EA030278B1 - Обсадная колонна со скользящей гильзой - Google Patents

Обсадная колонна со скользящей гильзой Download PDF

Info

Publication number
EA030278B1
EA030278B1 EA201390570A EA201390570A EA030278B1 EA 030278 B1 EA030278 B1 EA 030278B1 EA 201390570 A EA201390570 A EA 201390570A EA 201390570 A EA201390570 A EA 201390570A EA 030278 B1 EA030278 B1 EA 030278B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
wellbore
sleeve
fluid
casing
sliding sleeve
Prior art date
Application number
EA201390570A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201390570A1 (ru
Inventor
Марти Стромквист
Дональд Гетзлаф
Роберт Ниппер
Тимоти Говард Виллемс
Original Assignee
ЭнСиЭс МАЛТИСТЕЙДЖ ИНК.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=44303582&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA030278(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by ЭнСиЭс МАЛТИСТЕЙДЖ ИНК. filed Critical ЭнСиЭс МАЛТИСТЕЙДЖ ИНК.
Publication of EA201390570A1 publication Critical patent/EA201390570A1/ru
Publication of EA030278B1 publication Critical patent/EA030278B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for anchoring the tools or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/129—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • E21B33/134—Bridging plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1085—Wear protectors; Blast joints; Hard facing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Abstract

Предложен снабжённый отверстием трубчатый элемент для использования в обсадной трубе ствола скважины, обеспечивающий выборочный доступ к смежному пласту во время операций заканчивания скважины. Также предложены система и способ для заканчивания ствола скважины с использованием снабжённого отверстием трубчатого элемента. Отверстия внутри обсадной трубы ствола скважины могут быть открыты, изолированы или доступны иным способом для доставки обрабатывающей текучей среды в пласт через отверстия с использованием инструментального узла, развернутого на насосно-компрессорной колонне или вспомогательном кабеле.

