and control of fluids produced from wells |
US5765642A (en) | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
US5865254A (en) | 1997-01-31 | 1999-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tubing conveyed valve |
US5865252A (en) | 1997-02-03 | 1999-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods |
US6116343A (en) | 1997-02-03 | 2000-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods |
GB2323871A (en) | 1997-03-14 | 1998-10-07 | Well-Flow Oil Tools Ltd | A cleaning device |
US5960881A (en) * | 1997-04-22 | 1999-10-05 | Jerry P. Allamon | Downhole surge pressure reduction system and method of use |
US6787758B2 (en) | 2001-02-06 | 2004-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
GB9717572D0 (en) | 1997-08-20 | 1997-10-22 | Hennig Gregory E | Main bore isolation assembly for multi-lateral use |
US5944105A (en) | 1997-11-11 | 1999-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well stabilization methods |
US6079496A (en) | 1997-12-04 | 2000-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Reduced-shock landing collar |
US6041864A (en) | 1997-12-12 | 2000-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well isolation system |
US6253861B1 (en) | 1998-02-25 | 2001-07-03 | Specialised Petroleum Services Limited | Circulation tool |
US6216785B1 (en) | 1998-03-26 | 2001-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for installation of well stimulating apparatus downhole utilizing a service tool string |
US6189618B1 (en) | 1998-04-20 | 2001-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore wash nozzle system |
US6152232A (en) | 1998-09-08 | 2000-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Underbalanced well completion |
US6167974B1 (en) | 1998-09-08 | 2001-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of underbalanced drilling |
US6006838A (en) | 1998-10-12 | 1999-12-28 | Bj Services Company | Apparatus and method for stimulating multiple production zones in a wellbore |
US6230811B1 (en) * | 1999-01-27 | 2001-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Internal pressure operated circulating valve with annulus pressure operated safety mandrel |
US6318469B1 (en) | 1999-02-09 | 2001-11-20 | Schlumberger Technology Corp. | Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well |
US6241015B1 (en) | 1999-04-20 | 2001-06-05 | Camco International, Inc. | Apparatus for remote control of wellbore fluid flow |
US6467541B1 (en) | 1999-05-14 | 2002-10-22 | Edward A. Wells | Plunger lift method and apparatus |
CN2387258Y (zh) * | 1999-07-02 | 2000-07-12 | 辽河石油勘探局钻采工艺研究院 | 双封闭尾管完井管柱丢手装置 |
US6336502B1 (en) | 1999-08-09 | 2002-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Slow rotating tool with gear reducer |
US6244342B1 (en) | 1999-09-01 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-cementing method and apparatus |
US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
US6308779B1 (en) | 1999-09-16 | 2001-10-30 | Mcneilly A. Keith | Hydraulically driven fishing jars |
US6257339B1 (en) | 1999-10-02 | 2001-07-10 | Weatherford/Lamb, Inc | Packer system |
US6318470B1 (en) | 2000-02-15 | 2001-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Recirculatable ball-drop release device for lateral oilwell drilling applications |
US6571875B2 (en) | 2000-02-17 | 2003-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Circulation tool for use in gravel packing of wellbores |
US6286599B1 (en) | 2000-03-10 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for lateral casing window cutting using hydrajetting |
US7385523B2 (en) | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
DZ3387A1 (fr) | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
WO2002014650A1 (en) * | 2000-08-12 | 2002-02-21 | Paul Bernard Lee | Activating ball assembly for use with a by-pass tool in a drill string |
US6997263B2 (en) | 2000-08-31 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi zone isolation tool having fluid loss prevention capability and method for use of same |
US6422317B1 (en) | 2000-09-05 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control apparatus and method for use of the same |
US6561277B2 (en) | 2000-10-13 | 2003-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control in multilateral wells |
US6712160B1 (en) | 2000-11-07 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Leadless sub assembly for downhole detection system |
US6662877B2 (en) | 2000-12-01 | 2003-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Formation isolation valve |
NO313341B1 (no) | 2000-12-04 | 2002-09-16 | Ziebel As | Hylseventil for regulering av fluidstrom og fremgangsmate til sammenstilling av en hylseventil |
US6520257B2 (en) | 2000-12-14 | 2003-02-18 | Jerry P. Allamon | Method and apparatus for surge reduction |
GB0106538D0 (en) | 2001-03-15 | 2001-05-02 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
NO314701B3 (no) | 2001-03-20 | 2007-10-08 | Reslink As | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
US6634428B2 (en) | 2001-05-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Delayed opening ball seat |