Description

Настоящее изобретение в целом относится к заканчиванию нефтяных, газовых и угольно-пластовых метановых скважин. Более конкретно, предложенные способы и инструментальные узлы предназначены для использования при доступе по меньшей мере к одному отверстию, открывании или создании по меньшей мере одного отверстия для обработки текучей средой внутри трубчатого элемента ствола скважины для подачи обрабатывающей текучей среды через указанное отверстие к пласту. Через такие отверстия, расположенные вдоль трубчатого элемента, к пласту могут быть выборочно поданы различные обрабатывающие текучие среды, и при необходимости могут быть созданы новые перфорационные отверстия путем однорейсовой обработки скважины.
Уровень техники
Известны различные инструменты и способы для использования при заканчивании скважины. Например, перфорирующие устройства обычно развертывают в стволе скважины на кабеле, канате, тросе или лифтовой колонне, и уплотняющие устройства, такие как пробки-паркеры, пакеры и сдвоенные пакеры, обычно используются для изоляции части ствола скважины для обработки текучей средой.
В вертикальных скважинах трубчатые скважинные элементы могут содержать снабженные отверстиями скользящие гильзы, через которые обрабатывающие текучие среды и другие материалы могут быть доставлены в пласт. Как правило, указанные скользящие гильзы спускают в несцементированный ствол скважины на лифтовой колонне или насосно-компрессорной колонне и изолируют с использованием наружных пакеров обсадной колонны, охватывающих скользящую гильзу. Такие отверстия могут быть открыты различными механическими способами, включая использование перемещающего инструмента, развернутого на кабеле или сочлененной трубе, для принуждения скользящей гильзы к открыванию механическим способом; посадку шара в седло для перемещения открытой скользящей гильзы; приложение давления текучей среды к изолированному сегменту ствола скважины для открывания отверстия; передачу акустических или других сигналов с поверхности и т.п. Указанные механизмы для открывания отверстия или перемещения скользящей гильзы могут не обеспечивать достаточную надежность, и возможности для открывания отверстий в скважинах, имеющих большую глубину, и/или в горизонтальных скважинах являются ограниченными.
Раскрытие изобретения
Согласно одному аспекту настоящего изобретения предложен способ доставки обрабатывающей текучей среды в пласт, пересеченный стволом скважины, содержащий этапы, на которых
обсаживают ствол скважины насосно-компрессорной колонной, хвостовик которой содержит по меньшей мере один снабжённый отверстием трубчатый сегмент, причём каждый снабжённый отверстием трубчатый сегмент имеет по меньшей мере одно боковое отверстие для передачи текучей среды через хвостовик к пласту, смежному со стволом скважины,
развертывают инструментальный узел в стволе скважины на лифтовой колонне, причём указанный инструментальный узел содержит перфорирующее устройство, использующее абразивную текучую среду, и уплотняющий элемент,
размещают указанный инструментальный узел на глубине, в целом соответствующей одному из снабжённых отверстием трубчатых сегментов,
устанавливают уплотняющий элемент напротив хвостовика ниже снабжённого отверстием трубчатого сегмента и
подают обрабатывающую текучую среду к указанному снабженному отверстиями трубчатому сегменту.
Согласно одному варианту реализации боковыми отверстиями являются перфорационные отверстия, созданные в хвостовике. Согласно другому варианту реализации боковыми отверстиями являются отверстия, выполненные машинным способом в хвостовике до обсадки ствола скважины.
Согласно одному варианту реализации уплотняющим элементом является разобщающее изолирующее устройство, содержащее первый и второй уплотняющие элементы, причём инструментальный узел дополнительно содержит обрабатывающее отверстие между первым и вторым уплотняющими элементами, выполненное слитно с лифтовой колонной для доставки обрабатывающей текучей среды от лифтовой колонны через отверстия к пласту. Например, первым и вторым уплотняющими элементами являются надувные уплотняющие элементы, сжимаемые уплотняющие элементы, манжетные сальники или другие уплотняющие элементы.
Согласно другому варианту реализации уплотняющим элементом является механически устанавливаемый пакер, надувной пакер или пробка-паркер.
Согласно другому варианту реализации снабжённый отверстием трубчатый сегмент содержит закрывающий элемент, расположенный поверх по меньшей мере одного из боковых отверстий, причём указанный способ дополнительно содержит этап, на котором удаляют закрывающий элемент по меньшей мере от одного из боковых отверстий. Закрывающий элемент содержит гильзу, расположенную с возможностью скольжения внутри трубчатого сегмента, причём указанный способ дополнительно содержит этап, на котором перемещают скольжением гильзу для открывания по меньшей мере одного из боковых отверстий.
- 1 030278
В дополнительных вариантах реализации на этапе перемещения скольжением гильзы прикладывают гидравлическое давление и/или механическую силу к гильзе.
Согласно одному варианту реализации лифтовой колонной является гибкая насосно-компрессорная труба малого диаметра.
Согласно вариантам реализации любого из вышеупомянутых аспектов и вариантов реализации предложенный способ дополнительно содержит этап, на котором выполняют гидроструйное перфорирование меньшей мере одного нового перфорационного отверстия в хвостовике. Этап гидроструйного перфорирования меньшей мере одного нового перфорационного отверстия в хвостовике содержит этап, на котором доставляют абразивную текучую среду через лифтовую колонну к струйным соплам внутри инструментального узла.
Способ согласно настоящему изобретению дополнительно содержит этап, на котором закрывают уравнительный клапан в инструментальном узле для формирования неподвижной опоры для отслеживания давления в забое во время обработки.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения предложен способ перемещения скользящей гильзы в стволе скважины, содержащий этапы, на которых
берут ствол скважины, обсаженный насосно-компрессорной колонной, которая содержит скользящую гильзу, размещенную с возможностью скольжения внутри трубчатого элемента, имеющего внутренний профиль, предназначенный для размещения указанной скользящей гильзы,
берут инструментальный узел, содержащий размещающее приспособление, взаимодействующее с указанным размещаемым внутренним профилем трубчатого элемента, и переустанавливаемый анкерный элемент,
развертывают инструментальный узел внутри ствола скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра,
обеспечивают взаимодействие внутреннего профиля с размещающим приспособлением, устанавливают анкер внутри ствола скважины для взаимодействия со скользящей гильзой, прикладывают направленную вниз силу для перемещения гильзы из первого положения во второе
положение относительно указанного трубчатого элемента.
Согласно одному варианту реализации на этапе установки анкера прикладывают посредством анкера направленную радиально наружу силу к гильзе, с обеспечением фрикционного взаимодействия гильзы и анкера. Гильза может содержать внутреннюю поверхность, которая имеет постоянный диаметр вдоль её длины и на которой отсутствует какой-либо взаимодействующий профиль. Внутренний диаметр может соответствовать внутреннему диаметру насосно-компрессорной колонны.
Согласно одному варианту реализации инструментальный узел дополнительно содержит уплотняющий элемент, связанный с анкером, причём указанный способ дополнительно содержит этап, на котором устанавливают уплотняющий элемент поперёк гильзы для обеспечения гидравлического уплотнения поперёк гильзы.
Согласно одному варианту реализации на этапе приложения направленной вниз силы прикладывают гидравлическое давление к межтрубному пространству ствола скважины.
Согласно третьему аспекту настоящего изобретения предложен способ перемещения скользящей гильзы в стволе скважины, содержащий этапы, на которых
берут ствол скважины, обсаженный насосно-компрессорной колонны, содержащей гильзу, расположенную с возможностью скольжения внутри трубчатого элемента, причём указанный трубчатый элемент имеет внутренний профиль, предназначенный для размещения указанной гильзы,
берут инструментальный узел, содержащий: размещающее приспособление, взаимодействующее с указанным, выполненным с возможностью размещения внутренним профилем трубчатого элемента, и переустанавливаемый уплотняющий элемент,
развертывают инструментальный узел внутри ствола скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра,
вызывают взаимодействие указанного внутреннего профиля с указанным размещающим приспособлением,
устанавливают уплотняющий элемент поперёк скользящей гильзы,
прикладывают направленную вниз силу к гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра для перемещения гильзы относительно трубчатого элемента.
Согласно одному варианту реализации на этапе установки уплотняющего элемента прикладывают посредством уплотняющего элемента направленную радиально наружу силу к гильзе, с обеспечением фрикционного взаимодействия гильзы и уплотняющего элемента.
Согласно одному варианту реализации скользящая гильза содержит внутреннюю поверхность, которая имеет постоянный диаметр вдоль ее длины и на которой отсутствует какой-либо профиль. Внутренний диаметр может соответствовать внутреннему диаметру насосно-компрессорной колонны.
Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения предложен способ перемещения скользящей гильзы в стволе горизонтальной или наклонной скважины, содержащий этапы, на которых
берут ствол наклонной скважины, содержащий гильзу, размещенную в нем с возможностью сколь- 2 030278
жения,
берут спусковую колонну для использования при взаимодействии со гильзой, причём указанная спусковая колонна содержит уплотняющий элемент и средства размещения гильзы, функционально связанные с уплотняющим элементом,
развертывают указанную спусковую колонну внутри ствола скважины для размещения уплотняющего элемента, ближайшего к указанной гильзе,
устанавливают уплотняющий элемент поперёк ствола скважины для зацепления с гильзой, прикладывают направленную вниз силу к уплотняющему элементу для перемещения гильзы. Согласно одному варианту реализации направленной вниз силой является гидравлическое давление, приложенное к межтрубному пространству ствола скважины.
Согласно пятому аспекту настоящего изобретения предложен снабжённый отверстием трубчатый элемент для монтажа внутри ствола скважины для обеспечения выборочного доступа к смежному пласту, содержащий
трубчатый корпус, содержащий по меньшей мере одно боковое отверстие для текучей среды, причём указанный корпус выполнен с возможностью монтажа внутри ствола скважины;
закрывающую гильзу для закрытия отверстия, расположенную напротив трубчатого корпуса и выполненную с возможностью перемещения относительно корпуса для открывания и закрывания отверстий; и
профилированную поверхность, проходящую вдоль внутренней поверхности корпуса или скользящей гильзы, для взаимодействия с размещающим приспособлением, расположенным на перемещающем инструменте, выполненном с возможностью развертывания на лифтовой колонне, причем профилированная поверхность выполнена с возможностью обнаружения кабельным каротажным зондом.
Закрывающая гильза содержит внутреннюю поверхность, которая имеет постоянный диаметр вдоль ее длины и на которой отсутствует какой либо взаимодействующий профиль. Закрывающая гильза имеет внутренний диаметр, соответствующий внутреннему диаметру трубчатых сегментов, смежных со снабженным отверстиями трубчатым сегментом.
Согласно другому варианту реализации снабжённый отверстием трубчатый элемент дополнительно содержит тормозной механизм для замедления перемещения скользящей гильзы внутри корпуса. Корпус содержит контактный профиль, выполненный с возможностью взаимодействия со скользящей гильзой. Корпус содержит заплечик, ограничивающий осевое перемещение скользящей гильзы внутри корпуса.
Согласно одному варианту реализации передний край скользящей гильзы является коническим для контакта с заплечиком.
Согласно одному варианту реализации внутренний диаметр корпуса уменьшается в направлении к заплечику для обеспечения плотной посадки между коническим передним краем скользящей гильзы и заплечиком корпуса.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложен снабжённый отверстием трубчатый элемент для монтажа внутри ствола скважины, обеспечивающий выборочный доступ к смежному пласту, содержащий
трубчатый корпус, имеющий по меньшей мере одно боковое отверстие для текучей среды, причём указанный корпус выполнен с возможностью монтажа внутри ствола скважины;
закрывающую гильзу для закрытия отверстия, расположенную у трубчатого корпуса и выполненную с возможностью пермещения относительно корпуса для открывания и закрывания отверстий;
средства фиксации положения перемещения гильзы относительно корпуса.
Согласно одному варианту реализации средства фиксации содержат выполненные с возможностью взаимодействия профили, проходящие вдоль противоположных поверхностей гильзы и корпуса.
Согласно одному варианту реализации закрывающая гильза формирует внутренний диаметр снабжённого отверстием трубчатого сегмента.
Согласно другому варианту реализации закрывающая гильза имеет внутренний диаметр, соответствующий внутреннему диаметру ствола скважины.
Согласно одному варианту реализации средства фиксации содержат выполненные с возможностью взаимодействия профили, проходящие вдоль противоположных поверхностей скользящей гильзы и корпуса.
Согласно другому варианту реализации корпус содержит по меньшей мере один выступ, выполненный с возможностью взаимодействия с поверхностью скользящей гильзы.
Согласно одному варианту реализации скользящая гильза содержит по меньшей мере один выступ, выполненный с возможностью взаимодействия с выступами корпуса, для ограничения перемещения скользящей гильзы относительно корпуса.
Согласно одному варианту реализации выступы скользящей гильзы содержат ряд кольцевых зубцов.
Согласно одному варианту реализации выступы корпуса содержат ряд кольцевых пазов.
Согласно одному варианту реализации снабжённый отверстием трубчатый элемент дополнительно содержит тормозной механизм для замедления осевого перемещения скользящей гильзы внутри корпуса.
- 3 030278
Согласно другому варианту реализации корпус содержит контактный профиль, выполненный с возможностью взаимодействия со скользящей гильзой. Корпус содержит заплечик, образующий границу осевого перемещения скользящей гильзы внутри корпуса. Передний край скользящей гильзы является коническим для контакта с заплечиком.
Согласно другому варианту реализации внутренний диаметр корпуса уменьшается в направлении к заплечику для обеспечения плотной посадки между коническим передним краем скользящей гильзы и заплечиком корпуса.
В соответствии с дополнительным аспектом настоящего изобретения предложен способ доставки обрабатывающей текучей среды в пласт, пересеченный стволом скважины, содержащий этапы, на которых
обсаживают ствол скважины насосно-компрессорной колонной, хвостовик которой содержит по меньшей мере один снабжённый отверстием трубчатый сегмент, причём каждый снабжённый отверстием трубчатый сегмент имеет по меньшей мере одно боковое отверстие для передачи текучей среды через хвостовик к пласту, смежному со стволом скважины, при этом каждый снабжённый отверстием трубчатый сегмент дополнительно содержит закрывающую гильзу, расположенную с возможностью скольжения внутри трубчатого сегмента,
развертывают инструментальный узел, содержащий переустанавливаемый уплотнительный элемент и размещающее приспособление,
спускают указанный инструментальный узел вниз по стволу скважины внутри одной из закрывающих гильз,
устанавливают уплотнительный элемент поперек закрывающей гильзы для гидравлической изоляции ствола скважины выше уплотнительного элемента от ствола скважины ниже уплотнительного элемента,
подают текучую среду к стволу скважины напротив уплотнительного элемента для превышения порогового давления, достаточного для перемещения скольжением закрывающей гильзы внутри трубчатого сегмента,
посредством чего раскрывают боковое отверстие в трубчатом сегменте и обрабатывают пласт, смежный с боковым отверстием.
Согласно одному варианту реализации закрывающую гильзу перемещают из положения, в котором боковые отверстия в снабженном отверстиями трубчатом сегменте закрыты, в положение, в котором указанные боковые отверстия открыты.
Согласно другому варианту реализации на этапе установки уплотнительного элемента поперек закрывающей гильзы к ней прикладывают направленную радиально наружу силу, с обеспечением фрикционного взаимодействия закрывающей гильзы и уплотнительного элемента.
Инструментальный узел дополнительно содержит закачивающее устройство, причём на этапе спуска инструментального узла вниз по стволу скважины прикладывают давление текучей среды к указанному закачивающему устройству.
На этапе установки уплотнительного элемента прикладывают направленную радиально наружу силу к гильзе посредством уплотняющего элемента, с обеспечением фрикционного взаимодействия между закрывающей гильзы и уплотняющего элемента.
Согласно другому варианту реализации уплотнительный элемент содержит уплотняющий элемент, ряд механических шлипсов и датчик давления или температуры, функционально связанный с кабелем.
В соответствии с другим аспектом согласно настоящему изобретению предложен способ перемещения скользящей гильзы в стволе скважины, содержащий этапы, на которых
берут клапан, выполненный слитно с трубчатым стволом скважины, содержащий снабжённый отверстием корпус и закрывающую гильзу для закрытия отверстия, расположенную с возможностью скольжения внутри снабжённого отверстием корпуса,
берут инструментальный узел, содержащий размещающее приспособление и переустанавливаемый уплотняющий элемент, развертывают инструментальный узел в стволе скважины на кабеле,
размещают переустанавливаемый уплотнительный элемент внутри закрывающей гильзы, устанавливают уплотняющий элемент поперек скользящей гильзы и прикладывают к уплотняющему элементу направленную вниз силу для перемещения скольжением гильзы относительно снабжённого отверстием корпуса.
Согласно одному варианту реализации этап установки уплотняющего элемента содержит этап, на котором посредством уплотняющего элемента прикладывают направленную радиально наружу силу к гильзе, с обеспечением фрикционного взаимодействия указанной гильзы с уплотняющим элементом. Г ильза может содержать внутреннюю поверхность, которая имеет постоянный диаметр вдоль ее длины и на которой отсутствует какой-либо профиль. Кроме того, гильза может иметь внутренний диаметр, соответствующий внутреннему диаметру трубчатого элемента ствола скважины.
Согласно другому варианту реализации на этапе приложения направленной вниз силы к уплотняющему элементу подают текучую среду в ствол скважины для увеличения гидравлического давления над уплотняющим элементом.
- 4 030278
Согласно другому варианту реализации закрывающую гильзу первоначально удерживают в закрытом положении относительно снабжённого отверстием корпуса гидравлическим давлением выше уплотняющего элемента, созданным подачей текучей среды, достаточным для превышения пороговой силы, необходимой для преодоления указанного удерживания. Закрывающую гильзу удерживают взаимодействием между сопрягаемым профилем на наружной поверхности гильзы и внутренней поверхностью корпуса клапана. Согласно другому варианту реализации закрывающую гильзу удерживают установочным винтом.
Согласно одному варианту реализации способ дополнительно содержит этап, на котором подают обрабатывающую текучую среду, протекающую через отверстие клапана, к смежному геологическому пласту.
Согласно одному варианту реализации способ дополнительно содержит этап, на котором отслеживают гидравлическое давление в уплотняющем элементе во время обработки.
Согласно одному варианту реализации на этапе во время обработки принимают измеренные значения на поверхности.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен инструментальный узел, развернутый на кабеле, для использования при приведении в движение скользящей гильзы внутри трубчатого элемента, содержащий
каротажный зонд;
переустанавливаемый уплотнительный элемент, содержащий датчик давления; и закачиваемый затвор, зависящий от уплотнительного элемента.
Согласно одному варианту реализации закачиваемый затвор выполнен с возможностью отсоединения от инструментального узла. Согласно другому варианту реализации закачиваемый затвор является убирающимся.
Согласно одному варианту реализации переустанавливаемый уплотнительный элемент содержит сжимаемый уплотнительный элемент.
Согласно одному варианту реализации трубчатым элементом является обсадная труба ствола скважины или хвостовик.
Согласно одному варианту реализации уплотнительный элемент остается прикрепленным к кабелю во время использования.
Другие аспекты и признаки настоящего изобретения станут очевидными для специалистов после ознакомления со следующим описанием конкретных вариантов реализации настоящего изобретения в соединении с сопроводительными чертежами.
Краткое описание чертежей
Описанные ниже варианты реализации настоящего изобретения являются только примерами, показанными на сопроводительных чертежах, на которых
На фиг. 1а показан перспективный вид развернутого на насосно-компрессорной колонне инструментального узла согласно одному варианту реализации для использования в соответствии со способами, описанными в настоящей заявке;
на фиг. 1Ь схематически показан разрез уравнительного клапана и корпуса, показанного на фиг. 1а; на фиг. 2а показан перспективный вид развернутого на насосно-компрессорной колонне инструментального узла согласно другому варианту реализации для использования в соответствии со способами, описанными в настоящей заявке;
на фиг. 2Ь схематически показан разрез уравнительного клапана 24, показанного на фиг. 2а; на фиг. 3 схематически показан разрез снабжённой отверстием переходной гильзы согласно одному
варианту реализации с гидравлически активируемой скользящей гильзой для использования в соответствии со способами, описанными в настоящей заявке;
на фиг. 4а показан частичный разрез снабжённой отверстием переходной гильзы, содержащей внутреннюю механически активируемую скользящую гильзу;
на фиг. 4Ь показан частичный разрез снабжённой отверстием переходной гильзы, показанной на фиг. 4а, со скользящей гильзой, перемещенной в открытое положение отверстия;
на фиг. 5а показан частичный разрез инструмента, показанного на фиг. 1а, расположенного внутри снабжённой отверстием переходной гильзы, показанной на фиг. 4а;
на фиг. 5Ь показан частичный разрез инструмента, показанного на фиг. 1а, расположенного внутри снабжённой отверстием переходной гильзы, как показано на фиг. 4Ь;
на фиг. 6а показан перспективный вид развернутого на кабеле инструментального узла согласно одному варианту реализации для использования в соответствии со способами, описанными в настоящей заявке;
на фиг. 7а и 7Ь схематически показаны разрезы фиксирующего и тормозного механизмов скользящей гильзы в разъединенном и соединенном положениях соответственно.
Осуществление изобретения
Ниже описаны инструменты и способы их использования в выборочном открывании отверстий внутри трубчатого элемента. Снабженные отверстиями трубчатые элементы могут быть использованы в
- 5 030278
скважине в качестве гильз, переходных гильз или втулок между секциями насосно-компрессорной колонны и закреплены на месте, например, цементированием. Снабжённые отверстиями трубчатые элементы расположены на некотором расстоянии друг от друга с промежутками, в целом соответствующими необходимым областям обработки. В пределах каждой указанной области обработки по меньшей мере одно обрабатывающее отверстие проходит сквозь стенку трубчатого элемента и таким образом формирует канал для подачи в породу промывочного раствора (т.е., сквозь обсадную трубу или трубчатый элемент). Соответственно, обрабатывающие текучие среды, закачанные в скважину, могут выходить сквозь указанные отверстия в окружающую породу.
Снабжённые отверстиями трубчатые элементы могут быть закрыты скользящей гильзой для предотвращения доступа текучей среды к отверстиям. Такие гильзы могут быть перемещены или открыты различными средствами. Например, инструментальный узел может быть сцеплен или соединен с трубчатым элементом для подтверждения положения инструментального узла в скважине, и затем в целом цилиндрическая гильза может быть задействована захватом или силой трения для открывания отверстий механическим или гидравлическим способом. Согласно другому варианту реализации к конкретной области может быть выборочно применен сжатый воздух для открывания отверстия или скользящего перемещения гильзы соответствующим образом.
В вариантах реализации, показанных на фиг. 1 и 2, развернутые в насосно-компрессорной колонне инструментальные узлы, в целом описанные ниже, содержат герметизирующий элемент для облегчения изолирования внутрискважинной части, содержащей по меньшей мере один снабжённый отверстиями трубчатый элемент. В инструментальном узле также может присутствовать перфорирующее устройство. Если необходимо выполнить дополнительное перфорационное отверстие, например в случае, если конкретные отверстия не открываются, или если отверстия засорены или по иным причинам не принимают или не пропускают текучую среду, новое перфорационное отверстие может быть выполнено без удаления инструментального узла из скважины. Указанные вновь выполненные перфорированные отверстия могут быть расположены в пределах снабжённого отверстиями трубчатого элемента или в другом месте вдоль скважины.
Предложены инструмент и способ его использования при перфорировании и обработке различных участков ствола скважины. Указанный инструмент содержит гидроструйное перфорирующее устройство и изолирующий узел с уравнительным клапаном для управления расходом текучей среды, протекающей сквозь узел и вокруг него. Обработку межтрубного пространства ствола скважины текучей средой производят по направлению в низ для обработки снабжённой отверстиями области.
Также предложены скважинный сдвоенный обрабатывающий узел и способ его использования для растрещинивания различных участков ствола скважины без удаления инструментальной колонны из ствола скважины между участками. Кроме того, внутри указанного узла может присутствовать перфорирующее устройство, обеспечивающее в случае необходимости возможность создания и обработки дополнительных перфорационных отверстий в однорейсовой нисходящей скважине.
В настоящем описании термины "выше/ниже" и "верхний/нижний" использованы для облегчения понимания и в целом предназначены для обозначения верхнего и нижнего направлений относительно поверхности. Однако указанные термины могут быть неточными согласно некоторым вариантам реализации в зависимости от конфигурации ствола скважины. Например, в горизонтальном стволе скважины одно устройство может быть расположено не выше другого, но вместо этого ближе или дальше от точки входа в ствол скважины. Аналогично, термин "поверхность" используется для обозначения точки входа в ствол скважины, т.е., рабочего уровня, на котором узел вставлен в ствол скважины.
Гидроструйное перфорование, как указано в настоящей заявке, относится к способу доставки абразивной текучей среды с высокой скоростью для разрушения стенки ствола скважины в конкретном участке для создания перфорации. Как правило, абразивная текучая среда выпускается в форме струи из форсунок, расположенных вокруг оправки, так что высокоскоростной поток будет выпущен в форме струи абразивной текучей среды из форсунок к обсадной трубе ствола скважины. Выбрасывание песка в форме струи относится к практике использования песка в качестве абразивного средства, в соответствующей текучей среде носителе. Например, типичные текучие среды носителя для использования с выпускаемыми в форме струи составами на основе песка могут включать по меньшей мере одно из следующего: воду, основанные на углеводороде текучие среды, пропан, угольный ангидрид, насыщенную азотом воду, и т.п. Поскольку срок службы пескоструйного узла является ограниченным, использование снабжённых отверстиями гильз в качестве доставочного канала для средства для предварительной обработки минимизирует потребность в использовании пескоструйного устройства. Однако, при необходимости пескоструйное устройство может быть использовано в качестве вторичного средства получения доступа к пласту, подлежащему обработке, в случае отказа конкретной снабжённой отверстиями гильзы.
Снабжённые отверстиями трубчатые элементы, описанные в настоящей заявке, являются трубчатыми компонентами или узлами, обычно используемыми в скважинах, имеющих по меньшей мере одно отверстие для текучей среды в стенке для подачи текучей среды из внутренней части трубчатого элемента наружу. Например, снабжённые отверстиями трубчатые элементы включают неподвижные и скользящие гильзы, гильзы и узлы для использования в соединении расположенных рядом секций насосно- 6 030278
компрессорной колонны или переходные гильзы и узлы для размещения в стволе скважины. Согласно некоторым вариантам реализации отверстия могут быть закрыты и выборочно открыты. Дополнительные состояния отверстий, такие как экранированное отверстие, могут быть доступными путем дополнительного перемещения гильзы для чередования положения. Снабжённые отверстиями трубчатые элементы могут быть собраны с секциями не снабжённой отверстиями насосно-компрессорной колонны, такими как обсадная труба или обсадная насосно-компрессорная колонна, для использования при обсадке или выравнивании ствола скважины, или размещении внутри ствола скважины с другими целями.
Снабжённые отверстиями гильзы обсадных труб
Выборочная подача обрабатывающей текучей среды к отдельным отверстиям или к группам отверстий является возможной с использованием по меньшей мере одного из способов, описанных в настоящей заявке. Таким образом, выборочное последовательное применение обработки текучей средой к пласту в различных участках вдоль ствола скважины облегчено согласно одному варианту реализации путем использования скользящего элемента, такого как гильза, поршень, клапан или другое покрытие, которое скрывает обрабатывающее отверстие внутри трубчатого элемента ствола скважины с эффективным уплотнением места соединения отверстия с каналом для текучей среды. Например, скользящий элемент может быть первоначально перемещен или удержан поверх обрабатывающего отверстия и может быть выборочно перемещен в сторону от него для обеспечения возможности доставки обрабатывающей текучей среды в пласт через открытое отверстие. В вариантах реализации, показанных на чертежах, снабжённые отверстиями трубчатые элементы и гильзы показаны в форме гильз или переходных гильз для соединения смежных секций обсадной трубы в стволе скважины. Однако следует иметь в виду, что такая открывающая отверстие конфигурация может быть использована в других случаях применения, т.е., с другими трубчатыми элементами, гильзами, хвостовиками и т.п., зафиксированными в скважине, развернутыми на лифтовой колонне, собранными с обсадной насосно-компрессорной колонной или иным способом расположенными в стволе скважины, трубе или трубчатом элементе.
Другие механизмы также могут быть использованы для временного закрытия отверстия при отсутствии необходимости в обработке. Например, разрывная мембрана, подпружиненный клапан, растворимые материалы и т.п. могут быть размещены внутри узла для выборочного удаления для обеспечения возможности отдельной обработки в каждом перфорированном трубчатом элементе. Такие оболочки могут быть использованы в комбинации со скользящим элементом, например, для поддержания отверстий в закрытом положении даже после удаления скользящего элемента из положения, в котором он закрывает отверстие. Изменением типа или комбинации закрывающих элементов на различных отверстиях вдоль ствола скважины может быть обеспечена возможность расширения выборочной обработки различных участков.
В снабжённой отверстиями гильзе 30, показанной на фиг. 3, кольцевой канал 35 проходит в продольном направлении внутри гильзы 30 и пересекает обрабатывающие отверстия 31. Скользящую гильзу 32, расположенную в канале 35, удерживает поверх обрабатывающих отверстий 31 срезной штифт 33. Канал 35 открыт во внутренний ствол скважины около каждого конца в отверстиях 34а, 34Ь гильзы. Скользящая гильза 32 по существу удерживается в закрытом положении или перемещается в него и закрывает отверстие 31, но может быть скользящим перемещением приведена в действие внутри канала 35 для открывания обрабатывающего отверстия 31. Например, между отверстиями гильзы может быть расположено уплотнение для обеспечения возможности подачи текучей среды к отверстию 34а (без соответствующего приложения гидравлического давления через отверстие 34Ь). В результате, гильза 32 перемещается в канале 35 к противоположному отверстию 34Ь и открывает обрабатывающее отверстие 31. Затем через отверстие 31 может быть проведена обработка пласта. Отверстие может быть зафиксировано или не зафиксировано в открытом положении и может остаться открытым после обработки. Согласно некоторым вариантам реализации отверстие может быть закрыто после обработки, например, путем подачи текучей среды к отверстию 34Ь с гидравлической изоляцией от отверстия 34а.
На фиг. 4а и 4Ь снабжённая отверстиями переходная гильза 40 с наружным корпусом и внутренней скользящей гильзой 41 показана в положении с закрытым отверстием и в положении с открытым отверстием соответственно. Переходная гильза может быть использована для соединения секций обсадной трубы или насосно-компрессорной колонны при соединении свинчиванием насосно-компрессорной колонны на поверхности земли до спуска в скважину и оснащения защитой на месте посредством цемента или наружных пакеров при необходимости. Отверстия 42 сформированы посредством переходной гильзы 40, но не внутри скользящей гильзы 14. Таким образом, отверстия находятся в закрытом положении, если гильза расположена, как показано на фиг. 4а. Закрытое положение гильзы может быть зафиксировано относительно отверстий гильзы с использованием срезных штифтов 43 или других крепежных элементов путем взаимного зацепления или взаимодействия с профилем на внутренней поверхности гильзы обсадной трубы, или с использованием другого подходящего средства. При необходимости к отверстию также может быть применена дополнительная закрывающая структура (например, растворимая пробка).
В то время как гильза 41 расположена с возможностью скольжения напротив внутренней поверхности переходной гильзы в закрытом положении отверстия и удерживается срезным штифтом 43, по меньшей мере одно уплотнение 44 препятствует протеканию текучей среды между указанными поверхностя- 7 030278
ми. Если после перемещения гильзы имеется необходимость в фиксации гильзы в открытом положении отверстия, вокруг наружной окружности гильзы 41 могут быть закреплены блокирующий элемент, пружинное стопорное кольцо 45, хомут или другое взаимодействующее устройство. Соответствующее захватное профилированное кольцо 47, паз, стопор или защелка, взаимодействующая с пружинным упорным кольцом 46, соответственно могут быть расположены внутри переходной гильзы для взаимодействия с пружинным упорным кольцом после перемещения гильзы для ее удерживания в открытом положении. Соответственно, нагрузка и/или давление, направленные вниз по стволу скважины, могут быть приложены к скользящей гильзе для приведения ее в действие в направлении вниз по стволу скважины для срезания штифта 43 и перемещения скольжением гильзы 41 для открывания отверстия 43 и его фиксации в открытом положении.
Тормозной механизм может быть встроен в гильзу и/или корпус для замедления скользящей гильзы при достижении границы ее перемещения внутри корпуса. Например, тормозной механизм может быть встроен в блокирующий элемент, пружинящее стопорное кольцо, хомут или другое взаимодействующее устройство, или может быть выполнен независимо. Эффективная тормозная система может быть подходящей для использования при снижении высокой ударной нагрузки инструментальной колонны во время перемещения скользящей гильзы.
Как показано на фиг. 7а и 7Ь, торможение может быть достигнуто с использованием плотной посадки между гильзой и корпусом с фиксирующим механизмом, расположенным между гильзой и корпусом. Как показано на чертеже, фиксирующая часть 60 корпуса содержит последовательность пазов или канавок 61, ориентированных в направлении к внутренним концам корпуса. Скользящая гильза содержит соответствующие односторонние ребра или кольцевые зубцы 62, суженные в направлении продвижения внутри гильзы, так что продвижение резьбовой части гильзы мимо канавок в фиксирующей части 60 корпуса создает эффект храповика и таким образом предотвращает перемещение гильзы в обратном направлении. Кроме того, указанные кольцевые зубцы могут обеспечивать достаточный механический контакт для создания некоторого замедления осевого перемещения скользящей гильзы относительно корпуса. Указанные кольцевые зубцы могут быть сужены в направлении, противоположном направлению пазов или канавок, расположенных на скользящей гильзе.
Как показано на фиг. 7Ь, при продвижении гильзы кольцевые зубцы 62 взаимодействуют с канавками 61 корпуса и таким образом предотвращают перемещение в обратном направлении. Дополнительное торможение и блокирование происходят благодаря плотному контакту переднего конического края 63 скользящей гильзы с заплечиком 64 корпуса. Таким образом, при продвижении скользящей гильзы со значительной нагрузкой передний конический край 63 скользящей гильзы будет отклонен до минимальной степени, поскольку внутренний диаметр корпуса сужается в направлении к заплечику. При дополнительном продвижении конического переднего края гильзы в направлении к заплечику (например, при чрезмерном усилии, приводящем в действие скользящую гильзу), происходит увеличение механического противодействия, которое дополнительно замедляет осевое перемещение скользящей гильзы.
Дополнительные или альтернативные механизмы торможения могут включать срезные штифты, установочные винты, кольцевые уплотнения, разрывные мембраны, металлические пружины, гидравлические регулирующие устройства и т.п.
Внутренняя поверхность гильзы является гладкой, имеет постоянный диаметр и также является сопоставимой по внутреннему диаметру с присоединенными секциями насосно-компрессорной колонны, т.е., имеет профиль, который не уже внутреннего диаметра насосно-компрессорной колонны. Таким образом, гильза не образует барьера или поверхности, которые могут препятствовать прохождению спусковой колонны или инструмента вниз в эксплуатационную колонну.
Непрофилированная гладкая внутренняя поверхность скользящей гильзы препятствует взаимодействию гильзы с инструментами или спусковыми колоннами, которые могут быть спущены вниз по стволу скважины с различными целями, и входит в зацепление только с захватным устройством, которое прикладывает давление, направленное радиально наружу при применении непосредственно к гильзе. Таким образом, внутренняя поверхность гильзы по существу идентична внутренним поверхностям секций смежных труб. Единственное отклонение от указанного профиля имеется внутри снабжённой отверстиями переходной гильзы в нижней части каждой неперемещенной скользящей гильзы или в верхней части каждой перемещенной скользящей гильзы, где может находиться радиально увеличенная часть переходной гильзы (отсутствовать концентрическая скользящая гильза). В неперемещенных гильзах радиально увеличенная часть, расположенная ниже неперемещенной гильзы, может быть использована для размещения неперемещенных гильз и расположения перемещающего инструмента. Отсутствие такого пространства (невозможность размещения) может быть использовано для подтверждения того, что произошло перемещение гильзы.
Описанная выше радиально увеличенная часть переходной гильзы дополнительно может иметь сопрягаемый или позиционирующий профиль для взаимодействия с частью перемещающегося инструментального узла, например с размещающим приспособлением гильзы обсадной трубы, если инструментальный узел развернут на гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра. Этот профиль обычно не облегчает приложения перемещающей силы к скользящей гильзе, но используется для целей локации
- 8 030278
и подтверждения перемещения. В частности, если взаимодействующий инструмент или перемещающий инструмент развернут на кабеле, размещающий или совмещающий профиль может отсутствовать вдоль внутренней поверхности гильзы и скважина вместо этого может быть подвергнута каротажному обследованию с применением гильз, в которых используются известные кабельные размещающие приспособления. При общем отсутствии взаимодействующего профиля, предназначенного для физического перемещения гильзы, гильза вместо этого может быть перемещена путем взаимодействия с уплотнением, пакером, шлипсами (клиновыми захватами), металлическими или резиновыми уплотнениями, шевронными уплотнениями или формованными уплотнениями. Такие уплотнения могут взаимодействовать со скользящей гильзой благодаря приложению направленной радиально наружу силы. Согласно некоторым вариантам реализации такое взаимодействие также обеспечивает гидроизоляцию. Таким образом, при указанном взаимодействии гильза может быть перемещена путем приложения механической силы, например, в случае вертикальной скважины с инструментальной колонной, развернутой на сочлененной трубе. В качестве другого примера, гильза внутри горизонтальной части ствола скважины может быть перемещена с приложением гидравлического давления к стволу скважины, если уплотнение силой трения взаимодействует с внутренней поверхностью скользящей гильзы. На насосно-компрессорной колонне, кабеле или другом подходящем средстве может быть развернуто подходящее уплотнительное устройство.
Соответствующая конструкция и размещение снабжённых отверстиями гильз или переходных гильз вдоль обсадной трубы для создания сквозных перфорационных отверстий или отверстий в трубчатом элементе минимизируют потребность в спуске бурильной колонны в скважину и подъеме из скважины для добавления перфорационных отверстий во время операций заканчивания скважины. Кроме того, использование настоящих инструментальных узлов для перемещения скользящих гильз также обеспечивает полезный эффект в операциях заканчивания скважины путем использования средств для вторичного перфорирования, развернутых на спусковой колонне. Поскольку процесс создания перфорации в целом отнимает много времени, а также является вредным и дорогостоящим, любое сокращение указанных работ повышает эффективность и безопасность. Кроме того, если предварительно размещенные перфорационные отверстия могут быть выборочно открыты во время операции заканчивания скважины, это расширяет возможности оператора скважины.
Гильзы дополнительно могут быть выполнены с возможностью предотвращения блокирования в открытом положении, и таким образом отверстия могут быть принудительно или автоматически закрыты после завершения обработки, например, путем перемещения гильзы в ее исходное положение поверх отверстий.
Перемещающий узел
Перемещающий узел, описанный в настоящей заявке, включает, по меньшей мере, размещающее приспособление и герметизирующий элемент. Если размещающее приспособление подтверждает, что герметизирующий элемент находится в соответствующем месте в скважине, т.е., внутри скользящей гильзы, которая должна быть перемещена, герметизирующий элемент приводит его в движение для установки поперек внутреннего диаметра гильзы. После уплотнения часть ствола скважины, расположенная выше уплотнения, является эффективно гидравлически изолированной от ствола скважины, расположенного ниже, при этом скользящая гильза может быть перемещена вниз по стволу скважины путем подачи текучей среды к стволу скважины с поверхности. Таким образом, поскольку гидравлическое давление выше герметизирующего элемента увеличивается до значения, превышающего пороговое давление, сила, удерживающая скользящую гильзу в закрытом положении поверх отверстия, преодолевается, и скользящая гильза перемещается вниз по стволу скважины и открывает отверстие.
Если взаимодействующее устройство, такое как захватное кольцо 47, расположено вдоль корпуса, пружинящее стопорное кольцо 37, расположенное вдоль скользящей гильзы, взаимодействует с захватным кольцом 47, расположенным в корпусе, и таким образом фиксирует клапан в открытом положении. В особенности, после открывания гильзы уплотнение и спусковая колонна могут оставаться установленными внутри ствола скважины для изолирования отверстий во вновь открытой гильзе от любых ранее открытых отверстий, расположенных ниже. Согласно другому варианту реализации уплотнение при необходимости может быть устранено для проверки положения открытой гильзы или перемещения спусковой колонны (например, для дополнительного перемещения скользящей гильзы с последующей одновременной подачей обрабатывающей текучей среды к отверстиям по меньшей мере одной гильзы). В зависимости от конфигурации спусковой колонны обрабатывающая текучая среда может быть подана к отверстиям по меньшей мере через одно отверстие в спусковой колонне или через межтрубное пространство ствола скважины, окружающее спусковую колонну.
Следует отметить, что спусковая колонна и её компоненты, а также скользящая гильза и гильза обсадной трубы, показаны на чертежах и описаны в настоящей заявке в качестве примеров подходящих вариантов реализации для открывания выполненных различными способами отверстий в стволе скважины. Для специалистов после ознакомления с настоящим описанием будут очевидными различные возможные модификации настоящего изобретения. Например, не смотря на то, что в настоящей заявке описано перемещение скользящих гильз, показанных на фиг. 3 и 4, вниз по стволу скважины, скользящая
- 9 030278
гильза, гильза обсадной трубы и компоненты спусковой колонны могут быть реверсированы таким образом, что скользящая гильза перемещается вверх по стволу скважины для открывания отверстий. Кроме того, могут быть использованы различные способы размещения скользящих гильз, гильз обсадной трубы и перемещения гильз. В частности, любой из инструментальных узлов, показанных на фиг. 1 или 2, может быть использован для приведения в действие любой из скользящих гильз, показанных на фиг. 3 или 4, и обработки пласта через открытые отверстия. В рамках приведенных в настоящей заявке описаний могут быть использованы различные комбинации элементов.
Также следует отметить, что перемещение гильзы может быть достигнуто даже с нарушенным уплотнением скользящей гильзы. Однако предпочтительно целостность уплотнения отслеживают таким образом, что может быть определена эффективность обработки, примененной к отверстиям. Таким образом, измерения могут быть записаны инструментальным узлом и рассмотрены после извлечения инструмента или переданы на поверхность в режиме реального времени по кабелю или другому тросу посредством гидравлической связи.
Перемещающий узел, развернутый на насосно-компрессорной колонне
Как показано на фиг. 1 и 2, если перемещающий узел развернут на насосно-компрессорной колонне, перфорирующее устройство также может быть размещено внутри инструментального узла. Размещение перфорирующего устройства внутри инструментального узла обеспечивает возможность создания нового перфорационного отверстия, если обработка текучей средой через снабжённый отверстиями корпус оказалась неудачной, или если необходима обработка дополнительных участков ствола скважины, не содержащих снабжённых отверстиями трубчатых элементов. В частности, такой инструментальный узел обеспечивает возможность вторичного перфорирования во время обработки текучей средой без удаления обрабатывающего узла из ствола скважины и без спуска отдельной инструментальной колонны вниз по стволу скважины. Согласно некоторым вариантам реализации может быть создано новое перфорационное отверстие и может быть выполнена обработка без размещения спусковой колонны в стволе скважины.
Как показано на фиг. 1 и в соответствии с находящейся в рассмотрении патентной заявкой Канады № 2693676, принадлежащей Заявителю, содержание которой встроено в настоящую заявку по ссылке, ниже описаны пескоструйный инструмент 100 и способ его использования при перфорировании и обработке различных участков ствола скважины. Указанный инструмент содержит струйное перфорирующее устройство 10 и сжимаемый уплотняющий элемент 11 с уравнительным клапаном 12 для управления расходом текучей среды, протекающей через узел и вокруг него. Установку/удаление герметизирующего элемента с использованием шлипсов 14 и перемещение поверх положения уравнительного клапана осуществляют путем приложения механической силы к лифтовой колонне, которая вызывает перемещение штифта внутри байонетного канала вокруг оправки инструмента с различными положениями остановки штифта, соответствующими положениям установки и удаления уплотнения. Обработку текучей средой применяют в межтрубном пространстве ствола скважины после установки уплотнительного элемента для обработки расположенной выше снабжённой отверстиями области или снабжённых отверстиями областей. Новые перфорационные отверстия могут быть выполнены струйным способом в стволе скважины с доставкой абразивной текучей среды в лифтовую колонну для достижения струйных форсунок.
Как показано на фиг. 2, и в соответствии с находящейся в рассмотрении патентной заявкой Канады № 2713611, принадлежащей Заявителю, содержание которой встроено в настоящую заявку по ссылке, ниже также описаны сдвоенный узел и способ его использования при растрещинивании различных участков ствола скважины без удаления спусковой колонны из ствола скважины между участками. Верхнее сдвоенное устройство 20 содержит верхний и нижний манжетные сальники 22, 23, расположенные вокруг обрабатывающих отверстий 21. Соответственно, текучая среда, закачанная в лифтовую колонну, выходит из узла через отверстия 21 и вызывает расширение манжетных сальников 22, 23 и их уплотнение с обсадной трубой для изолирования конкретного перфорационного отверстия, расположенного внутри сдвоенной области, для приема обрабатывающей текучей среды. В инструментальном узле ниже манжетных сальников может быть открыт перепускной канал, обеспечивающий возможность прохода текучей среды вниз во внутреннюю часть инструментального узла для выпуска струйным способом из форсунок 26 вдоль гидроструйного перфорирующего устройства 25. Дополнительный анкерный узел 24 также может быть при необходимости использован для дополнительного поддерживания положения инструментального узла внутри ствола скважины и облегчения открытия и закрытия перепускного клапана.
На фиг. 5а показана спусковая колонна для использования при механическом перемещении скользящей гильзы. В показанном на чертеже варианте реализации механический размещающее приспособление 13 гильзы обсадной колонны взаимодействует с соответствующим профилем ниже неперемещенной скользящей гильзы внутри снабжённого отверстиями трубчатого элемента, причём указанный профиль образован нижней внутренней поверхностью гильзы обсадной колонны и нижней кольцевой поверхностью скользящей гильзы. При использовании таким образом размещающего приспособления 13 гильзы, уплотнение 11 может быть установлено на скользящей гильзе благодаря механическим шлипсам 14. Установленное уплотнение, например узел пакера, имеющий сжимаемый уплотняющий элемент, эффективно изолирует ствол скважины выше интересующего снабжённой отверстиями переходной гильзы.
- 10 030278
При приложении силы и/или гидравлического давления к спусковой колонне и пакеру с поверхности земли скользящая гильза будет перемещаться вниз по стволу скважины, при этом происходит срезание штифта 43 и сжатие размещающего приспособления 13 гильзы. Приложенная сила и/или давление могут быть механической силой, приложенной непосредственно к спусковой колонне (и таким образом к взаимодействующей с ней скользящей гильзе) с поверхности путем приложения силы к гибкой насоснокомпрессорной трубе малого диаметра, сочлененной трубе или другой лифтовой колонне. Согласно другому варианту реализации приложенная сила и/или давление могут быть гидравлическим давлением, приложенным к уплотнению через межтрубное пространство ствола скважины и/или посредством спусковой колонны. Может быть применена любая комбинация сил/давлений при взаимодействии уплотнения 11 со скользящей гильзой 41 для перемещения указанной скользящей гильзы из ее исходного положения, в котором она закрывает отверстия 42. Например, ствол скважины и спусковая колонна могут быть герметизированы по текучей среде соответствующим образом для облегчения механического приложения силы к спусковой колонне и перемещения скользящей гильзы. Согласно различным вариантам реализации все перемещение или его некоторая часть могут быть достигнуты за счет механической силы, и согласно другим вариантам реализации за счет гидравлического давления. Согласно различным вариантам реализации подходящая комбинация механической силы и гидравлического давления может быть достаточной для перемещения скользящей гильзы из исходного положения, в котором она закрывает отверстия.
Как показано на фиг. 5Ь, после взаимодействия нижней части внутренней поверхности гильзы обсадной колонны с нижней частью кольцевой поверхности скользящей гильзы отверстия 42 являются открытыми, и к пласту можно быть применена обработка. Кроме того, при взаимодействии скользящей гильзы с нижней частью внутренней поверхности гильзы обсадной колонны отсутствует обнаруживаемый профиль для взаимодействия с соответствующими развернутыми в насосно-компрессорной колонне зажимами/ размещающим приспособлением гильзы обсадной колонны. Соответственно, спусковая колонна может проходить через скользящую гильзу без сверхнатяжения для проверки того, что скользящая гильза открыла отверстия.
Обработка пласта текучей средой может быть осуществлена через открытое отверстие, в то время как уплотнение остается установленным внутри скользящей гильзы. Таким образом, каждый снабжённый отверстиями участок может быть обработан независимо. Согласно другому варианту реализации по меньшей мере одна скользящая гильза может быть открыта и затем могут быть обработаны все участки одновременно.
Перемещающий узел, развернутый на кабеле
Как показано на фиг. 6, инструментальный узел, развернутый на кабеле, может быть использован для перемещения скользящей гильзы, открывающей отверстия в корпусе, для доставки текучей среды к окружающей породе. Развернутый на кабеле инструментальный узел 50 содержит уплотняющий узел 52 для фрикционного взаимодействия с внутренней поверхностью скользящей гильзы, соединительные средства для крепления кабеля к инструментальному узлу и управляющий модуль для использования при геофизическом исследовании скважины и управления приведением в движение уплотняющего узла. Манжета 51 глубинного насоса при необходимости может быть использована для подачи инструмента посредством насоса вниз по стволу скважины. Инструментальный узел может дополнительно содержать другие устройства, такие как устройство для перфорирования.
Манжеты глубинного насоса обычно используются для спуска инструментов вниз по стволу скважины, если они развернуты на кабеле, канате или тросе. Описанный в настоящей заявке перемещающий узел может иметь диаметр, подходящий для подачи вниз по стволу скважины посредством насоса, и/или может содержать манжету глубинного насоса для облегчения доставки перемещающего узла вниз по стволу скважины. Согласно одному варианту реализации манжета расширяется в ответ на приложение гидравлического давления к стволу скважины, и таким образом перемещается вниз по стволу скважины под напором гидравлического давления, действующего на манжету, и тянет инструментальный узел и кабель вниз по стволу скважины. Согласно настоящему варианту реализации ствол скважины должен быть проницаемым, перфорированным или иным способом выполненным с возможностью прохождения текучей среды от забоя скважины до пласта для того, чтобы манжета и прикрепленный к ней инструментальный узел могли быть продвинуты забою скважины при закачивании текучей среды с поверхности. После достижения инструментальным узлом, перемещенным вниз по стволу скважины посредством насоса, на расстояние ниже расположения скользящей гильзы, которую необходимо переместить, манжета глубинного насоса может быть освобождена, втянута или иным способом приведена в нерабочее состояние.
Уплотнительный элемента 52, показанный на фиг. 6, содержит механические шлипсы 53, уплотняющие элементы 54 и набор датчиков 55 давления (один выше уплотняющего элемента и/или один ниже уплотняющего элемента). При наличии двух датчиков давления может быть отслежен перепад давлений на уплотняющем элементе. Для дополнительного ознакомления с условиями в забое во время работы могут быть дополнительно использованы датчики температуры. После соответствующего размещения в стволе скважины переданный по кабелю сигнал от управляющего модуля задействует приложение по- 11 030278
средством механических шлипсов 53 направленной наружу силы к обсадной трубе и тем самым инициирует установку уплотняющих элементов 52, взаимодействующих со скользящей гильзой. Указанные уплотняющие элементы обеспечивают фрикционное взаимодействие со скользящей гильзой, так что указанная скользящая гильза перемещается вниз и открывает отверстие в корпусе, как только гидравлическое давление на уплотнительный элемент превысит заданный порог и таким образом вызовет его перемещение из исходного положения, в котором он закрывает отверстие. После установки на новое место уплотнительный элемент сохраняет соединение с кабелем, и таким образом измерения датчика давления могут быть переданы посредством кабеля на поверхность для отслеживания давления в забое во время обработки пласта.
Если перемещающим узлом управляют с использованием электрической линии, измерение давления и температуры выше и ниже уплотняющего элемента может быть осуществлено в режиме реального времени, возможно. Пассивное размещающее приспособление гильзы вдоль инструментальной колонны обнаруживает положение скользящих гильз и гильз обсадной колонны в режиме реального времени. Электрическая линия также может быть использована для подачи энергии и сигналов с поверхности для открывания или закрывания уравнительного клапана, включения и отключения уплотнения и проверки состояния уплотняющего устройства и уравнительного клапана во время обработки или ретроспективно. В неблагоприятных условиях кабель может быть использован для отсоединения от перемещающего узла с последующим удалением кабеля из ствола скважины.
После завершения обработки сигнал по кабелю или манипуляция гибкой насосно-компрессорной трубой малого диаметра инициируют гидравлическое уравнивание давления на уплотнительном элементе. В вариантах реализации с использованием кабеля следует отметить, что если гидравлическая связь между уплотнительным элементом и управляющим модулем, расположенным на кабеле и/или на поверхности земли может быть установлена беспроводным способом, кабель при необходимости может быть отсоединен от уплотнительного элемента во время работы.
Также следует отметить, что перемещающий узел может быть развернут на кабеле, размещенном внутри гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра, так что некоторые или все компоненты перемещающего узла могут быть задействованы и отслежены с использованием перемещающего узла, развернутого в гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра, и описанного в настоящей заявке соответствующего способа, развернутого на кабеле перемещающего узла и раскрытого в настоящей заявке соответствующего способа, или того и другого вместе.
Кроме того, могут быть использованы развернутые посредством кабеля извлекаемые мостовые пробки, т.е., мостовые пробки, которые устанавливают и затем извлекают посредством кабеля. Согласно описанным в настоящей заявке способам уплотняющее устройство не обязательно должно быть отсоединено, но может оставаться присоединенным для облегчения гидравлической связи и электроснабжения. Гибкая насосно-компрессорная труба малого диаметра может содержать кабель и при необходимости может быть использована для доставки текучей среды, уравнивания давления и управления инструментальным узлом.
Если перемещающими узлами согласно настоящему изобретению управляют посредством кабеля, указанный кабель может оставаться присоединенным к узлу постоянно и может быть использован для доставки команд, таких как команда на перемещение оправки в уплотняющем устройстве для открывания линии уравнивания через уплотняющее устройство с последующим освобождением уплотняющего устройства от скользящей гильзы для повторения указанной операции на неограниченном числе интервалов.
Помимо перемещения оправки могут быть использованы другие способы установки, уравновешивания и освобождения уплотняющего устройства. Например, перемещающий узел может вращаться для одностороннего ступенчатого перемещения уплотнения в заданное положение с продолжающимся вращением, вызывающим уравновешивание и затем освобождать уплотняющее устройство. Могут быть использованы различные эквивалентные активирующие операции, и настоящее изобретение не ограничивается использованием конкретного устройства для реализации способов, описанных в настоящей заявке.
Способ
При обсадке ствола скважины для использования, как описано в настоящей заявке, обсадную трубу свинчивают и спускают в скважину, и между секциями обсадной трубы вставляют заданное количество снабжённых отверстиями гильз обсадной колонны с заданным интервалом. После размещения в стволе скважины обсадную колонну фиксируют на месте цементированием. Поскольку во время операции цементирования наружные отверстия снабжённых отверстиями гильз обсадной колонны могут оказаться закрытыми, цементные пробки между снабжённой отверстиями гильзой обсадной колонны и пластом легко удаляются подачей обрабатывающей текучей среды через каждое отверстие, как описано ниже. Если скважина остается нецементированной, и снабжённые отверстиями гильзы обсадной колонны дополнительно изолированы с использованием внешних уплотнений, необходимость в удалении цемента отсутствует.