US20030029611A1 (en) | 2001-08-10 | 2003-02-13 | Owens Steven C. | System and method for actuating a subterranean valve to terminate a reverse cementing operation |
US6725933B2 (en) | 2001-09-28 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
US6938690B2 (en) | 2001-09-28 | 2005-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation |
US6719054B2 (en) | 2001-09-28 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
US6662874B2 (en) | 2001-09-28 | 2003-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
US6722427B2 (en) | 2001-10-23 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wear-resistant, variable diameter expansion tool and expansion methods |
CA2412072C (en) | 2001-11-19 | 2012-06-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US7096954B2 (en) | 2001-12-31 | 2006-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for placement of multiple fractures in open hole wells |
US6776238B2 (en) | 2002-04-09 | 2004-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore |
US6789619B2 (en) | 2002-04-10 | 2004-09-14 | Bj Services Company | Apparatus and method for detecting the launch of a device in oilfield applications |
US6769490B2 (en) | 2002-07-01 | 2004-08-03 | Allamon Interests | Downhole surge reduction method and apparatus |
WO2009132462A1 (en) | 2008-04-29 | 2009-11-05 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
US7021384B2 (en) | 2002-08-21 | 2006-04-04 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for wellbore isolation |
US7108067B2 (en) | 2002-08-21 | 2006-09-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US7055598B2 (en) | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
US7219730B2 (en) | 2002-09-27 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Smart cementing systems |
GB2394488B (en) | 2002-10-22 | 2006-06-07 | Smith International | Improved multi-cycle downhole apparatus |
US6802374B2 (en) | 2002-10-30 | 2004-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Reverse cementing float shoe |
GB0302121D0 (en) | 2003-01-30 | 2003-03-05 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Improved mechanism for actuation of a downhole tool |
US7021389B2 (en) | 2003-02-24 | 2006-04-04 | Bj Services Company | Bi-directional ball seat system and method |
US7013971B2 (en) | 2003-05-21 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse circulation cementing process |
GB0312180D0 (en) | 2003-05-28 | 2003-07-02 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Drilling sub |
US7252152B2 (en) | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
US6997252B2 (en) | 2003-09-11 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic setting tool for packers |
US7066265B2 (en) | 2003-09-24 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of production enhancement and completion of a well |
GB2407595B8 (en) | 2003-10-24 | 2017-04-12 | Schlumberger Holdings | System and method to control multiple tools |
US7503390B2 (en) | 2003-12-11 | 2009-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Lock mechanism for a sliding sleeve |
US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7225869B2 (en) | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
US7234529B2 (en) | 2004-04-07 | 2007-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow switchable check valve and method |
US20080060810A9 (en) | 2004-05-25 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool |
US7159660B2 (en) | 2004-05-28 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet perforation and fracturing tool |
US7367393B2 (en) | 2004-06-01 | 2008-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Pressure monitoring of control lines for tool position feedback |
US7287592B2 (en) | 2004-06-11 | 2007-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool |
CA2509928C (en) | 2004-06-17 | 2009-01-27 | Schlumberger Canada Limited | Apparatus and method to detect actuation of a flow control device |
US7243723B2 (en) | 2004-06-18 | 2007-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing and gravel packing a borehole |
US7252147B2 (en) | 2004-07-22 | 2007-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure |
US7290611B2 (en) | 2004-07-22 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for cementing wells that lack surface casing |
US7090153B2 (en) | 2004-07-29 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow conditioning system and method for fluid jetting tools |
CN2723671Y (zh) * | 2004-08-02 | 2005-09-07 | 王修民 | 注水井井下作业防喷挡球 |
US7195067B2 (en) | 2004-08-03 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for well perforating |
US7322412B2 (en) | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7303008B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations |
US20060086507A1 (en) | 2004-10-26 | 2006-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore cleanout tool and method |
US7237612B2 (en) | 2004-11-17 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of initiating a fracture tip screenout |
US7228908B2 (en) | 2004-12-02 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells |
US7398825B2 (en) | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
US7273099B2 (en) | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
US20090084553A1 (en) | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
US7322417B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7506689B2 (en) | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
US7278486B2 (en) | 2005-03-04 | 2007-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing method providing simultaneous flow back |
US7926571B2 (en) | 2005-03-15 | 2011-04-19 | Raymond A. Hofman | Cemented open hole selective fracing system |
US7377322B2 (en) | 2005-03-15 | 2008-05-27 | Peak Completion Technologies, Inc. | Method and apparatus for cementing production tubing in a multilateral borehole |
GB2435656B (en) | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique and apparatus for use in wells |
US7431090B2 (en) | 2005-06-22 | 2008-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for multiple fracturing of subterranean formations |
US7422060B2 (en) | 2005-07-19 | 2008-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for completing a well |
US7296625B2 (en) | 2005-08-02 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
US7343975B2 (en) | 2005-09-06 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for stimulating a well |
US7946340B2 (en) | 2005-12-01 | 2011-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center |
US7740072B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for well stimulation using multiple angled fracturing |
US7510010B2 (en) | 2006-01-10 | 2009-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for cementing through a safety valve |
US7802627B2 (en) | 2006-01-25 | 2010-09-28 | Summit Downhole Dynamics, Ltd | Remotely operated selective fracing system and method |
US7325617B2 (en) | 2006-03-24 | 2008-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Frac system without intervention |
US7543641B2 (en) | 2006-03-29 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling wellbore pressure during gravel packing operations |
US20070261851A1 (en) | 2006-05-09 | 2007-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Window casing |
US7337844B2 (en) | 2006-05-09 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating and fracturing |
US7866396B2 (en) | 2006-06-06 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for completing a multiple zone well |
US20070284114A1 (en) | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a consumable downhole tool |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7478676B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US20080000637A1 (en) | 2006-06-29 | 2008-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flow-back control for oil and gas wells by controlling fluid entry |
US7520327B2 (en) | 2006-07-20 | 2009-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and materials for subterranean fluid forming barriers in materials surrounding wells |
US7464764B2 (en) | 2006-09-18 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Retractable ball seat having a time delay material |
US7571766B2 (en) | 2006-09-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage |
US7661478B2 (en) | 2006-10-19 | 2010-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Ball drop circulation valve |
US7510017B2 (en) | 2006-11-09 | 2009-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing and communicating in wells |
WO2008060297A2 (en) | 2006-11-15 | 2008-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool including swellable material and integrated fluid for initiating swelling |
US8657039B2 (en) | 2006-12-04 | 2014-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Restriction element trap for use with an actuation element of a downhole apparatus and method of use |
US20080135248A1 (en) | 2006-12-11 | 2008-06-12 | Halliburton Energy Service, Inc. | Method and apparatus for completing and fluid treating a wellbore |
WO2008091345A1 (en) | 2007-01-25 | 2008-07-31 | Welldynamics, Inc. | Casing valves system for selective well stimulation and control |
US7617871B2 (en) | 2007-01-29 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet bottomhole completion tool and process |
US7934559B2 (en) | 2007-02-12 | 2011-05-03 | Baker Hughes Incorporated | Single cycle dart operated circulation sub |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US20080202766A1 (en) | 2007-02-23 | 2008-08-28 | Matt Howell | Pressure Activated Locking Slot Assembly |
US7681645B2 (en) | 2007-03-01 | 2010-03-23 | Bj Services Company | System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore |
US7870907B2 (en) | 2007-03-08 | 2011-01-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Debris protection for sliding sleeve |
US8162050B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US20080264641A1 (en) | 2007-04-30 | 2008-10-30 | Slabaugh Billy F | Blending Fracturing Gel |
US7527103B2 (en) | 2007-05-29 | 2009-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Procedures and compositions for reservoir protection |