Если ствол скважины готов к операциям заканчивания скважины, инструментальный узел по мень- 12 030278
шей мере с одним переустанавливаемым уплотнением или анкерным элементом и размещающим приспособлением спускают вниз по стволу скважины с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра, кабеля или другого средства. В зависимости от конфигурации скважины, инструментального узла и способа управления снабжёнными отверстиями гильзами обсадной колонны выбирают подходящую конкретную снабженную отверстиями переходную гильзу и размещают инструментальный узел соответствующим образом. Как правило, снабжённые отверстиями переходные гильзы приводят в движение, и скважину обрабатывают, начиная с самой нижней/самой глубокой гильзы обсадной колонны, вверх вдоль ствола скважины. При необходимости для определения точного расположения инструментального узла могут быть использованы соответствующие отслеживающие глубину системы, которые могут быть использованы с инструментальным узлом в стволах вертикальных, горизонтальных или других скважин.
В частности, при размещении инструментального узла для управления скользящей гильзой снабжённой отверстиями переходной гильзы, показанной на фиг. 3, уплотняющий элемент инструментального узла расположен между отверстиями скользящей гильзы одиночной снабжённой отверстиями переходной гильзы для изоляции спаренных отверстий скользящей гильзы с обеих сторон уплотняющего элемента. Таким образом, текучая среда, закачанная в ствол скважины, входит в кольцевой канал 35 соответствующей снабжённой отверстиями гильзы обсадной колонны только через одно из отверстий скользящей гильзы, поскольку другое отверстие скользящей гильзы расположено на противоположной стороне уплотняющего элемента и не принимает текучую среду для балансировки скользящей гильзы внутри канала. В снабжённой отверстиями гильзе обсадной колонны, показанной на фиг. 3, текучая среда может быть подана только к верхнему отверстию 34а скользящей гильзы. Соответственно, текучая среда, протекающая в кольцевой канал только с одного конца, создает гидравлическое давление в верхней части кольцевого канала и в конечном счете срезает штифт, удерживающий скользящую гильзу на месте. Скользящая гильза смещается внутри канала, открывая отверстие, которое необходимо обработать, и обеспечивает возможность прохода обрабатывающей текучей среды под давлением через это отверстие и сквозь цемент в пласт.
Для ясности, снабжённая отверстиями переходная гильза, показанная на фиг. 3, открыта в результате размещения уплотняющего элемента между отверстиями скользящей гильзы, в результате чего обеспечена возможность приема текучей среды только одним отверстием скользящей гильзы с последующим повышением давления в канале для срезания штифта, удерживающего скользящую гильзу поверх подлежащего обработке отверстия, (или согласно другим вариантам реализации для принуждения к открыванию закрывающего элемента подлежащего обработке отверстия). Подлежащие обработке отверстия из числа оставшихся отверстий снабжённых отверстиями гильз обсадной колонны вдоль ствола скважины не будут открыты, поскольку текучая среда в целом протекает в оба отверстия скользящей гильзы одинаково и, таким образом, поддерживает сбалансированное положение скользящей гильзы поверх отверстий в остальных гильзах обсадной колонны.
После окончания обработки открытого отверстия, например, через эксплуатационную колонну или через ствол скважины, доставку обрабатывающей текучей среды к указанному отверстию завершают, и гидравлическое давление в кольцевом канале падает. Если скользящая гильза перемещена для закрывания обработанного отверстия, указанное обработанное отверстие может быть закрыто после прекращения подачи обрабатывающей текучей среды. Однако закрытие обработанного отверстия не требуется, если, в частности, обработка применяется к сегментам ствола скважины, начиная от нижней части скважины и направляясь к поверхности. Таким образом, после завершения обработки первого сегмента ствола скважины инструментальный узел перемещают вверх по стволу скважины для размещения уплотняющего элемента между отверстиями скользящей гильзы следующей снабжённой отверстиями переходной гильзы, которая должна быть обработана. Соответственно, ранее обработанная гильза обсадной колонны по существу является изолированной от приема дополнительной обрабатывающей текучей среды, и может быть продолжена независимая обработка отверстий.
В случае инструментальной колонны, имеющей сдвоенный уплотнительный элемент, инструментальный узел может использоваться по меньшей мере двумя различными способами для перемещения скользящей гильзы. Прежде всего, сдвоенный инструмент может быть использован описанным выше способом, согласно которому устанавливают нижний уплотняющий элемент между отверстиями скользящей гильзы представляющей интерес снабжённой отверстиями переходной гильзы и закачивают обрабатывающую текучую среду вниз в лифтовую колонну.
Согласно другому варианту реализации указанный способ может быть изменен в случае использования сдвоенного уплотнительного элемента для обеспечения возможности обработки снабжённых отверстиями гильз обсадной колонны в любом порядке. В частности, один из уплотняющих элементов (в узле, показанном на фиг. 2, это нижний уплотняющий элемент) установлен между отверстиями представляющей интерес снабжённой отверстиями гильзы обсадной колонны. Обрабатывающая текучая среда, которая может быть подана вниз в лифтовую колонну к изолированному участку, войдет только в верхнее отверстие скользящей гильзы и, таким образом, создаст на указанной скользящей гильзе перепад гидравлического давления, вызывающий открывание подлежащего обработке отверстия.
- 13 030278
В случае отказа открывания снабжённой отверстиями гильзы обсадной колонны, или если обработка посредством снабжённой отверстиями гильзы обсадной колонны окажется иным способом неудачной, струйное перфорирующее устройство, размещенное в узлах, развернутых на гибкой насоснокомпрессорной трубе малого диаметра, как показано на фиг. 1 и 2, может быть использовано для создания в обсадной трубе нового перфорационного отверстия. После создания струйным способом нового перфорационного отверстия обработка может быть продолжена.
Таким образом, предложенный способ обеспечивает возможность обработки уже существующих перфорационных отверстий (таких как в снабжённых отверстиями гильзах обсадной колонны) внутри ствола скважины, а также при необходимости создание новых перфорационных отверстий для обработки с использованием одиночного инструментального узла в однорейсовом проходе вниз по стволу скважины. В случае использования развернутого на кабеле инструментального узла со скользящей гильзой, показанной на фиг. 4, указанный инструментальный узел перемещают вниз по стволу скважины посредством насоса с облегчающим действием манжеты 51. Текучая среда ниже манжеты 51 вытекает через содержащую отверстия или предварительно проперфорированную часть в нижней области или забое ствола скважины. Затем манжету освобождают в стволе скважины, или извлекают или деактивируют иным способом для обеспечения возможности подъема инструментального узла посредством кабеля.
После подъема инструментального узла на кабеле из скважины и размещения скользящих гильз, каждая из них может быть открыта, и обработка может быть выполнена по очереди.
Отслеживание давления в забое
Во время обработки пласта текучей средой через снабжённые отверстиями переходные гильзы согласно любому из вариантов реализации, описанных в настоящей заявке, отслеживают давление обработки. Кроме того, давление в забое также может быть отслежено и использовано для выбора давления для расширения трещин путем устранения давления, при котором в противном случае теряется на трении во время обработки, примененной к стволу скважины.
Из фиг. 1, на котором показан развернутый на гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра инструментальный узел, понятно, что давление забоя может быть отслежено посредством гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра во время обработки, примененной к межтрубному пространству ствола скважины. Из фиг. 6, на которой показан развернутый на кабеле инструментальный узел, понятно, что давление забоя может быть отслежено во время применения обработки с использованием датчиков давления в забое, встроенных выше и ниже уплотняющих элементов. Измеренные значения могут быть переданы на поверхность посредством кабеля.
Если перемещающий узел развернут на гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра, к гидростатическому давлению может быть добавлено давление нагнетания насосно-компрессорной колонны для получения давления забоя (выше уплотняющего элемента). Это давление может быть дополнительно интерпретировано как давление растрещинивания. Цифровой манометр может быть использован для регистрации измеренных значений давления, которые могут быть использованы ретроспективно для определения целостности уплотнения во время обработки.
Из анализа тенденции давления растрещинивания (также называемого давлением стимуляции) может быть осуществлено раннее обнаружение накопления твердых тел в отверстиях. Таким образом, оператор быстро обнаруживает разрушение пласта и подает дополнительную обрабатывающую текучую среду на основании сравнения тенденции изменения давления во время доставки обрабатывающей текучей среды в межтрубное пространство ствола скважины с тенденцией изменения давления в забое за тот же период времени. Раннее обнаружение несогласованности обеспечивает возможность своевременного предотвращения накапливания обломков в перфорационных отверстиях и вокруг инструмента.
Во время обработки необходимый объем текучей среды доставляют в пласт через следующий представляющий интерес участок обработки, в то время как остальную часть ствола скважины ниже обработанного участка (который также может быть обработан ранее) гидравлически изолируют от настоящего участка обработки. В случае успешной доставки обрабатывающей текучей среды к межтрубному пространству уплотняющее устройство может быть сброшено, и инструментальный узел перемещен к следующему представляющему интерес перфорированному участку. Однако, если в результате отслеживания процесса обработки возникают основания предполагать, что текучая среда не доставлена через открытые отверстия в пласт, это означает, что твердые тела могли скопиться в межтрубном пространстве. В этом случае для очистки межтрубного пространства от твердых тел могут быть выполнены различные этапы, такие как регулирование скорости насоса, вязкости текучей среды или изменение иным способом состава обрабатывающей текучей среды в межтрубном пространстве для переноса твердых тел к поверхности.
Пример 1. Инструментальный узел с одним уплотняющим элементом
Из фиг. 1, на котором показан инструментальный узел, понятно, что струйное устройство для обработки текучей средой используется для создания перфорации в хвостовике, и уплотняющее устройство используется для изоляции и обработки снабжённого отверстиями участка. Как правило, при выполнении стандартной операции заканчивания скважины инструментальную колонну собирают и спускают вниз по стволу скважины посредством насосно-компрессорной колонны (например, посредством гибкой
- 14 030278
насосно-компрессорной трубы малого диаметра или сочлененной трубы) к самому нижнему представляющему интерес участку. Уплотняющее устройство 11 устанавливают напротив обсадной трубы ствола скважины, абразивную текучую среду подают струйным способом к обсадной трубе для создания перфорации и затем с поверхности под давлением в межтрубное пространство ствола скважины нагнетают обрабатывающую текучую среду (например, жидкость для гидроразрыва пласта), которая входит в пласт через перфорационные отверстия. После завершения обработки гидравлическое давление в межтрубном пространстве медленно снижают и уплотняющее устройство 11 освобождают. Затем инструмент может быть перемещен вверх по стволу скважины к следующему представляющему интерес участку.
В частности, как прямой, так и обратный циркуляционные потоки в межтрубном пространстве между стволом скважины и внутренней оправкой инструментальной колонны обеспечивают возможность переноса обломков породы в прямом или обратном направлениях через инструментальную колонну. Кроме того, лифтовая колонна может быть использована в качестве неподвижной опоры во время обработки в межтрубном пространстве для обеспечения возможности отслеживания давления для раннего обнаружения неблагоприятных событий во время обработки и принятия немедленных мер для устранения скоплений обломков породы или максимизации стимулирующей обработки.
При использовании инструментальной колонной в соответствии с настоящим способом перфорирование представляет собой вспомогательную функцию. Таким образом, абразивное струйное перфорирование в целом используют только в случае, если снабжённая отверстиями гильза обсадной колонны на открылась, если обработка текучей средой в конкретной области оказалась неудачной, или если для операции обработки по тем или иным причинам требуется создание нового перфорационного отверстия в том же интервале. Использование снабжённых отверстиями переходных гильз между трубчатыми элементами минимизирует использование устройства для абразивно-струйного перфорирования и в результате обеспечивает возможность завершения большего количества этапов обработки в одиночном стволе скважины за меньший период времени. Каждая снабжённая отверстиями гильза обсадной колонны, через которую успешно доставлена обрабатывающая текучая среда, сокращает количество операций абразивного создания перфорации и таким образом сокращает время и затраты, в результате чего снижаются необходимые объемы доставки текучей среды и песка (и последующие требования утилизации, когда скважину сдают в эксплуатацию), а также увеличивает число областей, которые могут быть обработаны в за один проход, и увеличивает срок службы пескоструйного устройства.
При необходимости перфорирования абразивной текучей средой и после ее успешного завершения выпущенная струйным способом текучая среда может быть перенесена от ствола скважины к поверхности путем промывки лифтовой колонны или обсадной колонны заменяющей текучей средой перед применением обработки к перфорационным отверстиями. Во время обработки перфорационных отверстий путем подачи текучей среды к межтрубному пространству ствола скважины дополнительный объем текучей среды (которая может быть обрабатывающей текучей средой, безглинистым раствором для заканчивания скважин, или любой другой подходящей текучей средой) также может быть закачан в лифтовую колонну к струйным соплам для устранения риска сминания лифтовой колонны и предотвращения засорения струйных сопл.
Согласно варианту реализации, показанному на фиг. 1, уплотняющее устройство 11 обычно размещают в стволе скважины ниже струйной сборки 10 для обрабатывающей текучей среды. Такое расположение обеспечивает возможность установки уплотнения напротив трубчатого элемента, используемого в качестве перемещающего инструмента для перемещения скользящей гильзы, для обеспечения гидроизоляции, для направления обрабатывающей текучей среды к перфорационным отверстиям и, при необходимости, для создания дополнительных перфорационных отверстий в трубчатом элементе. Согласно другому варианту реализации уплотнение может быть размещено в различных местах вдоль инструментального узла, и инструментальная колонна при необходимости может быть установлена заново.
Подходящие уплотняющие устройства обеспечивают изоляцию подвергшегося перфорированию или содержащего открытые отверстия интервала от ранее обработанных расположенных ниже участков ствола скважины. Например, для использования с этой целью могут быть подходящими расширяющиеся пакеры, сжимаемые пакеры, пробки-мосты, фрикционные манжеты, сдвоенные пакеры и другие известные устройства. Уплотняющее устройство может быть установлено напротив любой трубчатой поверхности и не требует, чтобы скользящая гильза имела специальный профиль для обеспечения подходящей установки на месте или для использования при перемещении внутренней скользящей гильзы, поскольку такой профиль может препятствовать использованию других инструментов в стволе скважины. Уплотняющее устройство может быть использовано с любым снабжёнными отверстиями переходными гильзами для гидравлической изоляции части ствола скважины, или уплотняющее устройство может быть использовано для установки гидроизоляции непосредственно напротив внутренней скользящей гильзы для облегчения физического перемещения скользящей гильзы, например, для открывания отверстий. Уплотняющее устройство также обеспечивает возможность испытания под давлением уплотняющего элемента перед обработкой и обеспечивает надежное отслеживание давления во время применения обработки и давления в забое во время обработки. Значение этого отслеживания будет объяснено ниже.
Перфорирование и обработка точных местоположений вдоль ствола вертикальной, горизонтальной
- 15 030278
или наклонной скважины может быть достигнуто путем использования встроенного в узел размещающего приспособления глубины. Указанное размещающее приспособление обеспечивает размещение перфорации на необходимой глубине в случае необходимости применения абразивной текучей среды для перфорирования. В частности, механическое размещающее приспособление гильзы обсадной колонны обеспечивает точное управление глубиной размещения уплотняющего и анкерного устройств перед перфорированием и поддерживает положение узла во время перфорирования и обработки. Размещающее приспособление гильзы также может быть использовано для точного размещения спусковой колонны в месте расположения неперемещенных скользящих гильз, имеющих тип, показанный на фиг. 5а.
При использовании указанного инструментального узла для перфорирования уплотняющее устройство установлено против обсадной трубы до перфорирования, поскольку это может облегчить сохранение положения и ориентации инструментальной колонны во время перфорирования и обработки ствола скважины. Согласно другому варианту реализации уплотнительный элемент может быть активирован после перфорирования. Согласно любому варианту реализации уплотнительный элемент устанавливают напротив обсадной трубы ниже представляющего интерес снабжённого отверстиями интервала для гидравлической изоляции нижней части ствола скважины (которая может быть проперфорирована и обработана ранее) от интервала, который только предстоит обрабатывать. Таким образом, уплотнение задает нижний предел интервала ствола скважины, который предстоит обработать. Как правило, указанный нижний предел расположен в стволе скважины ниже недавно сформированных перфорационных отверстий, но выше любых обработанных струйным способом перфорационных отверстий или иным способом обработанных отверстий. Такое расположение обеспечивает доставку обрабатывающей текучей среды к недавно сформированным перфорационным отверстиям путем закачивания указанной обрабатывающей текучей среды с поверхности в межтрубное пространство ствола скважины. В частности, при выполнении струйным способом новых перфорационных отверстий в стволе скважины, имеющей переходные гильзы с закрытыми отверстиями, неоткрытые снабжённые отверстиями гильзы обсадной колонны так и останутся закрытыми во время обработки выполненных струйным способом перфорационных отверстий, в результате чего указанные недавно выполненные струйным способом перфорационные отверстия могут быть обработаны изолированно.
Как показано на чертеже, уплотнительный элемент 11 механически активируется, включая приведение в движение сжимаемого уплотняющего элемента для создания гидроизоляции между инструментальной колонной и обсадной трубой и приведение в движение шлипсов 14, взаимодействующих с обсадной трубой, для установки сжимаемого уплотняющего элемента. В показанном на чертеже варианте реализации механизм для установки уплотнительного элемента содержит неподвижный штифт, скользящий внутри байонетного профиля, сформированного вокруг оправка уплотнительного элемента. Штифт удерживается на месте напротив нижней оправки переходной гильзы состоящей из двух частей зажимным кольцом, и нижняя оправка переходной гильзы скользит поверх оправки уплотнительного элемента, которая содержит байонетный профиль. Зажимное кольцо имеет отверстия, выполненные с возможностью прохода текучей среды и твердых частиц во время скольжения штифта в байонетном профиле. Отверстия для выпуска обломков присутствуют в различных местах в пределах байонетного профиля для выпуска твердых частиц при скольжении штифта внутри байонетного профиля. Глубина слотов байонетного профиля больше высоты штифта, в результате чего дополнительно обеспечены место для накопления обломков и их выемка без замедления приведения в движение уплотняющего устройства. Известны различные байонетные профили, подходящие для приведения в движение пакеров, устанавливаемых механическим способом, и других спускаемых вниз по стволу скважины инструментов.
Для уравнивания давления на уплотняющем устройстве и обеспечения возможности отключения сжимаемого уплотняющего элемента в различных обстоятельствах используется уравнительный клапан 12, встроенный в инструментальный узел. В то время как известные устройства могут содержать клапан для уравнивания давления на пакере, такое уравнивание обычно обеспечивается только в одном направлении, например, от сегмента ствола скважины, расположенному ниже уплотняющего устройства, к межтрубному пространству ствола скважины, расположенному выше уплотняющего устройства. Согласно настоящему изобретению описанный уравнительный клапан обеспечивает постоянную гидравлическую связь между лифтовой колонной и межтрубным пространством ствола скважины, и если клапан находится в полностью открытом положении, также с частью ствола скважины, расположенной ниже уплотняющего устройства. Кроме того, текучая среда и твердые тела могут проходить в прямом или обратном направлениях между указанными тремя полостями. Соответственно, надлежащее управление указанными циркуляционными каналами обеспечивает возможность промывки узла и, таким образом, предотвращения осаждения твердых частиц напротив или внутри узла. В случае блокирования дополнительное управление узлом и соответствующий выбор текучей среды обеспечивают возможность прямой или обратной циркуляции для очистки перфорационных отверстий от блокирующих скоплений.
Как показано на фиг. 1Ь, уравнительный клапан управляется скользящим перемещением уравнивающего затвора 15, расположенного в корпусе 16 клапана. Такое скользящее перемещение активируется с поверхности подачей или извлечением гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра, которая является анкерованной к узлу посредством основной трубчатой тяги. Основная трубчатая тяга в целом
- 16 030278
является цилиндрической и содержит шаровой обратный клапан для предотвращения противотока текучих сред, протекающих от уравнительного клапана к лифтовой колонне во время выпуска текучей среды через струйные сопла (размещенные выше трубчатой тяги). Уравнивающий затвор 15 анкерован поверх трубчатой тяги и формирует верхний заплечик, который ограничивает расстояние перемещения уравнивающего затвора 15 внутри корпуса 16 клапана. В частности, верхняя контргайка присоединена к корпусу клапана и является гидравлически изолированной от наружной поверхности трубчатой тяги, и таким образом формирует ограничитель, взаимодействующий с верхним заплечиком уравнивающего затвора.
Нижний конец корпуса 16 клапана анкерован поверх оправки узла и таким образом задает нижний предел, до которого уравнивающий затвор 15 может перемещаться внутри корпуса 16 клапана. Следует отметить, что указанный уравнивающий затвор содержит полый цилиндрический сердечник, который проходит от верхнего конца уравнивающего затвора 15 к внутренним отверстиям 17.
Таким образом, уравнивающий затвор 15 является закрытым в своем нижнем конце ниже внутренних отверстий и таким образом формирует профилированный твердый цилиндрический затвор, оснащенный прикрепленным к нему уплотнением 19. Конец твердого затвора и связанное с ним уплотнение имеют размер, который обеспечивает взаимодействие с внутренним диаметром нижней оправки инструмента и таким образом предотвращает гидравлическую связь между межтрубным пространством/лифтовой колонной ствола скважины и нижним стволом скважины, когда уравнивающий затвор достигнет нижнего предела перемещения, и уплотняющее устройство (ниже уравнительного клапана в стволе скважины) установлено напротив обсадной трубы.
Взаимодействие связанного уплотнения внутри оправки является достаточным для предотвращения прохода текучей среды, но может быть устранено для открывания оправки приложением достаточного тягового усилия к гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра. Указанное тяговое усилие является меньше, чем тяговое усилие, требующееся для освобождения уплотняющего устройства, как описано ниже. Соответственно, уравнительный клапан может быть открыт приложением тяговой силы к лифтовой колонне, в то время как уплотняющее устройство остается установленным напротив обсадной трубы ствола скважины. Предпочтительно, что трубчатая тяга активирует уравнивающий затвор и байонетный механизм путем приложения изменяющегося усилия для обеспечения возможности выборочного приведения в движение. Однако выбор других механизмов, обеспечивающих указанные функциональные средства, может быть очевидным для специалистов в пределах объема защиты настоящего изобретения.
Относительно освобождения обломков, если уплотняющее устройство установлено напротив обсадной трубы ствола скважины с уравнивающим затвором 15 в закрытом или самом нижнем положении, внутренние отверстия 17 и наружные отверстия 18 являются совмещенными друг с другом. Это совмещение создает два потенциальных пути циркуляционных потоков текучей среды от поверхности до перфорационных отверстий, которыми можно управлять с поверхности, как описано ниже. Таким образом, текучая среда может циркулировать к перфорационным отверстиям с промывкой только одного межтрубного пространства ствола скважины. Во время этой промывки достаточный объем текучей среды также может быть доставлен через лифтовую колонну для поддерживания шарового клапана, расположенного внутри трубчатой тяги, в закрытом положении для предотвращения сминания насоснокомпрессорной колонны и засорения струйных сопл.
В случае необходимости обратной циркуляции подачу текучей среды в лифтовую колонну прекращают с одновременным продолжением подачи текучей среды в межтрубное пространство ствола скважины. Поскольку струйные сопла имеют недостаточный диаметр для размещения в себе значительного количества текучей среды из межтрубного пространства, вместо этого текучая среда будет циркулировать через совмещенные выравнивающие отверстия, смещая при этом с седла шар внутри трубчатой тяги, и таким образом обратный поток текучей среды может быть направлен к поверхности через лифтовую колонну. Соответственно, межтрубное пространство ствола скважины может быть промыто прямой или обратной циркуляцией, если уплотняющее устройство является активированным, и уравнивающий затвор находится в самом нижнем положении.
Если уплотняющее устройство должно быть освобождено (после промывки межтрубного пространства, если необходимо удалить твердые частицы или другие обломки), к лифтовой колонне прикладывают тяговое усилие для освобождения цилиндрического затвора 15 и связанного уплотнения внутри нижней оправки. Указанная операция обеспечивает возможность выравнивания давления ниже и выше уплотнения и таким образом обеспечивает возможность освобождения указанного уплотнения и его перемещения вверх по стволу скважины к следующему интервалу.
Компоненты в случае необходимости могут быть дублированы внутри узла и разнесены на некоторое расстояние друг от друга, например путем присоединения по меньшей мере одного предохранительного патрубка внутри узла. Указанное разнесение может быть использовано для защиты компонентов инструментального узла от абразивного повреждения в стволе скважины во время удаления твердых частиц из перфорационных отверстий после обработки под повышенным давлением. Например, перфорирующее устройство размещают на некотором расстоянии выше уравнительного клапана и уплотняющего устройства путем использования предохранительных патрубков таким образом, что указанные предо- 17 030278
хранительные патрубки содержат в себе исходную абразивную текучую среду, удаленную из перфорационных отверстий после завершения обработки, и инструмент тянут вверх по стволу скважины.
Таким образом, уравнительный клапан служит в качестве многофункционального клапана в уплотненном или самом нижнем положении, причём прямая или обратная циркуляция может быть вызвана манипуляцией текучих сред, закачанных в лифтовую колонну и/или межтрубное пространство ствола скважины с поверхности. Кроме того, уравнивающий затвор может быть освобожден из уплотняющего положения для обеспечения возможности протекания текучей среды к нижней оправке инструмента или от нижней оправки инструмента, продолжающего лифтовую колонну, на которую развернут узел. Если уравнивающий затвор связан с уплотняющим устройством, это действие обеспечит возможность уравнивания давления на указанном уплотняющем устройстве.
В частности, при использовании описанного выше клапана и подходящих вариантов реализации текучая среда может циркулировать через корпус клапана при любом положении уравнительного клапана, и таким образом может быть создан постоянный поток через корпус клапана для предотвращения засорения обломками породы. Соответственно, уравнительный клапан, в частности, может быть подходящим для использования в насыщенных песком средах.
Во время подачи обрабатывающей текучей среды к перфорационным отверстиям через межтрубное пространство ствола скважины пласт может прекратить прием текучей среды, и песок, взвешенный в жидкости для гидроразрыва, может осесть в трещинах, в перфорационных отверстиях, на пакере и/или вокруг инструментального узла. Поскольку добавочная подача растрещинивающей пескосодержащей текучей среды в межтрубное пространство может вызвать дополнительное нежелательное накопление твердых частиц, своевременное извещение о таком событии является важным для успешной очистки межтрубного пространства и, в конечном счете, для извлечения инструментальной колонны из ствола скважины. Способ отслеживания и своевременного уведомления о таких событиях может быть осуществлен путем использования инструментального узла согласно настоящему изобретению.
При закачивании обрабатывающей текучей среды в межтрубное пространство ствола скважины с использованием инструментальной колонны, показанной на фиг. 1, текучая среда обычно доставляется в лифтовую колонну с постоянным (минимальным) расходом для поддерживания давления внутри лифтовой колонны и поддерживания струйных сопел чистыми. Давление, необходимое для поддерживания такого расхода текучей среды, может быть отслежено с поверхности. Давление во время доставки обрабатывающей текучей среды к перфорациям через межтрубное пространство ствола скважины может быть отслежено аналогичным способом. Соответственно, лифтовая колонна может быть использована в качестве "неподвижной опоры" для точного вычисления (оценки/определения) давления продолжающегося растрещинивания путем устранения давления, которое в противном случае теряется на трении во время обработки, примененной к стволу скважины. Понимание тенденции изменения давления для расширения растрещинивания (также называемого давлением расширения стимуляции) делает возможным раннее обнаружение скоплений твердых частиц в перфорационных отверстиях. Таким образом, оператор быстро распознает повышенное разрушение пласта по увеличенному приему дополнительной обрабатывающей текучей среды путем сравнивания тенденции изменения давления при подаче обрабатывающей текучей среды в межтрубное пространство ствола скважины с тенденцией изменения давления при подаче текучей среды в лифтовую колонну. Раннее обнаружение несогласованности обеспечивает возможность своевременного вмешательства для предотвращения скапливания обломков в перфорационных отверстиях и вокруг инструмента.
Во время обработки необходимый объем текучей среды подают в пласт через недавно снабжённый отверстиями интервал, в то время как остаток ствола скважины, расположенный ниже указанного интервала (который может быть ранее перфорированным и обработанным) является гидравлически изолированным от подлежащего обработке интервала. Если обрабатывающая текучая среда успешно доставлена в межтрубное пространство, уплотняющее устройство может быть освобождено вытягиванием уравнивающего затвора из нижней оправки, в результате чего уравнивается давление между межтрубным пространством ствола скважины и частью ствола скважины, расположенной ниже уплотнения. Приложение дополнительного тягового усилия к лифтовой колонне освобождает пакер путем скользящего перемещения штифта в байонетном профиле в положение освобождения. Затем узел может быть перемещен вверх в стволе скважины перфорирования и обрабатывания другого интервала.
Однако, если отслеживание обработки дает основания предполагать, что текучая среда не доставляется, и указывает на то, что твердые частицы могут осаждаться в межтрубном пространстве, для извлечения прочных твердых частиц из межтрубного пространства могут быть выполнены различные этапы. Например, для переноса твердых частиц на поверхность могут быть изменены расход, вязкость или состав обрабатывающей текучей среды, закачанной в межтрубное пространство.
Если вышеуказанные способы очистки оказались неэффективными для исправления ситуации (например, если представляющий интерес интервал размещен на большом расстоянии вниз по стволу скважины, в результате чего является невозможным достижение достаточной скорости потока/давления в перфорационных отверстиях для извлечения твердых частиц), оператор может инициировать цикл обратной циркуляции, как описано выше. Таким образом, поток текучей среды вниз по стволу скважины
- 18 030278
через лифтовую колонну может быть остановлен для обеспечения возможности протекания текучей среды из межтрубного пространства в инструментальную колонну через уравнивающие отверстия для освобождения шарового клапана и обеспечения возможности направления текучей среды вверх через лифтовую колонну к поверхности. Во время такой обратной циркуляции уравнивающий клапан остается закрытым для межтрубного пространства, расположенного ниже уплотнительного элемента.
Способ развертывания и использования вышеописанного инструментального узла и функционирующих подобным образом инструментальных узлов может содержать следующие этапы, которые могут быть выполнены в любом логическом порядке, основанном на конкретной конфигурации используемого инструментального узла, и на которых
выполняют обсадку ствола скважины, в которой хвостовик содержит по меньшей мере один снабжённый отверстиями трубчатый сегмент, и каждый снабжённый отверстиями трубчатый сегмент имеет по меньшей мере одно боковое подлежащее обработке отверстие для передачи текучей среды от внутренней стороны хвостовика к его внешней стороне,
спускают инструментальную колонну вниз по стволу скважины до заданной глубины, соответствующей одному из снабжённых отверстиями трубчатых сегментов, причём указанная инструментальная колонна содержит гидроструйный перфорирующий узел, а также уплотняющий или анкерный узел,
устанавливают изолирующий узел напротив обсадной трубы ствола скважины,
закачивают обрабатывающую текучую среду в межтрубное пространство ствола скважины с поверхности к перфорированному трубчатому элементу и
отслеживают давление растрещинивания во время обработки.
Кроме того, могут быть выполнены любые из следующих дополнительных этапов, на которых вызывают взаимодействие скользящей гильзы с уплотнением или анкерным узлом и прикладывают
усилие к скользящей гильзе для перемещения указанной скользящей гильзы, открывают подлежащие обработке отверстия,
вызывают обратную циркуляцию текучей среды из межтрубного пространства к поверхности через лифтовую колонну,
уравнивают давление выше и ниже уплотняющего устройства или изолирующего узла, уравнивают давление между лифтовой колонной и межтрубным пространством ствола скважины
без его удаления из обсадной трубы,
освобождают уплотнительный элемент от обсадной трубы,
повторяют любые из вышеуказанных этапов внутри того же самого интервала ствола скважины, создают новые перфорационные отверстия в обсадной трубе струйным способом путем выброса
абразивной текучей среды из гидроструйного перфорирующего узла и
перемещают инструментальную колонну к другому заданному интервалу внутри ствола той же самой скважины и повторяют любые из вышеуказанных этапов.
Если в стволе скважины возникает блокирование, например, выше уплотняющего устройства внутри узла, доставка текучей среды через лифтовую колонну с расходом и давлениями, достаточными для устранения блокирования, может оказаться невозможной, и аналогично, доставка промывочной текучей среды в межтрубное пространство ствола скважины, возможно, не разрыхляет скопление обломков породы. Соответственно, в таких ситуациях может быть осуществлена обратная циркуляция, в то время как внутренние и наружные отверстия остаются выровненными простым манипулированием типом и расходом текучей среды, доставленной в лифтовую колонну и межтрубное пространство ствола скважины с поверхности. Если гидравлическое давление внутри межтрубного пространства ствола скважины превышает гидравлическое давление в лифтовой колонне (например, если подача текучей среды в лифтовую колонну прекращена), текучая среда в уравнительном клапане вынуждает шар освободить седло, в результате чего обеспечивается обратная циркуляция к поверхности через лифтовую колонну, переносящая захваченные потоком твердые частицы.
Кроме того, затвор может быть удален из нижней оправки приложением силы к трубчатой тяге (вытягиванием лифтовой колонны в направлении к поверхности). В указанном освобожденном положении открывается дополнительный путь потока текучей среды от нижней оправки инструмента к внутренней части корпуса клапана (и таким образом к лифтовой колонне и межтрубному пространству ствола скважины). Если уплотняющее устройство расположено ниже уравнивающего устройства, давление на уплотняющем устройстве будет уравнено, в результате чего уплотняющее устройство может быть освобождено.
Следует отметить, что путь потока текучей среды от наружных отверстий 18 к лифтовой колонне является возможным в любом положении уравнивающего затвора. Таким образом, указанный путь потока может быть заблокирован, только если шар находится в седле благодаря текучей среде в нижней части лифтовой колонны. Если уравнивающий затвор находится в самом нижнем положении, внутренние и наружные отверстия совмещены и пропускают поток текучей среды в уравнительный клапан и из него, но текучая среда не может протекать через нижнюю оправку узла. Если уравнивающий затвор находится в неуплотненном положении, внутренние и наружные отверстия не совмещены, но текучая среда всётаки может протекать через каждый набор отверстий в уравнительный клапан и из него. Текучая среда
- 19 030278
также может протекать в нижнюю оправку узла и из неё. В любом положении, если давление ниже шарового клапана является достаточным для освобождения шара, текучая среда также может протекать по направлению вверх через лифтовую колонну.
Уплотняющее устройство может быть установлено напротив любого трубчатого элемента, включая скользящую гильзу, как показано на фиг. 4. После установки указанного уплотняющего устройства приложение силы (механической силы или гидравлического давления) к уплотняющему устройству вызывает перемещение скользящей гильзы вниз, в результате чего отверстия открываются.
Пример 2. Инструментальный узел со сдвоенным уплотнением
На фиг. 2, на которой показан инструментальный узел, видно, что инструментальная колонна развернута на лифтовой колонне, такой как сочлененная труба, концентрическая лифтовая колонна или гибкая насосно-компрессорная труба малого диаметра. Инструментальная колонна обычно содержит обрабатывающий узел с верхним и нижним изолирующими элементами, обрабатывающее отверстие между изолирующими элементами и струйное перфорирующее устройство для перфорирования обсадной трубы струйным способом с использованием абразивной текучей среды. Для взаимодействия с обсадной трубой во время обработки могут быть использованы перепускной клапан и анкерный узел.
В инструментальном узле для изолирования представляющей интерес области могут быть использованы различные уплотняющие устройства, включая фрикционные манжеты, расширяющиеся пакеры и сжимаемые уплотняющие элементы. В конкретных вариантах реализации, показанных и описанных в настоящей заявке, фрикционные манжеты показаны охватывающими гидроразрывные отверстия инструмента. Дополнительные выборы и варианты расположения различных компонентов инструментальной колонны могут быть сделаны в соответствии со степенью изменения и экспериментирования, обычной для этой области техники.
Как показано на чертеже, анкерный узел 27 содержит анкерное устройство 28 и активирующий узел (на чертежах это конусный элемент 29), а также перепускной/уравнительный клапан 24. Подходящие анкерные устройства могут представлять собой расширяющиеся пакеры, сжимаемые пакеры, храповые блоки и другие известные устройства. Анкерное устройство, показанное на фиг. 2, представляет собой ряд механических шлипсов, которые приводятся в действие с наружной стороны нисходящим перемещением конусного элемента 29. Перепускным узлом управляют с поверхности путем приложения механической силы к гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра, которая направляет перемещение штифта внутри байонетного профиля вокруг оправки инструмента.
Анкерное устройство используется для устойчивости при установке инструмента и предотвращения скольжения инструментального узла внутри ствола скважины во время обработки. Кроме того, анкерное устройство обеспечивает возможность управляемого приведения в движение перепускного клапана/затвора в корпусе путем приложения механической силы к лифтовой колонне с поверхности. Простое механическое приведение в движение анкера в целом является предпочтительным для обеспечения адекватного управления установкой анкера и минимизации отказов или замятий, вызванных скоплениями обломков породы, во время установки и освобождения анкера. Механическое приведение в движение анкерного узла гибко связано с приведением в движение перепускного клапана, в результате чего обеспечена возможность координации между указанными двумя скользящими механизмами. Присутствие механического размещающего приспособления гильзы обсадной колонны или другого устройства, создающего некоторую степень трения с обсадной трубой, способствует созданию сопротивления, благодаря которому могут быть механически активированы анкер и перепускной канал/уравнительный клапан.
Таким образом, при размещении в стволе скважины в соответствующем местоположении пальцы механического размещающего приспособления гильзы обсадной колонны обеспечивают достаточное храповое сопротивление для манипулирования байонетным механизмом путем приложения силы к лифтовой колонне. Если штифт перемещают в его самое нижнее положение в байонетном профиле, конус 29 взаимодействует с шлипсами, выталкивает их в направлении наружу и вызывает их сближение с обсадной трубой, в результате чего они действуют в качестве анкера внутри ствола скважины. При использовании в соответствии с предложенным способом инструмент размещают с установкой одной или обоих фрикционных манжет между отверстиями 34 скользящей гильзы кольцевого канала 35 в снабжённой отверстиями гильзе 30 обсадной колонны. Обрабатывающую текучую среду подают к одному из отверстий скользящей гильзы (в гильзе обсадной колонны, показанной на фиг. 3, к верхнему отверстию 34а) и таким образом перемещают скользящую гильзу 33 вниз к нижнему отверстию 34Ь скользящей гильзы. При открывании подлежащего обработке отверстия 31 обрабатывающая текучая среда протекает в это отверстие. Выпущенное под повышенным давлением в достаточном количестве текучая среда разрушает цемент позади отверстия и достигает пласта.
Как показано на фиг. 2Ь, перепускной клапан содержит перепускной затвор 24а, скользящий внутри корпуса 24Ь уравнительного клапана. Указанное скользящее перемещение активируется с поверхности путём вытягивания или толкания насосно-компрессорной колонны, анкерованной к узлу основной трубчатой тягой. Основная трубчатая тяга в целом является цилиндрической и образует открытый центральный канал для гидравлической связи через корпус из насосно-компрессорной колонны. Затвор 24а перепускного клапана анкерован поверх трубчатой тяги и таким образом формирует верхний заплечик, кото- 20 030278
рый ограничивает степень перемещения перепускного затвора 24а внутри корпуса 24Ь клапана. В частности, верхняя контргайка соединена с корпусом 24Ь и уплотнена с наружной поверхностью трубчатой тяги, формируя таким образом ограничитель для верхнего заплечика перепускного затвора 24а.
Нижний конец корпуса 24Ь клапана анкерован поверх оправки и таким образом формирует нижний предел, до которого перепускной затвор 24а может перемещаться в корпусе 24Ь клапана. Перепускной затвор 24а является закрытым в своем нижнем конце и покрыт связанным уплотнением. Указанные твердый конец затвора и связанное уплотнение имеют размер, подходящий для взаимодействия с внутренним диаметром нижней оправки инструментального узла, в результате чего предотвращена гидравлическую связь между межтрубным пространством/лифтовой колонной ствола скважины и нижним стволом скважины, если перепускной затвор 24а достиг нижнего предела своего перемещения.
Закрытие перепускного канала предотвращает протекание текучей среды из лифтовой колонны в нижнюю часть скважины, но перепускной канал может быть открыт путём приложения достаточного тягового усилия к гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра. Указанное тяговое усилие меньше, чем тяговое усилие, необходимое для освобождения анкера из-за выполненного с возможностью скольжения перепускного затвора 24а внутри корпуса 24Ь. Соответственно, уравнительный клапан может быть открыт путём приложения тягового усилия к лифтовой колонне, в то время как анкерное устройство остается установленным напротив обсадной трубы ствола скважины. Указанное расположение обеспечивает возможность выравнивания давления из изолированной области и освобождения манжетных уплотнений без проскальзывания и повреждения манжет при уравнивании давления.
В частности, перепускной клапан 24 образует центральный канал для текучей среды от насоснокомпрессорной колонны до нижнего ствола скважины. Перепускной затвор 24а выполнен с возможностью скольжения внутри узла под действием силы, приложенной к лифтовой колонне, для открывания и закрывания указанного канала. В частности, поскольку состояние перепускного канала и анкера зависят от приложения силы к лифтовой колонне с поверхности, перепускной затвор первоначально активируется без какого-либо перемещения штифта в байонтеном слоте.
После сборки указанной инструментальной колонны и спуска в ствол скважины на насоснокомпрессорной колонне с целью перемещения скользящей гильзы, показанной на фиг. 3, она может быть размещена таким образом, что нижняя манжета оказывается расположена между отверстиями конкретной снабжённой отверстиями представляющей интерес гильзы обсадной колонны. Таким образом, нижние уплотнения расположены ниже отверстия, подлежащего обработке текучей средой, но выше нижнего отверстия скользящей гильзы. Перепускной клапан 24 закрыт, анкер установлен напротив обсадной трубы, и текучая среда, закачанная в эксплуатационную колонну под давлением, протекает из лифтовой колонны в обрабатывающие отверстия 21, поскольку закрытый перепускной клапан препятствует протеканию текучей среды вниз в инструментальную колонну к струйному перфорирующему устройству 25. Подача текучей среды через отверстия 11 вызывает расширение фрикционных манжет 22, 23, которые формируют уплотнение с обсадной трубой. В результате создания указанными манжетами уплотнения в стволе скважины гидравлическое давление внутри изолированного интервала поднимется, и текучая среда протекает в верхний отверстие скользящей гильзы и в конечном счете вызывает смещение скользящей гильзы и открывание отверстия, подлежащего обработке текучей средой. После открывания отверстия в результате непрерывной подачи текучей среды происходит разрушение цемента позади отверстия, подлежащего обработке, и обрабатывающая текучая среда протекает в пласт.
По завершении обработки перепускной клапан 24 открывают для сброса давления в изолированной области и таким образом обеспечивают возможность протекания вниз текучей среды с захваченными обломками по стволу скважины через нижнюю часть инструментальной колонны. После снижения давления внутри зоны растрещинивания манжеты возвращаются в свое сжатое транспортировочное положение. По завершении обработки конус 29 выходит из взаимодействия со смещенными внутрь шлипсами путём манипулирования штифтом в байонетном профиле для перемещения штифта в освобождающее положение, в результате чего шлипсы 28 могут быть вытянуты из обсадной трубы. Таким образом, анкер освобождается, и инструментальная колонна может быть перемещена к следующему представляющему интерес интервалу или извлечена из скважины.
В случае необходимости перфорирования ствола скважины перепускной клапан 24 открывают, и фрикционные манжеты устанавливают в стволе скважины выше области, подлежащей перфорированию. Закачивают абразивную текучую среду в лифтовая колонну для ее доставки предпочтительно через обрабатывающие отверстия 11 и таким образом вызывают установку уплотнения посредством фрикционных манжет в стволе скважины. Поскольку указанный интервал является неперфорированным, после его герметизации текучая среда направлена в нижнюю часть узла к выходным струйным соплам 26. Длительная подача текучей среды приводит к выпусканию абразивной текучей среды в форме струи в обсадную трубу для перфорирования ствола скважины в участке напротив струйных сопл. В результате приложения давления к текучей среде манжетные сальники взаимодействуют с обсадной трубой, и инструментальная колонна остается неподвижной, тем самым стабилизируя гидроструйную переходную гильзу, в то время как абразивная текучая среда выпускается струйным способом через форсунки 26.
Для обеспечения возможности достижения текучей средой, доставленной в лифтовую колонну,
- 21 030278
струйных сопл 26, перепускной клапан должен находиться в открытом положении. Было замечено, что если во время использования текучую среду доставляют к перепускному клапану с высокой скоростью, давление внутри клапана обычно имеет тенденцию к открыванию клапана. Таким образом, для удерживания клапана в закрытом положении должна быть применена физическая сила, например, путём установки анкера. Соответственно, в случае необходимости струйного перфорирования клапан открывают вытягиванием лифтовой колонны по направлению вверх вдоль ствола скважины в местоположение перфорационных отверстий. Если подачу текучей среды инициируют при открытом перепускном клапане, гидравлическое давление, приложенное к лифтовой колонне (через обрабатывающие отверстия), вызывает создание уплотнения с обсадной трубой посредством манжет. Если в указанном интервале перфорация отсутствует, гидравлическое давление внутри указанного интервала будет поддерживаться между манжетами, и дополнительная текучая среда под давлением в насосно-компрессорной колонне будет выпущена струйным способом через форсунки 26. Текучая среда, выпущенная струйным способом из форсунок, перфорирует или разрушает обсадную трубу и при ее длительной подаче может протекать в ствол скважины для открывания перфорации в других проницаемых областях. Как правило, текучая среда, выпущенная струйным способом из форсунок 26, является абразивной текучей средой, которая в целом используется при известном пескоструйном перфорировании.
По завершении перфорирования подачу текучей среды обычно прекращают, и давление в лифтовой колонне и разобщенном интервале постепенно снижается. Затем инструмент может быть перемещен для инициирования других перфорирующих или обрабатывающих операций.
Пример 3. Способ перемещения скользящей гильзы с использованием инструмента, развернутого на гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра
Как можно понять из фиг. 1, на которой показан инструментальный узел, и из фиг. 4, на которой показана скользящая гильза, предложенный способ обеспечивает механическое перемещение скользящей гильзы с использованием инструмента, развернутого в стволе скважины на гибкой насоснокомпрессорной трубе малого диаметра, путём приложения к инструментальному узлу силы, направленно вниз вдоль ствола скважины.
Ствол скважины закреплен обсадными трубами, с снабжёнными отверстиями переходными гильзами, используемыми для соединения смежных секций насосно-компрессорной колонны в соответствующих местоположениях, в которых позже может потребоваться обработка. Обсадную трубу собирают и цементируют в скважине с отверстиями в закрытом положении, зафиксированном посредством срезных штифтов 43.
Инструмент для заканчивания скважины, имеющий общую конфигурацию, как показано на фиг. 1, соединяют с гибкой насосно-компрессорной трубой малого диаметра и спускают вниз по стволу скважины до местоположения ниже самой нижней снабжённой отверстиями гильзы обсадной колонны. Размещающее приспособление 13 гильзы имеет профиль, соответствующий пространству в нижнем конце гильзы 40. Таким образом, между самым нижним краем 51Ь скользящей гильзы и самой нижней внутренней поверхностью 51 гильзы обсадной колонны образуется радиально увеличенное кольцевое пространство, если скользящая гильза находится в закрытом положении отверстия.
При медленном подъеме инструмента внутри ствола скважины размещающее приспособление 13 гильзы задействовано внутри вышеуказанного радиально увеличенного кольцевого пространства и указывает оператору положение инструментального узла в самой нижней снабжённой отверстиями гильзе обсадной колонны, которая должна быть открыта и обработана. Пакер 11 устанавливают приложением механической силы к лифтовой колонне, с использованием механических шлипсов 14 для фиксации пакера напротив внутренней поверхности скользящей гильзы. Приложение указанной механической силы также приводит к закрыванию уравнительного клапана 11, так что ствол скважины выше пакера оказывается гидравлически изолированным от ствола скважины ниже пакера. При дополнительном приложении механического давления к гибкой насосно-компрессорной трубе малого диаметра дополнительная действующая в нисходящем направлении сила может быть приложена путём подачи обрабатывающей текучей среды в межтрубное пространство ствола скважины (и в нижнюю часть гибкой насоснокомпрессорной трубы малого диаметра до степени, позволяющей предотвратить сминание насоснокомпрессорной колонны). Повышение давления на пакер и скользящую гильзу 41 вызывает срезание штифта 43. Скользящая гильза одновременно перемещает вниз гильзу обсадной колонны и вызывает открывание (или разблокирование) отверстий 42 в гильзе обсадной колонны, обеспечивая таким образом возможность протекания обрабатывающей текучей среды через отверстия в пласт. Спуск скользящей гильзы вызывает выталкивание зажимов размещающего приспособления гильзы из позиционирующего профиля. После обработки заданной области размещающее приспособление гильзы может быть свободно перемещено вдоль скользящей гильзы, поскольку оправка теперь закрывает указывающий профиль. Свободное перемещение вверх по стволу скважины размещающего приспособления гильзы мимо скользящей гильзы подтверждает тот факт, что скользящая гильза перемещена.
Во время обработки оператор отслеживает условия в скважине, как в примерах 1 и 2, описанных выше. Если определено, что текучая среда не протекает в пласт через отверстия, могут быть сделаны попытки использования дополнительных путей циркуляционного потока для очистки блокирующих отло- 22 030278
жений. Если указанные дополнительные попытки обработки ствола скважины остаются неудачными, текучая среда может быть подана в эксплуатационную колонну с повышенным расходом для выпуска струйным способом текучей среды из перфорирующих форсунок 10 в инструментальном узле, в то время как уравнительный клапан 12 остается закрытым, для создания в обсадной трубе струйным способом новых перфорационных отверстий. Оператор может принять решение об освобождении пакера и регулировании положения узла перед гидроструйным перфорированием новых перфорационных отверстий. После повторного перфорирования обработка пласта может быть продолжена.
После завершения обработки самой нижней снабжённой отверстиями гильзы обсадной колонны пакер 11 освобождают от ствола скважины, и спусковую колонну тянут по направлению вверх до взаимодействия размещающего приспособления гильзы с другой снабжённой отверстиями гильзой обсадной колонны. Процесс повторяют, перемещаясь вверх к поверхности. Указанное перемещение вверх обеспечивает обработку каждой открытой снабжённой отверстиями гильзы обсадной колонны изолированно от остальных участков ствола скважины, поскольку только одно открытое отверстие расположено выше установленного пакера при каждом сеансе обработки.
Инструмент также может быть выполнен с возможностью открывания отверстий в нижнем направлении по стволу скважины, и обработка пласта может быть достигнута в любом порядке с изоляцией или без нее каждой снабжённой отверстиями гильзы обсадной колонны от остальных открытых гильз обсадной колонны во время обработки.
Пример 4. Способ перемещения скользящей гильзы с использованием инструментального узла, развернутого на кабеле
Как показано на фиг. 6, инструментальный узел может быть спущен вниз по стволу скважины на кабеле 59. В скважинах, имеющих большую глубину, или в горизонтальных скважинах инструментальный узел может быть спущен в скважину посредством насоса, причём смещающую текучую среду выпускают из ствола скважины через отверстие или перфорацию в забое скважины. Например, рассоединяемая манжета 51 глубинного насоса может быть встроена в инструментальный узел ниже уплотнительного элемента 52. Указанная манжета может быть не только рассоединяемой, но также раздвижной или выполненной с возможностью переустановки за счет её деактивации при достижении инструментальным узлом необходимого местоположения в стволе скважины, причём указанная манжета может быть вновь активирована, если возникает необходимость дополнительного перемещения вниз вдоль ствола скважины. Кроме того, может быть использован другой закачивающий механизм, который увеличивает диаметр перемещающего узла или содержит надувной или другой растяжимый компонент, расположенный внутри инструментального узла.
После спуска инструментального узла на достаточную глубину манжета (если таковая имеется) может быть втянута или освобождена. Затем инструментальный узел поднимают, в то время как скважину подвергают каротажному обследованию, и инструментальный узел размещают внутри скользящей гильзы, которую необходимо переместить. Электрический устанавливающий/освобождающий инструмент 58 инициирует сжатие уплотняющих элементов 54 уплотнительного элемента 52, которые расширяются в наружном направлении для уплотнения скользящей гильзы, которому способствуют механические шлипсы 53.
Затем текучая среда может быть закачана в ствол скважины для приложения гидравлического давления к установленному уплотнительному элементу.
Как только давление в скважине, приложенное к уплотнительному элемент, преодолевает силу, удерживающую скользящую гильзу в закрытом положении, скользящая гильза перемещается при смещении уплотнительного элемента вниз в стволе скважины. Когда скользящая гильза достигает предела своего скользящего перемещения внутри снабжённого отверстиями корпуса, дополнительная обрабатывающая текучая среда, поданная в ствол скважины, протекает через открытое отверстие в пласт. Во время обработки давление в забое измеряют датчиками 55 давления, которые могут быть датчиками температуры и/или давления, расположенными выше и/или ниже уплотняющего устройства, и результаты измерений передают в управляющий блок посредством кабеля или используют другие подходящие средства для передачи. Таким образом, во время обработки могут быть обнаружены любые неблагоприятные события, и может быть сделаны соответствующие регулировки перемещающего узла, скользящей гильзы или способа.
По завершении обработки давление на уплотняющем элементе уравнивают, и скользящую гильзу освобождают от фрикционного взаимодействия посредством инструментального узла. Если скользящая гильза должна быть смещена для закрывания, она возвращается в свое исходное положение внутри снабжённого отверстиями корпуса. Согласно другому варианту реализации, скользящая гильза может оставаться в перемещенном положении или может быть дополнительно перемещена в другое положение внутри снабжённого отверстиями корпуса.
Вышеописанные варианты реализации настоящего изобретения предназначены служить только в качестве примеров. Каждый из признаков, элементов и этапов вышеописанных вариантов реализации может быть комбинирован любым подходящим способом в соответствии с общим принципом предложенных в настоящей заявке описаний. Изменения, модификации и усовершенствования могут быть осу- 23 030278
ществлены специалистами без отступления от объема защиты настоящего изобретения, который ограничен исключительно пунктами приложенной формулы.