US7673673B2 (en) | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
US7637323B2 (en) * | 2007-08-13 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having fluid activated ball support |
US7673677B2 (en) * | 2007-08-13 | 2010-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Reusable ball seat having ball support member |
US7740079B2 (en) | 2007-08-16 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing plug convertible to a bridge plug |
US20090071651A1 (en) | 2007-09-17 | 2009-03-19 | Patel Dinesh R | system for completing water injector wells |
US20090090501A1 (en) | 2007-10-05 | 2009-04-09 | Henning Hansen | Remotely controllable wellbore valve system |
US7866402B2 (en) | 2007-10-11 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulation control valve and associated method |
GB0720421D0 (en) | 2007-10-19 | 2007-11-28 | Petrowell Ltd | Method and apparatus for completing a well |
GB0720420D0 (en) | 2007-10-19 | 2007-11-28 | Petrowell Ltd | Method and apparatus |
US7849924B2 (en) | 2007-11-27 | 2010-12-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for moving a high pressure fluid aperture in a well bore servicing tool |
US10119377B2 (en) | 2008-03-07 | 2018-11-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
US7735559B2 (en) | 2008-04-21 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method to facilitate treatment and production in a wellbore |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
US8307913B2 (en) | 2008-05-01 | 2012-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling system with drill string valves |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
US20090308588A1 (en) * | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
US20100000727A1 (en) | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for inflow control |
US7779906B2 (en) | 2008-07-09 | 2010-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool with multiple material retaining ring |
WO2010017139A2 (en) | 2008-08-04 | 2010-02-11 | Radjet Llc | Apparatus and method for controlling the feed-in speed of a high pressure hose in jet drilling operations |
US8186444B2 (en) | 2008-08-15 | 2012-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control valve platform |
US8960292B2 (en) | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
NO333210B1 (no) | 2008-10-01 | 2013-04-08 | Reelwell As | Nedihullsventilanordning |
US7967067B2 (en) | 2008-11-13 | 2011-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coiled tubing deployed single phase fluid sampling apparatus |
US7775285B2 (en) | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
CN201386539Y (zh) * | 2008-11-20 | 2010-01-20 | 吐哈石油勘探开发指挥部工程技术研究院 | 一种压裂用高压喷砂滑套 |
US20100155055A1 (en) | 2008-12-16 | 2010-06-24 | Robert Henry Ash | Drop balls |
US8496055B2 (en) | 2008-12-30 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Efficient single trip gravel pack service tool |
US7926575B2 (en) | 2009-02-09 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic lockout device for pressure controlled well tools |
US7909108B2 (en) * | 2009-04-03 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9593545B2 (en) | 2009-05-07 | 2017-03-14 | Churchill Drilling Tools Limited | Downhole material delivery |
DK178500B1 (en) | 2009-06-22 | 2016-04-18 | Maersk Olie & Gas | A completion assembly for stimulating, segmenting and controlling ERD wells |
US8365824B2 (en) | 2009-07-15 | 2013-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Perforating and fracturing system |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668016B2 (en) * | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8291980B2 (en) | 2009-08-13 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
CN101638982B (zh) * | 2009-08-20 | 2013-06-19 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 丢手管柱多层段压裂装置及工艺 |
US8418769B2 (en) | 2009-09-25 | 2013-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator and method |
US8316951B2 (en) | 2009-09-25 | 2012-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator and method |
US8191625B2 (en) | 2009-10-05 | 2012-06-05 | Halliburton Energy Services Inc. | Multiple layer extrusion limiter |
US8408314B2 (en) | 2009-10-06 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
CN201568014U (zh) * | 2009-10-29 | 2010-09-01 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院 | 一种分级固井工具总成 |
CN201568013U (zh) * | 2009-10-30 | 2010-09-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种免钻双级注水泥器 |
US8215411B2 (en) | 2009-11-06 | 2012-07-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use |
US8245788B2 (en) | 2009-11-06 | 2012-08-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use |
US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
US20110155392A1 (en) | 2009-12-30 | 2011-06-30 | Frazier W Lynn | Hydrostatic Flapper Stimulation Valve and Method |
US8739881B2 (en) | 2009-12-30 | 2014-06-03 | W. Lynn Frazier | Hydrostatic flapper stimulation valve and method |
MX2012008185A (es) | 2010-01-12 | 2012-08-08 | Luc De Boer | Valvula de control de flujo de cadena de perforacion y metodos de uso. |