Claims (9)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Секция (40) обсадной колонны, содержащая
    наружный трубчатый корпус с одним или более боковых отверстий (42) и внутренним углублением; внутреннюю трубчатую гильзу (41), расположенную во внутреннем углублении наружного трубчатого корпуса, при этом длина внутренней трубчатой гильзы (41) меньше длины указанного внутреннего углубления, причем внутренняя трубчатая гильза (41) выполнена с возможностью перемещения скольжением в продольном направлении в указанном углублении между первым верхним положением относительно наружного трубчатого корпуса, в котором одно или более боковых отверстий (42) закрыты к внутренней части секции (40) обсадной колонны указанной внутренней трубчатой гильзой (41), и вторым нижним положением относительно наружного трубчатого корпуса, в котором одно или более боковых отверстий (42) открыты к внутренней части секции (40) обсадной колонны;
    причем внутренняя поверхность внутренней трубчатой гильзы (41) является гладкой и имеет постоянный диаметр, а внутренняя трубчатая гильза (41) выполнена с возможностью ее перемещения между первым и вторым положениями при приложении к внутренней поверхности внутренней трубчатой гильзы (41) направленного радиально наружу усилия.
  2. 2. Секция (40) обсадной колонны по п.1, в которой диаметр внутренней поверхности внутренней трубчатой гильзы (41), по существу, идентичен диаметру внутренней поверхности наружного трубчатого корпуса, смежной с внутренним углублением.
  3. 3. Секция (40) обсадной колонны по п.1, в которой приложение направленного радиально наружу усилия обеспечено посредством захватного устройства, содержащего уплотнитель (11).
  4. 4. Секция (40) обсадной колонны по п.3, в которой взаимодействие внутренней поверхности внутренней трубчатой гильзы (41) с захватным устройством обеспечивает гидравлическое уплотнение, а перемещение внутренней трубчатой гильзы (41) скольжением в продольном направлении в углублении обеспечено посредством приложения гидравлического давления и/или механической силы.
  5. 5. Секция (40) обсадной колонны по п.1, также содержащая один или более уплотняющих элементов (44) между внутренней трубчатой гильзой (41) и наружным трубчатым корпусом, препятствующих протеканию между ними текучей среды.
  6. 6. Секция (40) обсадной колонны по п.1, также содержащая срезные штифты (43), фиксирующие внутреннюю трубчатую гильзу (41) в первом верхнем положении.
  7. 7. Секция (40) обсадной колонны по п.1, в которой разница между длиной внутреннего углубления наружного трубчатого корпуса и длиной внутренней трубчатой гильзы (41) обеспечивает промежуток, выполненный с возможностью приема фиксатора (13) скважинного инструмента.
  8. 8. Секция (40) обсадной колонны по п.7, в которой промежуток выполнен с возможностью закрывания для обеспечения убирания фиксатора (13) при перемещении внутренней трубчатой гильзы (41) во второе нижнее положение.
  9. 9. Секция (40) обсадной колонны по п.8, в которой убранный фиксатор (13) указывает на то, что одно или более боковых отверстий (42) открыты к внутренней части секции (40) обсадной колонны.
    - 24 030278
    - 25 030278
    О
EA201390570A 2010-10-18 2011-10-18 Обсадная колонна со скользящей гильзой EA030278B1 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US39407710P 2010-10-18 2010-10-18
US13/100,796 US8794331B2 (en) 2010-10-18 2011-05-04 Tools and methods for use in completion of a wellbore
CA2738907A CA2738907C (en) 2010-10-18 2011-05-04 Tools and methods for use in completion of a wellbore
US201161533631P 2011-09-12 2011-09-12
PCT/CA2011/001167 WO2012051705A1 (en) 2010-10-18 2011-10-18 Tools and methods for use in completion of a wellbore

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201390570A1 EA201390570A1 (ru) 2013-11-29
EA030278B1 true EA030278B1 (ru) 2018-07-31

Family

ID=44303582

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201390570A EA030278B1 (ru) 2010-10-18 2011-10-18 Обсадная колонна со скользящей гильзой

Country Status (9)

Country Link
US (9) US8794331B2 (ru)
EP (1) EP2630327B1 (ru)
CN (2) CN106121599A (ru)
AU (2) AU2011318193B2 (ru)
CA (7) CA2738907C (ru)
EA (1) EA030278B1 (ru)
MX (1) MX350278B (ru)
UA (1) UA111830C2 (ru)
WO (1) WO2012051705A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU214990U1 (ru) * 2022-10-27 2022-11-23 Общество с ограниченной ответственностью "НАУЧНО ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ "ФИЛЬТР" Устройство для перемещения цилиндрических гильз в добывающих колоннах
US11851986B2 (en) 2018-11-23 2023-12-26 Torsch Inc. Sleeve valve

Families Citing this family (127)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8276677B2 (en) 2008-11-26 2012-10-02 Baker Hughes Incorporated Coiled tubing bottom hole assembly with packer and anchor assembly
US8695716B2 (en) 2009-07-27 2014-04-15 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion
US8944167B2 (en) * 2009-07-27 2015-02-03 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion
US8613321B2 (en) 2009-07-27 2013-12-24 Baker Hughes Incorporated Bottom hole assembly with ported completion and methods of fracturing therewith
CA2749636C (en) 2010-02-18 2014-05-06 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same
US8955603B2 (en) 2010-12-27 2015-02-17 Baker Hughes Incorporated System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well
WO2013040709A1 (en) 2011-09-19 2013-03-28 Steelhaus Technologies, Inc. Axially compressed and radially pressed seal
US9238953B2 (en) 2011-11-08 2016-01-19 Schlumberger Technology Corporation Completion method for stimulation of multiple intervals
US9303486B2 (en) 2011-11-29 2016-04-05 NCS Multistage, LLC Tool assembly including an equalization valve
US20130213646A1 (en) * 2012-02-21 2013-08-22 Kobold Services Inc. Apparatus and methods for wellbore completion
CA2810045A1 (en) * 2012-03-21 2013-09-21 Oiltool Engineering Services, Inc. Multizone frac system
CA2798343C (en) 2012-03-23 2017-02-28 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Downhole isolation and depressurization tool
US9359854B2 (en) 2012-05-11 2016-06-07 Resource Completion Systems Inc. Wellbore tools and methods
US9650851B2 (en) 2012-06-18 2017-05-16 Schlumberger Technology Corporation Autonomous untethered well object
US11591872B2 (en) 2012-07-24 2023-02-28 Robertson Intellectual Properties, LLC Setting tool for downhole applications
CA2809946C (en) 2012-07-24 2017-12-12 Serhiy Arabskyy Tool and method for fracturing a wellbore
US8899337B2 (en) * 2012-09-10 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for securing and using hyrdajetting tools
US9745840B2 (en) 2012-11-16 2017-08-29 Us Well Services Llc Electric powered pump down
US11476781B2 (en) 2012-11-16 2022-10-18 U.S. Well Services, LLC Wireline power supply during electric powered fracturing operations
US10407990B2 (en) 2012-11-16 2019-09-10 U.S. Well Services, LLC Slide out pump stand for hydraulic fracturing equipment
US9893500B2 (en) 2012-11-16 2018-02-13 U.S. Well Services, LLC Switchgear load sharing for oil field equipment
US10232332B2 (en) 2012-11-16 2019-03-19 U.S. Well Services, Inc. Independent control of auger and hopper assembly in electric blender system
US11449018B2 (en) 2012-11-16 2022-09-20 U.S. Well Services, LLC System and method for parallel power and blackout protection for electric powered hydraulic fracturing
US9995218B2 (en) 2012-11-16 2018-06-12 U.S. Well Services, LLC Turbine chilling for oil field power generation
US20140151043A1 (en) 2012-12-03 2014-06-05 Schlumberger Technology Corporation Stabilized fluids in well treatment
US20140196954A1 (en) * 2013-01-11 2014-07-17 Weatherford/Lamb, Inc. Jetting tool
CA2811834A1 (en) 2013-01-30 2014-07-30 Resource Well Completion Technologies Inc. Wellbore treatment tool and method
US9464501B2 (en) * 2013-03-27 2016-10-11 Trican Completion Solutions As Zonal isolation utilizing cup packers
NO20130437A1 (no) * 2013-03-27 2014-09-01 Target Intervention As Anordning ved nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved bruk av samme
CA2820704C (en) * 2013-07-10 2018-10-16 Don Getzlaf Fracturing valve
US9416651B2 (en) 2013-07-12 2016-08-16 Saudi Arabian Oil Company Surface confirmation for opening downhole ports using pockets for chemical tracer isolation
US9810047B2 (en) * 2013-08-26 2017-11-07 Baker Hughes Re-fracturing bottom hole assembly and method
CN104420846B (zh) * 2013-08-27 2017-01-18 深圳市百勤石油技术有限公司 一种悬挂封隔器
US9631468B2 (en) 2013-09-03 2017-04-25 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
WO2015054077A1 (en) * 2013-10-10 2015-04-16 Thru Tubing Solutions, Inc. Downhole packer and method of treating a downhole formation using the downhole packer
US9181773B2 (en) 2013-10-10 2015-11-10 Thru Tubing Solutions, Inc. Downhole packer with multiple areas of relative rotation
US9080414B2 (en) 2013-10-10 2015-07-14 Thru Tubing Solutions, Inc. Method of treating a downhole formation using a downhole packer
CA2871318C (en) 2013-11-14 2022-10-04 Kobold Services Inc. Bottom hole assembly for wellbore completion
US20150139735A1 (en) * 2013-11-15 2015-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for arresting failures in submerged pipelines
US9995113B2 (en) * 2013-11-27 2018-06-12 Weatherford Technology Holdings, Llc Method and apparatus for treating a wellbore
CN103670331B (zh) * 2013-12-31 2016-06-08 安东石油技术（集团）有限公司 一种井筒隔绝阀
CN103670332B (zh) * 2013-12-31 2016-02-10 安东石油技术（集团）有限公司 井筒隔绝阀
WO2015112905A1 (en) 2014-01-24 2015-07-30 Eagle Downhole Solutions, Llc Wellbore stimulation tool, assembly and method
US9593574B2 (en) 2014-03-14 2017-03-14 Saudi Arabian Oil Company Well completion sliding sleeve valve based sampling system and method
CA2891003C (en) * 2014-05-13 2017-11-21 Weatherford/Lamb, Inc. Closure device for surge pressure reduction tool
US10378310B2 (en) * 2014-06-25 2019-08-13 Schlumberger Technology Corporation Drilling flow control tool
US10364626B2 (en) 2014-08-06 2019-07-30 Weatherford Technology Holdings, Llc Composite fracture plug and associated methods
US10151162B2 (en) 2014-09-26 2018-12-11 Ncs Multistage Inc. Hydraulic locator
CA3147245A1 (en) * 2014-10-31 2016-05-06 Robertson Intellectual Properties, LLC Setting tool for downhole applications
US20160130929A1 (en) * 2014-11-06 2016-05-12 Baker Hughes Incorporated Property monitoring below a nonpenetrated seal
CA2914177C (en) * 2014-12-05 2022-10-18 Trican Completion Solutions Ltd Single trip - through drill pipe proppant fracturing method for multiple cemented-in frac sleeves
CA2916474A1 (en) * 2014-12-30 2016-04-07 Resource Completion Systems Inc. Closable frac sleeve
AU2015381778B2 (en) 2015-02-06 2018-08-23 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone fracturing with full wellbore access
US10480286B2 (en) 2015-02-06 2019-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone fracturing with full wellbore access
US9719334B2 (en) * 2015-03-03 2017-08-01 William Jani Method and tool for perforating a wellbore casing in a formation using a sand jet, and using such tool to further frac the formation
US10329889B2 (en) * 2015-03-03 2019-06-25 Pinnacle Oil Tools Inc. Fracking tool further having a dump port for sand flushing, and method of fracking a formation using such tool
US9528353B1 (en) 2015-08-27 2016-12-27 William Jani Wellbore perforating tool
US10329868B2 (en) * 2015-08-28 2019-06-25 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Releasably locked debris barrier for a subterranean tool
US10597977B2 (en) 2015-09-29 2020-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Closing sleeve assembly with ported sleeve
WO2017079823A1 (en) 2015-11-10 2017-05-18 Ncs Multistage Inc. Apparatuses and methods for locating within a wellbore
WO2017132744A1 (en) 2016-02-03 2017-08-10 Tartan Completion Systems Inc. Burst plug assembly with choke insert, fracturing tool and method of fracturing with same
US9890631B2 (en) * 2016-04-14 2018-02-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Hydraulic casing collar locator
CA2965068C (en) * 2016-04-22 2023-11-14 Ncs Multistage Inc. Apparatus, systems and methods for controlling flow communication with a subterranean formation
US10575884B2 (en) * 2016-08-17 2020-03-03 Globus Medical, Inc. Fracture plates, systems, and methods
US10344553B2 (en) 2016-10-10 2019-07-09 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Wellbore completion apparatus and methods utilizing expandable inverted seals
US11142977B2 (en) 2016-10-27 2021-10-12 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically controlled propellant in subterranean operations and equipment
CN106639970A (zh) * 2016-12-02 2017-05-10 河南东方龙机械制造有限公司 一种多功能完井管柱密封性能检验装置及应用方法
AU2016432176B2 (en) 2016-12-15 2019-09-19 Wright Medical Technology, Inc. Knotless syndesmosis system
WO2018125075A1 (en) 2016-12-28 2018-07-05 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulically assisted shear bolt
US11156057B2 (en) 2017-01-15 2021-10-26 Jeffrey Bruce Wensrich Downhole tool including a resettable plug with a flow-through valve
US10294754B2 (en) 2017-03-16 2019-05-21 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Re-closable coil activated frack sleeve
CN107387018B (zh) * 2017-07-28 2023-07-14 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 一种一趟管柱完成水泥承留器的坐封和挤水泥施工的工具
US11261701B2 (en) 2017-08-22 2022-03-01 Weatherford Technology Holdings, Llc Shifting tool and associated methods for operating downhole valves
US10648287B2 (en) * 2017-09-26 2020-05-12 Dreco Energy Services Ulc Actuable downhole tools for attachment to tubular strings
US10648311B2 (en) 2017-12-05 2020-05-12 U.S. Well Services, LLC High horsepower pumping configuration for an electric hydraulic fracturing system
CA3084596A1 (en) 2017-12-05 2019-06-13 U.S. Well Services, LLC Multi-plunger pumps and associated drive systems
CN108005631A (zh) * 2017-12-06 2018-05-08 东北石油大学 一种模块化无级差可反复开关式压裂滑套
CN111201367B (zh) 2017-12-06 2022-07-08 哈利伯顿能源服务公司 电子启动器套筒和使用方法
WO2019113679A1 (en) * 2017-12-13 2019-06-20 Source Rock Energy Partners Inc. Inflow testing systems and methods for oil and/or gas wells
WO2019164493A1 (en) 2018-02-22 2019-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Creation of a window opening/exit utilizing a single trip process
US10794133B2 (en) * 2018-04-06 2020-10-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Conveyance member for a resource exploration and recovery system
US10837255B2 (en) 2018-04-11 2020-11-17 Welltec Oilfield Solutions Ag Downhole straddle system
EP3553273A1 (en) * 2018-04-11 2019-10-16 Welltec Oilfield Solutions AG Downhole straddle system
US10605041B2 (en) 2018-06-07 2020-03-31 Saudi Arabian Oil Company System and method for isolating a wellbore zone for rigless hydraulic fracturing
CA3095332C (en) * 2018-06-13 2023-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Setting mechanical barriers in a single run
US10781663B2 (en) * 2018-07-13 2020-09-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Sliding sleeve including a self-holding connection
US11346169B2 (en) 2018-07-23 2022-05-31 Kobold Corporation Sleeve valves, shifting tools and methods for wellbore completion operations therewith
US10947813B2 (en) * 2018-07-30 2021-03-16 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for preventing sand accumulation in inverted electric submersible pump
CA3053711C (en) 2018-08-30 2024-01-02 Avalon Research Ltd. Plug for a coiled tubing string
WO2020056258A1 (en) 2018-09-14 2020-03-19 U.S. Well Services, LLC Riser assist for wellsites
CN110952950B (zh) * 2018-09-26 2022-03-01 中国石油天然气股份有限公司 封隔器
US10494902B1 (en) * 2018-10-09 2019-12-03 Turbo Drill Industries, Inc. Downhole tool with externally adjustable internal flow area
SG11202102602UA (en) 2018-10-31 2021-04-29 Halliburton Energy Services Inc Integrated debris catcher and plug system
CN109488247A (zh) * 2018-12-03 2019-03-19 海塔石油科技有限公司 一种暂闭式封隔器
US11578577B2 (en) 2019-03-20 2023-02-14 U.S. Well Services, LLC Oversized switchgear trailer for electric hydraulic fracturing
CA3139970A1 (en) 2019-05-13 2020-11-19 U.S. Well Services, LLC Encoderless vector control for vfd in hydraulic fracturing applications
US10982507B2 (en) * 2019-05-20 2021-04-20 Weatherford Technology Holdings, Llc Outflow control device, systems and methods
CA3143050A1 (en) 2019-06-10 2020-12-17 U.S. Well Services, LLC Integrated fuel gas heater for mobile fuel conditioning equipment
US11365600B2 (en) * 2019-06-14 2022-06-21 Nine Downhole Technologies, Llc Compact downhole tool
CN112177561B (zh) * 2019-07-03 2022-07-15 中国石油化工股份有限公司 桥塞投送器、注水泥塞管柱及注水泥塞工艺
CN112302602B (zh) * 2019-07-29 2023-01-31 中国石油化工股份有限公司 一种滑套开启装置
US11459863B2 (en) 2019-10-03 2022-10-04 U.S. Well Services, LLC Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger fracturing pump
GB2604783B (en) * 2019-11-12 2023-07-19 Schlumberger Technology Bv Stage cementing collar with cup tool
RU197643U1 (ru) * 2019-11-18 2020-05-19 Акционерное общество "ОКБ Зенит" (АО "ОКБ Зенит") Муфта гидроразрыва пласта
RU2739882C1 (ru) * 2019-11-26 2020-12-29 Симойл Пте. Лтд. Муфта для многостадийного гидравлического разрыва пласта
US11111760B2 (en) * 2019-11-27 2021-09-07 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Vectored annular wellbore cleaning system
CN111155965B (zh) * 2020-03-10 2022-03-18 中国石油天然气集团有限公司 暂堵剂在裂缝内暂堵效果动态实验评估方法
CN111561296A (zh) * 2020-04-30 2020-08-21 中国石油天然气股份有限公司 一种控制井筒内压力的井下开关装置及方法
RU200716U1 (ru) * 2020-06-26 2020-11-06 Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") Муфта для проведения многостадийного гидроразрыва пласта
CN113863907B (zh) * 2020-06-30 2024-03-26 中国石油天然气股份有限公司 二氧化碳复合分层吞吐管柱
CN111827939B (zh) * 2020-07-22 2022-08-09 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 一种射孔储保一体化装置
CN114109287A (zh) * 2020-08-28 2022-03-01 中国石油天然气股份有限公司 水力喷射钻孔用锚定装置及水力喷射钻孔管柱
CN112855074B (zh) * 2021-03-01 2021-09-21 大庆市亚盛油田技术开发有限公司 一种机械式暂堵桥塞
WO2022213022A1 (en) * 2021-03-29 2022-10-06 Conocophillips Company Method and apparatus for use in plug and abandon operations
CN115234197B (zh) * 2021-04-23 2023-07-25 中国石油天然气股份有限公司 悬绳器
CA3219730A1 (en) * 2021-05-21 2022-11-24 Michael Werries Method for multistage fracturing of a geothermal well
CN115478806B (zh) * 2021-05-31 2023-11-28 中国石油天然气股份有限公司 气井带压下油管作业暂时封堵的装置及方法
CN113669028B (zh) * 2021-07-31 2023-05-05 胜利油田利丰稠油技术开发有限公司 一种基于油田开采便于坐封且可二次利用的油田封隔器
CN113445995A (zh) * 2021-08-19 2021-09-28 西南石油大学 一种配合暂堵剂使用的温度测试装置
US11674380B2 (en) * 2021-08-24 2023-06-13 Saudi Arabian Oil Company Smart retrievable service packers for pressure testing operations
CA3229843A1 (en) * 2021-08-26 2023-03-02 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Treatment system, method, and borehole system
WO2023028336A1 (en) 2021-08-26 2023-03-02 Colorado School Of Mines System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation
CN114320244B (zh) * 2022-01-04 2023-05-09 西南石油大学 一种双向异通道砾石减阻充填及阻水酸化工具
CN114482890B (zh) * 2022-02-25 2023-06-23 牡丹江天庆石油机械设备有限公司 一种复合压裂桥塞坐封装置
CN115075775B (zh) * 2022-07-14 2023-03-17 松原市恒大石油设备制造有限公司 一种循环滑套可溶环开启器
US20240060375A1 (en) * 2022-08-18 2024-02-22 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Treatment system, method, and borehole system
CN117449798B (zh) * 2023-12-22 2024-02-23 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种注采气井回插密封装置及其使用方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4940094A (en) * 1987-08-19 1990-07-10 Institut Francais Du Petrole Method and device to actuate specialized intervention equipment in a drilled well having at least one section highly slanted with respect to a vertical line
US6024173A (en) * 1998-03-03 2000-02-15 Schlumberger Technology Corporation Inflatable shifting tool
US20050072577A1 (en) * 2003-10-07 2005-04-07 Freeman Tommie A. Apparatus for actuating a well tool and method for use of same
US20060124310A1 (en) * 2004-12-14 2006-06-15 Schlumberger Technology Corporation System for Completing Multiple Well Intervals
WO2011116207A1 (en) * 2010-03-17 2011-09-22 Summit Downhole Dynamics, Ltd. Differential shifting tool and method of shifting