US8479822B2 (en) | 2010-02-08 | 2013-07-09 | Summit Downhole Dynamics, Ltd | Downhole tool with expandable seat |
EP2550425A1 (en) | 2010-03-23 | 2013-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for well operations |
US8505639B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-08-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
US8297367B2 (en) | 2010-05-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanism for activating a plurality of downhole devices |
US8356671B2 (en) * | 2010-06-29 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Tool with multi-size ball seat having segmented arcuate ball support member |
US8403036B2 (en) | 2010-09-14 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single piece packer extrusion limiter ring |
WO2012037646A1 (en) | 2010-09-22 | 2012-03-29 | Packers Plus Energy Services Inc. | Delayed opening wellbore tubular port closure |
US8978765B2 (en) * | 2010-12-13 | 2015-03-17 | I-Tec As | System and method for operating multiple valves |
EP2484862B1 (en) | 2011-02-07 | 2018-04-11 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8899334B2 (en) * | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9151138B2 (en) | 2011-08-29 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns |
US20130048290A1 (en) | 2011-08-29 | 2013-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns |
US8267178B1 (en) | 2011-09-01 | 2012-09-18 | Team Oil Tools, Lp | Valve for hydraulic fracturing through cement outside casing |
US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
CN102518418B (zh) | 2011-12-26 | 2014-07-16 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | 一种不限层压裂工艺方法 |
CN102518420B (zh) | 2011-12-26 | 2014-07-16 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | 一种不限层电控压裂滑套 |
US9103189B2 (en) * | 2012-03-08 | 2015-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segmented seat for wellbore servicing system |
US8826980B2 (en) | 2012-03-29 | 2014-09-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Activation-indicating wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8757265B1 (en) | 2013-03-12 | 2014-06-24 | EirCan Downhole Technologies, LLC | Frac valve |
-
2011
- 2011-02-10 US US13/025,041 patent/US8668012B2/en active Active
-
2012
- 2012-02-10 EP EP12704526.8A patent/EP2673463B1/en active Active
- 2012-02-10 BR BR112013020371A patent/BR112013020371A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-02-10 CN CN201280008028.9A patent/CN103415674B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-02-10 CA CA2825364A patent/CA2825364C/en active Active
- 2012-02-10 WO PCT/GB2012/000141 patent/WO2012107731A2/en active Application Filing
- 2012-02-10 PL PL12704526T patent/PL2673463T3/pl unknown
- 2012-02-10 EA EA201391121A patent/EA023906B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-02-10 MX MX2013009185A patent/MX338701B/es active IP Right Grant
- 2012-02-10 AU AU2012215164A patent/AU2012215164B2/en active Active
-
2013
- 2013-09-09 CO CO13213333A patent/CO6781526A2/es active IP Right Grant
-
2014
- 2014-01-15 US US14/156,232 patent/US9428976B2/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2004088091A1 (en) * | 2003-04-01 | 2004-10-14 | Specialised Petroleum Services Group Limited | Downhole tool |
US20090159289A1 (en) * | 2007-08-13 | 2009-06-25 | Avant Marcus A | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
WO2009029437A1 (en) * | 2007-08-27 | 2009-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless multi-position frac tool |
WO2010127457A1 (en) * | 2009-05-07 | 2010-11-11 | Packers Plus Energy Services Inc. | Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU204914U1 (ru) * | 2020-11-11 | 2021-06-17 | Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" | Циркуляционный клапан бурильной колонны |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN103415674A (zh) | 2013-11-27 |
EP2673463B1 (en) | 2016-01-06 |
CA2825364C (en) | 2015-09-08 |
US9428976B2 (en) | 2016-08-30 |
BR112013020371A2 (pt) | 2016-10-25 |
MX338701B (es) | 2016-04-28 |
CA2825364A1 (en) | 2012-08-16 |
WO2012107731A3 (en) | 2013-02-28 |
AU2012215164B2 (en) | 2015-06-18 |
CO6781526A2 (es) | 2013-10-31 |
WO2012107731A2 (en) | 2012-08-16 |
US20120205121A1 (en) | 2012-08-16 |
US8668012B2 (en) | 2014-03-11 |
MX2013009185A (es) | 2014-02-11 |
EP2673463A2 (en) | 2013-12-18 |
EA201391121A1 (ru) | 2014-03-31 |
US20140158370A1 (en) | 2014-06-12 |
CN103415674B (zh) | 2016-02-17 |
PL2673463T3 (pl) | 2016-06-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA023906B1 (ru) | Система и способ для технического обслуживания скважины | |
EP2715052B1 (en) | System and method for servicing a wellbore | |
US9494009B2 (en) | Interlocking segmented seat for downhole wellbore tools | |
EP2673462B1 (en) | A method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation | |
GB2586758A (en) | Multilateral junction with wellbore isolation using degradable isolation componen |
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 KZ KG MD TJ TM RU |