Family Cites Families (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4253522A (en) * 1979-05-21 1981-03-03 Otis Engineering Corporation Gravel pack tool
USRE31842E (en) 1979-08-10 1985-03-05 Top Tool Company, Inc. Well washing tool and method
US4312406A (en) 1980-02-20 1982-01-26 The Dow Chemical Company Device and method for shifting a port collar sleeve
US4257484A (en) 1980-03-10 1981-03-24 Whitley Oran D Pressure differential circulating valve
IT1137690B (it) 1980-07-17 1986-09-10 Inst Burovoi Tekhnik Dispositivo a valvola
CA1163554A (en) 1981-11-20 1984-03-13 The Dow Chemical Company Device and method for shifting a port collar sleeve
US4427070A (en) 1982-03-29 1984-01-24 O'brien-Goins Engineering, Inc. Circulating and pressure equalizing sub
US4501331A (en) 1983-07-11 1985-02-26 Geo Vann, Inc. Method of completing a well
US4523643A (en) 1983-12-15 1985-06-18 Dresser Industries, Inc. Well perforating and completion apparatus and associated method
US4834183A (en) 1988-02-16 1989-05-30 Otis Engineering Corporation Surface controlled subsurface safety valve
US4953617A (en) 1989-10-19 1990-09-04 Baker Hughes Incorporated Apparatus for setting and retrieving a bridge plug from a subterranean well
AU638282B2 (en) * 1989-11-08 1993-06-24 Halliburton Company Casing valve
US5033551A (en) 1990-05-25 1991-07-23 Grantom Charles A Well packer and method
US5117910A (en) 1990-12-07 1992-06-02 Halliburton Company Packer for use in, and method of, cementing a tubing string in a well without drillout
RU2074957C1 (ru) 1992-09-09 1997-03-10 Акционерное общество закрытого типа "ЮМА" Способ повышения продуктивности скважины
US5383520A (en) 1992-09-22 1995-01-24 Halliburton Company Coiled tubing inflatable packer with circulating port
US5411095A (en) * 1993-03-29 1995-05-02 Davis-Lynch, Inc. Apparatus for cementing a casing string
US5358048A (en) 1993-04-27 1994-10-25 Ctc International Hydraulic port collar
US5417291A (en) 1993-05-14 1995-05-23 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Drilling connector
US5579844A (en) 1995-02-13 1996-12-03 Osca, Inc. Single trip open hole well completion system and method
US5890537A (en) * 1996-08-13 1999-04-06 Schlumberger Technology Corporation Wiper plug launching system for cementing casing and liners
US6116343A (en) 1997-02-03 2000-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods
US6364017B1 (en) 1999-02-23 2002-04-02 Bj Services Company Single trip perforate and gravel pack system
US6695057B2 (en) 2001-05-15 2004-02-24 Weatherford/Lamb, Inc. Fracturing port collar for wellbore pack-off system, and method for using same
DE19958341A1 (de) 1999-12-03 2001-07-12 Claas Industrietechnik Gmbh Erntemaschine mit frontseitig angebautem Erntevorsatz
MY132567A (en) 2000-02-15 2007-10-31 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6394184B2 (en) 2000-02-15 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6513595B1 (en) 2000-06-09 2003-02-04 Weatherford/Lamb, Inc. Port collar assembly for use in a wellbore
DZ3387A1 (fr) 2000-07-18 2002-01-24 Exxonmobil Upstream Res Co Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage
EP1177859B1 (en) 2000-07-31 2009-04-15 Ebara Corporation Substrate holding apparatus and substrate polishing apparatus
US6655461B2 (en) * 2001-04-18 2003-12-02 Schlumberger Technology Corporation Straddle packer tool and method for well treating having valving and fluid bypass system
US6810958B2 (en) 2001-12-20 2004-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Circulating cementing collar and method
US6915856B2 (en) 2002-05-31 2005-07-12 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and methods for preventing axial movement of downhole tool assemblies
US7108067B2 (en) 2002-08-21 2006-09-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
CN2568807Y (zh) * 2002-09-10 2003-08-27 新疆石油管理局采油工艺研究院 多次开关阀
US7516792B2 (en) 2002-09-23 2009-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Remote intervention logic valving method and apparatus
US7090020B2 (en) * 2002-10-30 2006-08-15 Schlumberger Technology Corp. Multi-cycle dump valve
US7066264B2 (en) 2003-01-13 2006-06-27 Schlumberger Technology Corp. Method and apparatus for treating a subterranean formation
US7114574B2 (en) 2003-02-19 2006-10-03 Schlumberger Technology Corp. By-pass valve mechanism and method of use hereof
JPWO2005023953A1 (ja) * 2003-08-28 2006-11-02 油脂製品株式会社 高温貼り付け可能な耐熱ラベル
US7191844B2 (en) 2004-01-09 2007-03-20 Schlumberger Technology Corp. Inflate control system for inflatable straddle stimulation tool
US7225869B2 (en) 2004-03-24 2007-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating hydrajet stimulated zones
CA2472824C (en) * 2004-06-30 2007-08-07 Calfrac Well Services Ltd. Straddle packer with third seal
US7287596B2 (en) 2004-12-09 2007-10-30 Frazier W Lynn Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells
US7284619B2 (en) 2005-02-02 2007-10-23 Tam International, Inc. Packer with positionable collar
US7607487B2 (en) 2005-02-14 2009-10-27 Schlumberger Technology Corporation Packers and methods of use
US7278486B2 (en) 2005-03-04 2007-10-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing method providing simultaneous flow back
CA2623100C (en) 2005-09-19 2014-10-28 Pioneer Natural Resources Usa Inc Well treatment device, method, and system
US7520333B2 (en) 2005-11-11 2009-04-21 Bj Services Company Hydraulic sleeve valve with position indication, alignment, and bypass
US7497259B2 (en) 2006-02-01 2009-03-03 Schlumberger Technology Corporation System and method for forming cavities in a well
US7325617B2 (en) 2006-03-24 2008-02-05 Baker Hughes Incorporated Frac system without intervention
US8118098B2 (en) 2006-05-23 2012-02-21 Schlumberger Technology Corporation Flow control system and method for use in a wellbore
US7575062B2 (en) * 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7637317B1 (en) 2006-10-06 2009-12-29 Alfred Lara Hernandez Frac gate and well completion methods
US7827859B2 (en) * 2006-12-12 2010-11-09 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for obtaining measurements below bottom sealing elements of a straddle tool
BRPI0720941B1 (pt) 2007-01-25 2018-02-06 Welldynamics, Inc. Sistema de poço, método para estimular de maneira seletiva uma formação subterrânea, e, válvula de revestimento para utilização em uma coluna tubular em um poço subterrâneo
US7617871B2 (en) 2007-01-29 2009-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrajet bottomhole completion tool and process
US7971646B2 (en) 2007-08-16 2011-07-05 Baker Hughes Incorporated Multi-position valve for fracturing and sand control and associated completion methods
US8157012B2 (en) 2007-09-07 2012-04-17 Frazier W Lynn Downhole sliding sleeve combination tool
US7556102B2 (en) 2007-11-30 2009-07-07 Baker Hughes Incorporated High differential shifting tool
WO2009126116A1 (en) 2008-04-09 2009-10-15 Agency For Science, Technology And Research System and method for monitoring water quality
US20090294124A1 (en) 2008-05-28 2009-12-03 Schlumberger Technology Corporation System and method for shifting a tool in a well
US20100089587A1 (en) * 2008-10-15 2010-04-15 Stout Gregg W Fluid logic tool for a subterranean well
US20100108323A1 (en) 2008-10-31 2010-05-06 Weatherford/Lamb, Inc. Reliable Sleeve Activation for Multi-Zone Frac Operations Using Continuous Rod and Shifting Tools
US8496055B2 (en) * 2008-12-30 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation Efficient single trip gravel pack service tool
US7963332B2 (en) * 2009-02-22 2011-06-21 Dotson Thomas L Apparatus and method for abrasive jet perforating
US7896082B2 (en) 2009-03-12 2011-03-01 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatus for negating mineral scale buildup in flapper valves
US8613321B2 (en) 2009-07-27 2013-12-24 Baker Hughes Incorporated Bottom hole assembly with ported completion and methods of fracturing therewith
US8695716B2 (en) 2009-07-27 2014-04-15 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion
US20110162846A1 (en) * 2010-01-06 2011-07-07 Palidwar Troy F Multiple Interval Perforating and Fracturing Methods
CA2749636C (en) * 2010-02-18 2014-05-06 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same
CA2713611C (en) 2010-09-03 2011-12-06 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Multi-function isolation tool and method of use
AU2011305004A1 (en) * 2010-09-22 2013-04-04 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore frac tool with inflow control
US8955603B2 (en) * 2010-12-27 2015-02-17 Baker Hughes Incorporated System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well
CA2781721C (en) 2011-08-29 2014-02-25 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4940094A (en) * 1987-08-19 1990-07-10 Institut Francais Du Petrole Method and device to actuate specialized intervention equipment in a drilled well having at least one section highly slanted with respect to a vertical line
US6024173A (en) * 1998-03-03 2000-02-15 Schlumberger Technology Corporation Inflatable shifting tool
US20050072577A1 (en) * 2003-10-07 2005-04-07 Freeman Tommie A. Apparatus for actuating a well tool and method for use of same
US20060124310A1 (en) * 2004-12-14 2006-06-15 Schlumberger Technology Corporation System for Completing Multiple Well Intervals
WO2011116207A1 (en) * 2010-03-17 2011-09-22 Summit Downhole Dynamics, Ltd. Differential shifting tool and method of shifting

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11851986B2 (en) 2018-11-23 2023-12-26 Torsch Inc. Sleeve valve
RU214990U1 (ru) * 2022-10-27 2022-11-23 Общество с ограниченной ответственностью "НАУЧНО ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ "ФИЛЬТР" Устройство для перемещения цилиндрических гильз в добывающих колоннах

Also Published As

Publication number Publication date
CN103299028A (zh) 2013-09-11
CA3169472A1 (en) 2012-04-26
MX350278B (es) 2017-08-30
CA2738907A1 (en) 2011-07-12
US20190353006A1 (en) 2019-11-21
EP2630327A4 (en) 2017-08-23
CA3104230A1 (en) 2012-04-26
EP2630327A1 (en) 2013-08-28
EA201390570A1 (ru) 2013-11-29
US8794331B2 (en) 2014-08-05
US10344561B2 (en) 2019-07-09
US20140305648A1 (en) 2014-10-16
CN106121599A (zh) 2016-11-16
MX2013004385A (es) 2014-02-27
CA3022033A1 (en) 2011-07-12
CA2904548A1 (en) 2011-07-12
WO2012051705A9 (en) 2013-05-10
CN103299028B (zh) 2016-06-15
CA2852311C (en) 2021-02-16
WO2012051705A1 (en) 2012-04-26
AU2017200522A1 (en) 2017-02-16
US20170314364A1 (en) 2017-11-02
US20190316441A1 (en) 2019-10-17
EP2630327B1 (en) 2020-10-21
CA2904548C (en) 2018-12-04
CA2852311A1 (en) 2012-04-26
US9745826B2 (en) 2017-08-29
US20160003003A1 (en) 2016-01-07
US20160298423A1 (en) 2016-10-13
UA111830C2 (uk) 2016-06-24
CA2738907C (en) 2012-04-24
US10227845B2 (en) 2019-03-12
US20160010429A1 (en) 2016-01-14
CA2766026C (en) 2015-12-29
US20130068451A1 (en) 2013-03-21
CA2766026A1 (en) 2011-07-12
US20120090847A1 (en) 2012-04-19
AU2011318193A1 (en) 2013-06-06
AU2011318193B2 (en) 2017-03-02
US9234412B2 (en) 2016-01-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA030278B1 (ru) Обсадная колонна со скользящей гильзой
EP2611988B1 (en) Multi-function isolation tool and method of use
CA3077883C (en) Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same
AU2013222382B2 (en) Cementing whipstock apparatus and methods
CA2915624C (en) Tool assembly and process for drilling branched or multilateral wells with whipstock
DK2935771T3 (en) METHOD AND DEVICE FOR TREATING AN UNDERGROUND AREA
CA2788985A1 (en) Tools and methods for use in completion of a wellbore

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM