EA031369B1 - Скважинный инструмент - Google Patents
Скважинный инструмент Download PDFInfo
- Publication number
- EA031369B1 EA031369B1 EA201690360A EA201690360A EA031369B1 EA 031369 B1 EA031369 B1 EA 031369B1 EA 201690360 A EA201690360 A EA 201690360A EA 201690360 A EA201690360 A EA 201690360A EA 031369 B1 EA031369 B1 EA 031369B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- packer
- tubular element
- outer tubular
- packers
- tool
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 25
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 25
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 25
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 52
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 52
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 23
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/06—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for setting packers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Скважинный инструмент содержит наружный трубчатый элемент и внутренний трубчатый элемент. С наружным трубчатым элементом могут быть связаны один или большее количество фильтров, пакер и изолирующий клапан шунтирующей трубы. С пакером может быть связана первая муфта, перемещающаяся из первого положения во второе положение. Пакер может переходить в активное состояние, когда первая муфта перемещается во второе положение, и пакер, находящийся в активном состоянии, может изолировать друг от друга первую и вторую части кольцевого пространства. Шунтирующая труба может быть связана с пакером и образовывать путь передачи текучей среды из первой части кольцевого пространства через пакер и во вторую часть кольцевого пространства, когда пакер находится в активном состоянии.
Description
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ (45) Дата публикации и выдачи патента
2018.12.28 (21) Номер заявки
201690360 (22) Дата подачи заявки
2014.08.07 (51) Int. Cl. Е21В 43/10 (2006.01)
Е21В 43/34 (2006.01) (54) СКВАЖИННЫЙ ИНСТРУМЕНТ (31) 61/863,099; 61/927,113; 14/452,600 (32) 2013.08.07; 2014.01.14; 2014.08.06 (33) US (43) 2016.06.30 (86) PCT/US2014/050024 (87) WO 2015/021212 2015.02.12 (71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL) (72) Изобретатель:
Кливленд Дэниел, Родригес Оскар В. (US) (74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
US-A1-20080314589
US-A1-20070044962
US-A1-20100236775
US-A-4407363
031369 В1
031369 Bl (57) Скважинный инструмент содержит наружный трубчатый элемент и внутренний трубчатый элемент. С наружным трубчатым элементом могут быть связаны один или большее количество фильтров, пакер и изолирующий клапан шунтирующей трубы. С пакером может быть связана первая муфта, перемещающаяся из первого положения во второе положение. Пакер может переходить в активное состояние, когда первая муфта перемещается во второе положение, и пакер, находящийся в активном состоянии, может изолировать друг от друга первую и вторую части кольцевого пространства. Шунтирующая труба может быть связана с пакером и образовывать путь передачи текучей среды из первой части кольцевого пространства через пакер и во вторую часть кольцевого пространства, когда пакер находится в активном состоянии.
На данную заявку испрашивается приоритет по предварительной заявке на патент США с серийным номером 61/863099, поданной 7 августа 2013 г. и озаглавленной System and Method for Actuating Downhole Packers (Система и способ приведение в действие скважинных пакеров), по предварительной заявке на патент США с серийным номером 61/927113, поданной 14 января 2014 г. и озаглавленной System and Method for Actuating Downhole Packers (Система и способ для приведения в действие скважинных пакеров) и по предварительной заявке на патент США с серийным номером 14/452600, поданной 6 августа 2014 г. и озаглавленной System and Method for Actuating Downhole Packers (Система и способ для приведения в действие скважинных пакеров), причем содержимое всех заявок полностью включено в данный документ посредством ссылки.
Уровень техники
Описываемые здесь варианты осуществления изобретения в целом относятся к системе и способу для гравийной набивки ствола скважины. В частности, описываемые здесь варианты осуществления относятся к системе и способу приведения в действие множества пакеров перед гравийной набивкой кольцевого пространства, сформированного между снарядом для заканчивания скважины и стенкой ствола скважины.
Углеводороды, добываемые из подземной формации, часто содержат песок или другие рассредоточенные в них твердые частицы. Поскольку песок является нежелательным продуктом добычи, существует множество способов уменьшения содержания песка в углеводородах. Гравийная набивка является способом, используемым для отфильтровывания и сепарирования песка от углеводородов в стволе скважины. Гравийная набивка обычно включает в себя закачку гравийной пульпы, содержащей гравий, рассредоточенный в несущей текучей среде, вниз по рабочей колонне вовнутрь кольцевого пространства, сформированного между снарядом для заканчивания скважины и стенкой ствола скважины.
Гравий используется для отфильтровывания и сепарирования песка от углеводородов по мере того, как углеводороды вытекают из формации в снаряд для заканчивания скважины и далее к поверхности.
Один или большее количество пакеров обычно активируют, или приводят в действие перед гравийной набивкой. После приведения в действие пакеры расширяются в радиальном направлении наружу для вхождения в контакт со стенкой скважины, чтобы изолировать различные слои, или пласты формации. Изолирование различных пластов предотвращает перекрестный поток текучих сред (например, жидких углеводородов - таких как нефть или газ) между различными пластами и сокращает количество воды, получаемой из формации. Одним из широко используемых типов пакера является разбухающий пакер, который приводится в действие при вхождении его в контакт с катализатором. Однако для полного приведения в действие разбухающих пакеров и изолирования различных пластов могут понадобиться дни и недели. Пакер другого типа приводят в действие сбрасыванием шара вовнутрь рабочей колонны так, чтобы посадить шар на основание для шара вблизи пакера. После этого для приведения в действие пакера увеличивают гидравлическое давление текучей среды внутри рабочей колонны от поверхности. Повышенное давление приводит к воздействию на рабочую колонну и связанные с ней компоненты механических напряжений, что в итоге может привести к отказам.
Раскрытие изобретения
Данное раскрытие изобретения приводится для введения в набор концепций, которые в дальнейшем излагаются в подробном описании. Данное раскрытие изобретение не имеет целью идентификацию ключевых или наиболее значимых отличительных признаков заявляемого предмета изобретения, как и не предназначается для использования при опосредованном ограничении области применения заявляемого предмета изобретения.
Раскрывается скважинный инструмент. Скважинный инструмент может содержать наружный трубчатый элемент с подсоединенными к нему фильтрами. Пакер может быть соединен с наружным трубчатым элементом. Первая муфта может быть соединена с пакером и иметь свободу перемещения из первого положения во второе положение. Пакер может быть переведен в активное состояние, когда первая муфта перемещается во второе положение, и в активном состоянии пакер изолирует друг от друга первую и вторую части кольцевого пространства. К пакеру может быть присоединена шунтирующая труба, создающая путь сообщения по текучей среде от первой части кольцевого пространства через пакер и во вторую часть кольцевого пространства при нахождении пакера в активном состоянии. Изолирующий клапан шунтирующей трубы может быть соединен с наружным трубчатым элементом и шунтирующей трубой. К изолирующему клапану шунтирующей трубы может быть подсоединена вторая муфта, имеющая свободу перемещения из первого во второе положение. Изолирующий клапан шунтирующей трубы способен блокировать путь сообщения по текучей среде от первой части кольцевого пространства ко второй части кольцевого пространства, когда вторая муфта находится во втором положении. Внутренний трубчатый элемент может быть расположен по радиусу вовнутрь от наружного трубчатого элемента. Первый переключающий инструмент может быть соединен с внутренним трубчатым элементом и взаимодействовать с первой муфтой для перемещения ее из первого положения во второе положение. Второй переключающий инструмент может быть соединен с внутренним трубчатым элементом и взаимодействовать со второй муфтой для перемещения ее из первого положения во второе положение.
Раскрывается также способ для гравийной набивки ствола скважины за одну спускоподъемную
- 1 031369 операцию. Способ может включать в себя размещение скважинного инструмента внутри ствола скважины. Скважинный инструмент может содержать наружный трубчатый элемент с подсоединенными к нему фильтрами, множество пакеров, множество первых муфт, внутренний трубчатый элемент и множество первых переключающих инструментов. Внутренний трубчатый элемент имеет свободу перемещения в первом осевом направлении по отношению к наружному трубчатому элементу. Первые переключающие инструменты могут входить в контакт с ограничительным элементом в качестве реакции на перемещение в первом направлении, и первые переключающие инструменты могут переходить из деактивированного состояния в активированное состояние в качестве реакции на этот контакт. После перевода переключающих инструментов в активированное состояние внутренний трубчатый элемент может перемещаться во втором, противоположном первому, радиальном направлении по отношению к наружному трубчатому элементу. Первые переключающие инструменты могут взаимодействовать с первыми муфтами для перемещения их из первого положения во второе положение в качестве реакции на перемещение во втором направлении. Пакеры могут быть переведены из неактивного состояния в активное состояние, когда первые муфты перемещаются во второе положение, и первый из пакеров может при нахождении в активном состоянии изолировать друг от друга первую и вторую части кольцевого пространства. После перевода пакеров в активное состояние возможно закачивание в первую часть кольцевого пространства состава для обработки.
Раскрывается также переключающий инструмент. Переключающий инструмент может содержать внутреннее тело с выемкой. Трубчатая муфта может проходить по радиусу наружу от внутреннего тела и иметь отверстие, проделанное сквозь нее в радиальном направлении. Зажимное устройство активации может располагаться в радиальном направлении между внутренним телом и муфтой. Зажимное устройство активации может содержать зажимной палец, проходящий по радиусу наружу от него и через отверстие в муфте. Переключающий инструмент выполнен с возможностью удержания его в первом положении посредством муфты и перемещения во второе положение в ответ на перемещение муфты по отношению к внутреннему телу.
Краткое описание чертежей
Для возможности более полного понимания рассматриваемых здесь отличительных признаков можно воспользоваться более конкретным описанием того, что кратко изложено выше, со ссылкой на один или большее количество вариантов осуществления изобретения, некоторые из которых иллюстрируются прилагаемыми чертежами. Следует заметить, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют варианты осуществления изобретения и поэтому не подразумевают ограничение его объема.
Фиг. 1 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе иллюстративного варианта скважинного инструмента для использования в стволе скважины в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
Фиг. 2 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе скважинного инструмента после активации пакера гравийной набивки в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
Фиг. 3 представляет собой укрупненный схематический вид в поперечном разрезе части скважинного инструмента, когда скважинный инструмент расположен в требуемом месте в стволе скважины, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
Фиг. 4 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе части скважинного инструмента, когда активированы переключающие инструменты на внутреннем трубчатом элементе, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
Фиг. 5 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе части скважинного инструмента, когда переключающие инструменты пакера для разобщения пластов переводят пакеры для разобщения пластов в активное состояние, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
Фиг. 6 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе части скважинного инструмента, когда выполняется обработка, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
На фиг. 7 и 8 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента при нахождении изолирующего клапана шунтирующей трубы в закрытом и открытом состоянии, соответственно, согласно одному или более раскрытым вариантам осуществления изобретения.
На фиг. 9 и 10 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента при текущем перемещении внутреннего трубчатого элемента вниз по отношению к наружному трубчатому элементу в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
На фиг. 11 и 12 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента при переводе переключающего инструмента пакера для разобщения пластов из неактивного состояния в активное состояние в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
На фиг. 13-15 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента при взаимодействии переключающего элемента с муфтой и перемещении ее из закрытого положения в открытое положение в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
- 2 031369
На фиг. 16 и 17 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента при переводе изолирующего клапана шунтирующей трубы в закрытое положение в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.
Подробное описание
На фиг. 1 представлен схематический вид в поперечном разрезе иллюстративного варианта скважинного инструмента 110, помещаемого в ствол скважины 100, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Скважинный инструмент 110 может быть помещен вовнутрь ствола скважины 100, образованного в подземной формации 102. Скважинный инструмент 110 может содержать первый или наружный трубчатый элемент 120 и второй или внутренний трубчатый элемент 160. Наружный трубчатый элемент 120 может представлять собой или включать в себя снаряд для заканчивания скважины, а внутренний трубчатый элемент 160 может представлять собой или включать в себя промывочную трубу. Кольцевое пространство 108 может быть сформировано между наружным трубчатым элементом 120 и стенкой обсадной трубы 104 в стволе скважины 100 или стенкой 106 ствола скважины 100.
Наружный трубчатый элемент 120 может иметь один или большее количество фильтров 122, соединенных с ним или расположенных в нем. Фильтры 122 могут быть смещены относительно друг друга по окружности и/или по оси. Фильтры 122 могут образовывать путь сообщения по текучей среде от кольцевого пространства 108 к внутренней части наружного трубчатого элемента 120. В частности, фильтры 122 могут быть выполнены с возможностью прохождения потока текучей среды через них к внутренней части наружного трубчатого элемента 120 с предотвращением прохождения через них твердых частиц (например, песка и гравия), содержащихся в текучей среде, и их попадания вовнутрь наружного трубчатого элемента 120.
Пакер 124 гравийной набивки может быть соединен с наружным трубчатым элементом 120 вблизи его верхней концевой части. Пакер 124 гравийной набивки может быть переведен из первого или неактивного состояния во второе или активное состояние. Пакер 124 гравийной набивки, находящийся в активном состоянии, расширяется по радиусу наружу и прижимает наружный трубчатый элемент 120 вплотную к стенке обсадной трубы 104, как описано более подробно со ссылкой на фиг. 2.
Один или большее количество (показаны три) пакеров 130 для разобщения пластов может быть соединено с наружным трубчатым элементом 120 и расположено ниже пакера 124 гравийной набивки. Пакеры 130 для разобщения пластов могут быть смещены в осевом направлении относительно друг друга вдоль наружного трубчатого элемента 120 на расстояние от примерно 1 м до примерно 5 м, от примерно 5 м до примерно 25 м, от примерно 25 м до примерно 50 м, от примерно 50 м до примерно 100 м, от примерно 100 м до примерно 250 м, от примерно 250 м до примерно 500 м или более. Между каждой парой пакеров 130 для разобщения пластов может быть расположен по меньшей мере один фильтр 122.
К каждому пакеру 130 для разобщения пластов может быть присоединена муфта 132, доступная изнутри наружного трубчатого элемента 120. Муфты 132 выполнены с возможностью перемещения из первого положения во второе положение. Первое положение может быть смещено по оси и/или по окружности от первого положения. Пакеры 130 для разобщения пластов могут находиться в первом или неактивном состоянии, когда муфта 132 находится в первом положении. Пакеры 130 для разобщения пластов переводятся во второе или активное состояние, когда муфта 132 перемещается во второе положение. Пакеры 130 для разобщения пластов, находящиеся в активном состоянии, расширяются в радиальном направлении наружу для вхождения в контакт со стенкой 106 ствола скважины 100. В этом состоянии пакер 130 для разобщения пластов способен изолировать первую, или верхнюю часть кольцевого пространства 108 от второй, или нижней части кольцевого пространства 108, как подробнее описано ниже.
Сквозь пакеры 130 для разобщения пластов может быть проделано в осевом направлении один или большее количество обходных портов, или отверстий. Отверстия могут образовывать путь прохождения текучей среды через пакеры 130 для разобщения пластов (то есть между верхней и нижней частями кольцевого пространства 108), когда пакеры 130 для разобщения пластов находятся в активном состоянии. Возможно подсоединение к наружному трубчатому элементу 120 одного или большего количества каналов управления 143, проходящих в радиальном направлении наружу от него. Возможно прохождение каналов управления 134 через отверстия в пакерах 130 для разобщения пластов.
К пакерам 130 для разобщения пластов возможно подсоединение одной или большего количества шунтирующих труб 144. В частности, возможно прохождение шунтирующих труб 144 через отверстия в пакерах 130 для разобщения пластов. Шунтирующие трубы 144 могут образовывать путь сообщения по текучей среде через пакер 130 для разобщения пластов (то есть между верхней и нижней частями кольцевого пространства), когда пакеры 130 для разобщения пластов находятся в активном состоянии. Как будет подробнее описано ниже, возможно протекание гравийной пульпы или другого состава для обработки через шунтирующие трубы 144 и вовнутрь кольцевого пространства 108 после перевода пакеров 130 для разобщения пластов в активное состояние. Шунтирующие трубы 144 могут иметь одно или большее количество отверстий, или выпусков 146, через которые гравийная пульпа или другой состав для обработки может протекать вовнутрь кольцевого пространства 108.
- 3 031369
Один или большее количество изолирующих клапанов 140 шунтирующей трубы может быть подсоединено к наружному трубчатому элементу 120 и к шунтирующим трубам 144. По меньшей мере, один изолирующий клапан 140 шунтирующей трубы может быть расположен между каждой парой соседних пакеров 130 для разобщения пластов. Одна или большее количество шунтирующих труб 144 может быть присоединено к каждому изолирующему клапану 140 шунтирующей трубы и/или проходить через этот клапан так, чтобы через шунтирующую трубу проходил путь сообщения по текучей среде.
К каждому изолирующему клапану 140 шунтирующей трубы может быть присоединена муфта 142, доступная изнутри наружного трубчатого элемента 120. Муфты 142 выполнены с возможностью перемещения из первого положения во второе положение. Первое положение может быть смещено по оси и/или по окружности от первого положения. Изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы могут находиться в первом, или открытом состоянии, когда муфта 142 находится в первом положении. Изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы, находящиеся в открытом состоянии, способны обеспечить протекание через шунтирующую трубу гравийной пульпы или другого состава для обработки. Изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы переводятся во второе, или закрытое состояние, когда муфта 142 перемещается во второе положение. Изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы, находящиеся в закрытом состоянии, могут блокировать, или преграждать путь прохождения текучей среды через шунтирующие трубы 144. В этом состоянии дальнейшее протекание гравийной пульпы или другого состава для обработки через шунтирующие трубы 144 между верхней и нижней частями кольцевого пространства 108 не представляется возможным.
Клапан 150 для изоляции пластов (FIV) может быть соединен с наружным трубчатым элементом 120. Клапан 150 для изоляции пластов выполнен с возможностью перехода из первого, или открытого состояния во второе, или закрытое состояние. Клапан 150 для изоляции пластов, находящийся в открытом состоянии, способен разрешить поток текучей среды в обоих осевых направлениях через трубчатый элемент 120, и этот же клапан в закрытом состоянии может заблокировать, или остановить поток текучей среды через наружный трубчатый элемент 120 в обоих осевых направлениях.
Внутренний трубчатый элемент 160 может проходить в радиальном направлении вовнутрь от трубчатого элемента 120. К внутреннему трубчатому элементу 160 может быть присоединен переключающий инструмент 162 пакера гравийной набивки, выполненный с возможностью вхождения в контакт с пакером 124 гравийной набивки для перевода его из неактивного состояния в активное состояние.
Внутренний трубчатый элемент 160 может содержать также один или большее количество зажимных устройств или инструментов (не показаны) активации пакера для разобщения пластов и один или большее количество подсоединяемых к ним переключающих зажимных устройств или инструментов 172 пакеров для разобщения пластов. Инструменты активации пакеров для разобщения пластов могут переводить переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов из первого, или деактивированного состояния во второе, или активированное состояние. Когда переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов находятся в деактивированном состоянии, эти переключающие инструменты 172 могут перемещаться в осевом направлении на позицию позади соответствующих муфт 132 в пакерах 130 для разобщения пластов без взаимодействия с муфтами 132 и без их перемещения. Когда переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов находятся в активированном состоянии, эти переключающие инструменты 172 могут взаимодействовать с муфтами 132 и перемещать их. Например, переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов могут взаимодействовать с муфтами 132 пакеров 130 для разобщения пластов и перемещать муфты из первого положения во второе положение, переводя тем самым пакеры 130 для разобщения пластов в активное состояние.
Расстояние между переключающими инструментами 172 пакеров для разобщения пластов может быть таким же или по существу таким же, как расстояние между пакерами 130 для разобщения пластов, и таким, что переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов могут быть выровнены по пакерам 130 для разобщения пластов. В этом состоянии переключающие инструменты 172 могут приводить в действие пакеры 130 для разобщения пластов по существу одновременно. Кроме того, переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов могут приводить в действие пакеры 130 для разобщения пластов за время менее 10 мин, менее пяти минут или менее одной минуты. Такое приведение в действие является по существу моментальным по сравнению с предшествующими системами, в которых разбухающие или другие пакеры приводились в действие на протяжении суток или даже недель.
Внутренний трубчатый элемент 160 может содержать также переключающий инструмент 182 клапана для изоляции пластов, подсоединенный к этому элементу и расположенный ниже переключающих инструментов 172 клапанов для разобщения пластов. Переключающий инструмент 182 клапана для изоляции пластов может взаимодействовать с клапаном 150 для изоляции пластов и переводить его из открытого в закрытое состояние.
По меньшей мере в одном варианте осуществления изобретения переключающий инструмент 182 клапана для изоляции пластов может взаимодействовать с муфтами 142 изолирующих клапанов 140 шунтирующей трубы и перемещать их. Например, переключающий инструмент 182 клапана для изоляции пластов может взаимодействовать с муфтами 142 изолирующих клапанов 140 шунтирующей трубы и перемещать их из первого положения во второе положение, вызывая тем самым перевод изолирующих
- 4 031369 клапанов 140 шунтирующей трубы в закрытое состояние. В другом варианте осуществления изобретения внутренний трубчатый элемент 160 может содержать отдельный переключающий инструмент (не показан), выполненный с возможностью взаимодействия с муфтами 142 изолирующих клапанов 140 шунтирующей трубы и их перемещения.
Фиг. 1-6 иллюстрируют работу скважинного инструмента 110 в стволе скважины 100. Наружный трубчатый элемент 120 может быть помещен вовнутрь ствола скважины 100 и подвешен от буровой площадки, расположенной на поверхности. Внутренний трубчатый элемент 160 может быть помещен вовнутрь наружного трубчатого элемента 120 и посажен в нижнюю концевую часть наружного трубчатого элемента 120. Возможно продвижение инструментов активации пакера для разобщения пластов вверх и вниз, чтобы обеспечить возможность прохождения инструментов активации пакера для разобщения пластов через внутренний диаметр наружного трубчатого элемента 120. В этот момент пакер 124 гравийной набивки может быть неактивен, пакеры 130 для разобщения пластов могут быть неактивны, изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы могут быть открыты и клапан 150 для изоляции пластов может быть открыт. В дополнение к этому переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов могут находиться в деактивированном состоянии.
Фиг. 2 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе скважинного инструмента 110 после перевода пакера 124 гравийной набивки в активное состояние в соответствии с одним или более вариантами осуществления изобретения. Скважинный инструмент 110 может быть помещен вовнутрь ствола скважины 100 на требуемую глубины или в требуемое место, которым может являться вертикальная, искривленная или горизонтальная часть ствола скважины 100. Когда скважинный инструмент 110 помещен в требуемое место, возможно перемещение внутреннего трубчатого элемента 160 в осевом направлении относительно наружного трубчатого элемента так, чтобы переключающий инструмент 162 пакера гравийной набивки вошел в контакт с пакером 124 гравийной набивки и перевел его в активное состояние. Это вызывает расширение пакера 124 гравийной набивки в радиальном направлении наружу для прижатия скважинного инструмента 110 вплотную к обсадной трубе 104.
Фиг. 3 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110, когда скважинный инструмент 110 расположен в требуемом месте в стволе скважины 100, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Как только пакер 124 гравийной набивки переходит в активное состояние, возможно расположение внутреннего трубчатого элемента 160 так, что каждый инструмент активации пакера для разобщения пластов и/или каждый переключающий инструмент 172 пакера разобщения пластов смещается в осевом направлении от соответствующего пакера 130 для разобщения пластов (например, вниз) на расстояние от примерно 1 м до примерно 10 м. После этого возможно осевое перемещение внутреннего трубчатого элемента 160 в первом направлении (например, вверх) на расстояние от примерно 1 м до примерно 10 м по отношению к наружному трубчатому элементу 120.
Фиг. 4 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110, когда активированы переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов на внутреннем трубчатом элементе 160, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Перемещение вверх внутреннего трубчатого элемента 160 может вызывать прохождение инструментов активации пакеров для разобщения пластов через внутреннюю часть наружного трубчатого элемента 120 и вхождение в контакт с ограничительным элементом или препятствием на его внутренней поверхности. Ограничительный элемент может представлять собой или включать в себя пакеры 130 для разобщения пластов, подсоединенные к ним муфты 132 либо другие элементы уменьшенного диаметра внутри наружного трубчатого элемента 120. Контакт может привести к тому, что инструменты активации пакеров для разобщения пластов изгибаются вовнутрь.
Ослаблению взаимодействия между инструментами активации пакеров для разобщения пластов и пакерами 130 для разобщения пластов сопутствует усиление взаимодействия между инструментами активации пакеров для разобщения пластов и корпусом с окнами (не показан). Контакт развивает усилие путем сжатия пружины (не показана). Усилие может быть приложено к инструментам активации пакеров для разобщения пластов через контакт с корпусом с окнами. Энергия, накопившаяся в пружине, может быть использована для посадки инструментов активации пакеров для разобщения пластов вовнутрь соответствующих канавок так, что наружный диаметр инструментов активации пакеров для разобщения пластов становится меньшим наружного диаметра центратора корпуса с окнами. Поэтому усилие, развиваемое пружиной, может вызвать усадку инструментов активации пакеров для разобщения пластов до наружного диаметра, меньшего минимально возможного внутреннего диаметра наружного трубчатого элемента 120. Это может вызвать выдвижение переключающих инструментов 172 пакеров для разобщения пластов из-под муфты деактивации (не показана) так, что они получают возможность расширения наружу с переходом в активированное состояние.
В этот момент возможно продвижение внутреннего трубчатого элемента 160 с выходом из наружного трубчатого элемента 120 без перевода пакеров 130 для разобщения пластов в активное состояние. Это может позволить оператору наземного оборудования извлекать внутренний трубчатый элемент 160 и/или наружный трубчатый элемент 120 из ствола скважины 100, если любой из элементов 120, 160 по
- 5 031369 мещен вовнутрь ствола скважины 100 ненадлежащим образом (например, если наружный трубчатый элемент 120 застревает либо пространственное разнесение между трубчатыми элементами 120, 160 не соответствует норме).
Фиг. 5 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110, когда переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов переводят пакеры 130 для разобщения пластов в активное состояние, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Сразу после активации переключающих инструментов 172 пакеров для разобщения пластов возможно перемещение внутреннего трубчатого элемента 160 во втором, противоположном направлении (например, вниз) на расстояние от примерно 1 м до примерно 10 м. Переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов (активированные на данный момент) могут взаимодействовать с муфтами 132. Усилие, развиваемое переключающими инструментами 172 пакеров для разобщения пластов, может вызвать обрыв крепления одного или большего количества сдвиговых элементов (например, срезных винтов) так, что муфты 132 перемещаются из первого положения во второе положение.
Как только муфты 132 перемещаются во второе положение, гидростатическое давление текучей среды в стволе скважины 100 может вызвать переход пакеров 130 для разобщения пластов в активное состояние. В частности, гидростатическое давление текучей среды может быть приложено к камере, в которой текучая среда находится под по существу атмосферным давлением. Например, давление текучей среды в камере может равняться от примерно 50 кПа до примерно 200 кПа. Давление, воздействующее на камеру, может вызвать рабочий ход поршня в камере, приводящий к переходу пакеров 130 для разобщения пластов в активное состояние. Пакеры 130 для разобщения пластов, находящиеся в активном состоянии, расширяются в радиальном направлении наружу и входят в контакт со стенкой 106 ствола скважины 100. В этом состоянии каждый пакер 130 для разобщения пластов может изолировать часть кольцевого пространства 108, расположенную выше него и ниже него. Как показано на фиг. 8, два пакера 130 для разобщения пластов находятся в активном состоянии и изолируют три части 108-1, 108-2, 108-3 кольцевого пространства друг от друга. Однако, как можно понять, возможно использование любого количества пакеров 130 для разобщения пластов.
Фиг. 6 представляет собой схематический вид в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110, когда выполняется обработка, в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Как только пакеры 130-1, 130-2 для разобщения пластов переводятся в активное состояние, возможно выполнение обработки. Обработка может включать в себя гравийную набивку, кислотную обработку, гидравлический разрыв пласта и т.п. Как показано, возможна закачка гравийной пульпы вовнутрь ствола скважины 100. Гравийная пульпа может протекать через рабочую колонну (не показана) и вовнутрь первой части 108-1 кольцевого пространства. Поскольку пакеры 130-1, 130-2 для разобщения пластов находятся в активном состоянии, пакеры 130-1, 130-2 для разобщения пластов могут предотвращать протекание гравийной пульпы в осевом направлении дальше них вовнутрь второй и третьей частей 108-2, 108-3 кольцевого пространства.
Однако, гравийная пульпа может протекать от первой части 108-1 кольцевого пространства вовнутрь второй и третьей частей 108-2, 108-3 по траектории потока через шунтирующие трубы 144, проходящие через пакеры 130-1, 130-2 для разобщения пластов. В частности, гравийная пульпа может протекать от первой части 108-1 кольцевого пространства вовнутрь шунтирующей трубы 144, проходящей через первый пакер 130-1 для разобщения пластов и через эту трубу, и далее вовнутрь второй части 108-2 кольцевого пространства через выпускные отверстия 146 в шунтирующей трубе 144. Аналогично, гравийная пульпа может протекать от второй части 108-2 кольцевого пространства вовнутрь шунтирующей трубы 144, проходящей через второй пакер 130-2 для разобщения пластов и через эту трубу, и далее вовнутрь третьей части 108-3 кольцевого пространства через выпускные отверстия 146 в шунтирующей трубе 144.
Несущая текучая среда в составе гравийной пульпы может протекать через фильтры 122 в наружном трубчатом элементе 120 и обратно к поверхности через внутреннюю часть наружного трубчатого элемента 120. При этом твердые частицы гравия из гравийной пульпы могут оставаться в кольцевом пространстве 108 между наружным трубчатым элементом 120 и стенкой 106 ствола скважины 100.
Сразу по окончании процесса гравийной набивки внутренний трубчатый элемент 160 может вновь перемещаться в первом направлении (например, вверх) по отношению к наружному трубчатому элементу 120. Это может вызвать прохождение переключающего инструмента 182 клапана для изоляции пластов через изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы и/или подсоединенные к ним муфты 142 и вхождение в контакт с ними. Переключающий инструмент 182 клапана для изоляции пластов может взаимодействовать с муфтами 142 и переводить их из первого положения во второе положение. При нахождении муфт во втором положении изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы переводятся в закрытое состояние и блокируют или преграждают путь сообщения по текучей среде через шунтирующие трубы 144. В этом состоянии отсутствует дальнейшее протекание гравийной пульпы через шунтирующие трубы 144, и части 108-1, 108-2, 108-3 могут быть изолированы друг от друга.
По мере того как внутренний трубчатый элемент 160 продолжает перемещаться к поверхности, пе
- 6 031369 реключающий инструмент 182 клапана для изоляции пластов может также взаимодействовать с клапаном 150 для изоляции пластов (см. фиг. 1 и 2) и переводить его в закрытое состояние, в котором клапан 150 для изоляции пластов препятствует прохождению через него потока текучей среды в обоих осевых направлениях. Несмотря на то, что переключающие инструменты 172 клапана для разобщения пластов находятся в активированном состоянии, они не имеют возможности взаимодействовать с клапанами 130 для разобщения пластов и переключать их по мере продвижения внутреннего трубчатого элемента 160 вверх к земной поверхности.
Таким образом, переключающие инструменты 172 пакеров для разобщения пластов могут быть переведены в деактивированное состояние, пакеры 130 для разобщения пластов могут быть переведены в активное состояние, гравийная пульпа может протекать вовнутрь первой и второй частей 108-1, 108-2 кольцевого пространства и изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы могут быть переставлены в закрытое состояние на протяжении одной спускоподъемной операции в стволе скважины 100 с использованием скважинного инструмента 110.
На фиг. 7 и 8 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110 при нахождении изолирующего клапана 140 шунтирующей трубы в закрытом и открытом состоянии (соответственно) в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Переключение изолирующего клапана 140 шунтирующей трубы между открытым и закрытым состояниями возможно путем перемещения муфты 142, соединенной с изолирующим клапаном 140 шунтирующей трубы. По мере того, как внутренний трубчатый элемент 160 перемещается вниз по скважине относительно наружного трубчатого элемента 120 (например, вправо, как показано на фиг. 7 и 8), контактный элемент 196 на переключающем инструменте 182 клапана для изоляции пластов может входить в контакт с соответствующим контактным элементом 198 на муфте 142, соединенной с изолирующим клапаном 140 шунтирующей трубы. Муфта 142 может содержать также элемент 200 уплотнения клапана, который избирательно пропускает или блокирует поток через шунтирующую трубу 144 в зависимости от положения муфты 142. Элемент 200 уплотнения клапана может быть смещен в радиальном направлении от муфты 142. Продолжающееся относительное перемещение вниз внутреннего трубчатого элемента 160 может вызвать перевод муфты 142 из закрытого положения (фиг. 7) в открытое положение (фиг. 8) переключающим инструментом 182 клапана для изоляции пластов. Контактный элемент 196 может быть смонтирован на гибком элементе 202, обеспечивающим возможность изгибания контактного элемента 196 для перемещения в радиальном направлении вовнутрь и для разъединения с соответствующим контактным элементом 198 при продолжающемся относительном перемещении вниз внутреннего трубчатого элемента 160 относительно наружного трубчатого элемента 120.
На фиг. 9 и 10 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110 при текущем перемещении внутреннего трубчатого элемента 160 вниз по отношению к наружному трубчатому элементу 120 в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Переключающий инструмент 172 пакера для разобщения пластов может быть соединен с внутренним трубчатым элементом 160 и выполнен с возможностью перемещения через наружный трубчатый элемент 120. На фиг. 9 показана часть наружного трубчатого элемента 120 и представлен один из пакеров 130 для разобщения пластов с шунтирующей трубой 144, проходящей к одному из изолирующих клапанов 140 шунтирующей трубы. Как показано на фиг. 9, муфта 132, соединенная с пакером 130 для разобщения пластов, блокирует поток текучей среды под высоким давлением через порт 194 и вовнутрь камеры высокого давления 192. В результате, пакер 130 для разобщения пластов находится в деактивированном состоянии.
По мере того как внутренний трубчатый элемент 160 продолжает перемещаться вниз по отношению к наружному трубчатому элементу 120 (например, вправо, как показано на фиг. 9 и 10), один или большее количество зажимных пальцев 204, соединенных с зажимным устройством 206 активации, может входить в контакт с ограничительным элементом 208, который может располагаться вдоль внутренней части пакера 130 для разобщения пластов или в другом приемлемом месте. Зажимное устройство 206 активации может быть соединено с переключающим инструментом 172 пакера для разобщения пластов. Часть каждого зажимного пальца 204 может проходить в радиальном направлении наружу через отверстие в муфте 210 (например, муфте деактивации). Зажимное устройство 206 активации может располагаться в радиальном направлении между корпусом 161 внутреннего трубчатого элемента 160 и муфтой 210.
Зажимные пальцы 204 зажимного устройства 206 активации могут входить в контакт с ограничительным элементом 208 внутри пакера 130 для разобщения пластов по мере того, как переключающий инструмент 172 пакера для разобщения пластов перемещается вниз через пакер 130 для разобщения пластов. Данный контакт вызывает осевое перемещение зажимного устройства 206 (например, относительно внутреннего трубчатого элемента 160), которое может привести к сжатию упругого элемента 212, расположенного внутри муфты 210 деактивации, как показано на фиг. 10. В результате, каждый зажимной палец 204 может перемещаться в радиальном направлении вовнутрь и входить в канавку, или выемку 214 в корпусе 161 внутреннего трубчатого элемента 160. Когда зажимные пальцы 204 находятся на конечной позиции радиального перемещения вовнутрь, первый переключающий инструмент 172 может проходить
- 7 031369 вниз через пакер 130 для разобщения пластов.
На фиг. 11 и 12 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110 при переводе переключающего инструмента 172 пакера для разобщения пластов из деактивированного состояния в активированное состояние в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Как только зажимное устройство 206 активации перемещается на позицию позади ограничительного элемента 208 пакера 130 для разобщения пластов, упругий элемент 212 может смещать зажимное устройство 206 активации обратно на позицию, в которой зажимные пальцы 204 проходят в радиальном направлении наружу от муфты 210 деактивации, как показано на фиг. 11. После этого внутренний трубчатый элемент 160 может продвигаться вверх по отношению к наружному трубчатому элементу 120 (например, влево, как показано на фигурах), вызывая перевод переключающего инструмента 172 пакера для разобщения пластов из деактивированного состояния в активированное состояние, как показано на фиг. 12. Это относительное перемещение вверх внутреннего трубчатого элемента 160 вызывает вхождение зажимных пальцев 204 в контакт со вторым ограничительным элементом 216, расположенным, например, на нижней, или скважинной стороне пакера 130 для разобщения пластов.
На фиг. 13-15 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110 при вхождении переключающего элемента 224 в контакт с муфтой 132 и перемещении ее из закрытого положения в открытое положение в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Как видно из фиг. 13, продолжающееся относительное перемещение вверх внутреннего трубчатого элемента 160 (при вхождении зажимных пальцев 204 в контакт со вторым ограничительным элементом 216) может понуждать зажимное устройство 206 активации к перемещению, или к натяжению в радиальном направлении вниз относительно внутреннего трубчатого элемента 160. Как следствие этого, возможно принудительное перемещение зажимных пальцев 204 вовнутрь посадочного гнезда 218, которое может быть выполнено в форме канавки или выемки в корпусе 161 внутреннего трубчатого элемента 160. Зажимные пальцы 204 могут также иметь контактную поверхность 220 (например, наклонную поверхность), выполненную с возможностью вхождения в контакт с соответствующей поверхностью муфты 210 деактивации. По мере того как зажимное устройство 206 смещается по отношению к внутреннему трубчатому элементу 160, может происходить также смещение муфты 210 деактивации вследствие контакта с контактной поверхностью 220. Смещение муфты 210 деактивации может вызвать сжатие пружины 221. Кроме того, смещение муфты 210 деактивации может вызвать отпускание переключающего зажимного устройства 222. Отпускание переключающего зажимного устройства 222 вызывает перевод переключающего элемента 224 на позицию радиального смещения наружу, что позволяет переключающему элементу 224 взаимодействовать с муфтой 132, соединенной с пакером 130 для разобщения пластов.
Фиг. 14 иллюстрирует новое перемещение внутреннего трубчатого элемента 160 в нижнем направлении по отношению к наружному трубчатому элементу 120 (например, вправо, как показано на фигурах), и переключающий инструмент 224 может взаимодействовать с муфтой 132, соединенной с пакером 130 для разобщения пластов. Продолжающееся относительное перемещение вниз внутреннего трубчатого элемента 160 может понуждать переключающий инструмент 224 к перемещению муфты 132 из закрытого положения (фиг. 14) в открытое положение (фиг. 15), при котором открывается порт 194 так, что текучая среда под повышенным давлением может протекать в камеру 192 высокого давления. Давление текучей среды в камере 192 высокого давления может превышать давление текучей среды, хранящейся в камере 193 высокого давления. Поэтому поток текучей среды вовнутрь камеры 192 высокого давления может создать перепад давления между концами поршня 190 активации, понуждая поршень 190 активации к смещению вплотную к гибкому элементу 226 пакера 130 для разобщения пластов, как показано на фиг. 15.
Возможно сдавливание гибкого элемента 226 пакера поршнем 192 активации, пока не произойдет расширение гибкого элемента 226 пакера в радиальном направлении наружу для контакта с окружающей стенкой ствола скважины, чтобы изолировать соседние кольцевые участки ствола скважины 100 друг от друга. Как только пакер 130 для разобщения пластов переводится в активное состояние и открываются изолирующие клапаны 140 шунтирующей трубы, возможно выполнение операции гравийной набивки или другой требуемой операции.
На фиг. 16 и 17 представлены виды в поперечном разрезе части скважинного инструмента 110 при переводе изолирующего клапана 140 шунтирующей трубы в закрытое положение в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения. Сразу после выполнения гравийной набивки возможен перевод изолирующего клапана 140 шунтирующей трубы в закрытое положение. Например, после закачки гравийной набивки внутренний трубчатый элемент 160 может быть перемещен в верхнем направлении (например, влево, как показано на фигурах), и относительное перемещение вверх внутреннего трубчатого элемента 160 может быть использовано для закрытия изолирующего клапана 140 шунтирующей трубы. Как показано на фиг. 16, относительное перемещение вверх внутреннего трубчатого элемента 160 понуждает контактные элементы 196 к новому вхождению в контакт с муфтой 142, соединенной с изолирующим клапаном 140 шунтирующей трубы, через другую часть соответствующего контактного элемента 198. Перемещение вверх внутреннего трубчатого элемента 160 по отношению к
- 8 031369 наружному трубчатому элементу 120 может вызвать сдвиг муфты 142 в закрытое положение, как показано на фиг. 17. Продолжающееся перемещение вверх внутреннего трубчатого элемента 160 вызывает разъединение между контактным элементом 196 и соответствующим контактным элементом 198 по мере того как гибкий элемент 202 искривляется, или изгибается в радиальном направлении вовнутрь. После того как трубчатый элемент 160 извлекают из ствола скважины 100, каждый из изолирующих клапанов 140 шунтирующих труб остается закрытым, и различные пласты с гравийной набивкой изолированы друг от друга.
В контексте настоящего документа термины внутренний и наружный; вверх и вниз; верхний и нижний; в верхнем направлении и в нижнем направлении; выше и ниже; внутренний и наружный и другие аналогичные используемые здесь термины относятся к расположению относительно друг друга и не обозначают конкретное направление или ориентацию в пространстве. Термины связывать, связанный, соединять, соединение, присоединенный, в соединении с и присоединение обозначают нахождение в прямом соединении с или в соединении с через один или большее количество промежуточных элементов или компонентов.
Несмотря на то, что выше подробно описано лишь несколько примеров осуществления изобретения, специалисты в данной области легко поймут, что в примеры осуществления может быть внесено множество изменений без сущностного отступления от Системы и способа для приведения в действие скважинных пакеров. Соответственно подразумевается включение всех таких изменений в объем раскрытого здесь изобретения. Кроме того, заявитель ясно намеревается не применять § 112 (f) Сводной кодификации 35 федерального законодательства США в отношении любых ограничений любого из приводимых здесь пунктов формулы, кроме тех пунктов, в которых в явном виде выражены слова средства для вместе с соответствующей функцией.
В описанных здесь определенных вариантах осуществления и отличительных признаках используется набор верхних числовых пределов и набор нижних числовых пределов. Следует понимать, что рассматриваются области значений, включающие в себя комбинацию двух любых значений - например, комбинацию любого нижнего значения с любым верхним значением, комбинацию любых двух нижних значений и/или комбинацию любых двух верхних значений, если не указано другое. Определенные нижние пределы, верхние пределы и области значений указываются в одном или более приводимых ниже пунктах формулы. Все числовые значения приближены или аппроксимированы к указанному значению, и в них учтены вариации и ошибки экспериментов, которые должны подразумеваться специалистами со средним уровнем знаний в данной области.
Выше были определены различные термины. В той степени, в какой используемый в формуле изобретения термин не определен выше, ему должно быть придано максимально широкое определение из тех, которые приданы ему специалистами в соответствующей области и нашли отражение в по меньшей мере одном печатном издании или выданном патенте. Кроме того, все патенты, испытательные процедуры и другие документы, указанные в данной заявке, полностью включены в нее посредством ссылки в той мере, в какой данное раскрытие не является несовместимым с данной заявкой, и в отношении всех юрисдикции, допускающих такое включение.
Claims (6)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Скважинный инструмент (110), содержащий наружный трубчатый элемент (120) с одним или более подсоединенными к нему фильтрами (122); пакер (130), соединенный с наружным трубчатым элементом (120);первую муфту (132), соединенную с пакером (130) и выполненную с возможностью перемещения из первого положения во второе положение, причем пакер (130) выполнен с возможностью перевода в активное состояние, когда первая муфта (132) перемещается во второе положение, и пакер (130) выполнен с возможностью в активном состоянии изолировать друг от друга первую и вторую части кольцевого пространства (108);шунтирующую трубу (144), соединенную с пакером (130) и обеспечивающую сообщение по текучей среде от первой части кольцевого пространства (108) через пакер (130) и во вторую часть кольцевого пространства (108) при нахождении пакера (130) в активном состоянии;изолирующий клапан (140) шунтирующей трубы, соединенный с наружным трубчатым элементом (120) и шунтирующей трубой (144);вторую муфту (142), соединенную с изолирующим клапаном (140) шунтирующей трубы и выполненную с возможностью перемещения из первого положения во второе положение, причем изолирующий клапан (140) шунтирующей трубы выполнен с возможностью блокирования сообщения по текучей среде от первой части кольцевого пространства (108) ко второй части кольцевого пространства (108) при нахождении второй муфты (142) во втором положении;внутренний трубчатый элемент (160), расположенный в радиальном направлении вовнутрь относительно наружного трубчатого элемента (120), первый переключающий инструмент (162), соединенный с внутренним трубчатым элементом (160) и выполненный с возможностью взаимодействия с первой муф- 9 031369 той (132) и перемещения ее из первого положения во второе положение; и второй переключающий инструмент (182), соединенный с внутренним трубчатым элементом (160) и выполненный с возможностью взаимодействия со второй муфтой (142) и перемещения ее из первого положения во второе положение.
- 2. Скважинный инструмент (110) по п.1, в котором пакер (130) переводится в активное состояние в результате приложения гидростатического усилия при перемещении первой муфты (132) во второе положение.
- 3. Скважинный инструмент (110) по п.1, в котором первый переключающий инструмент (112) переводится из деактивированного состояния в активированное состояние, когда внутренний трубчатый элемент (160) перемещается вверх, а первый переключающий инструмент (112) проходит мимо ограничительного элемента внутри наружного трубчатого элемента (120) и контактирует с ним.
- 4. Скважинный инструмент (110) по п.3, в котором первый переключающий инструмент (112) выполнен без возможности приведения в действие пакера (130), когда первый переключающий инструмент (112) находится в деактивированном состоянии.
- 5. Скважинный инструмент (110) по п.3, в котором пакер (130) переводится в активное состояние, когда внутренний трубчатый элемент (160) перемещается вниз, а первый переключающий инструмент (162) взаимодействует с первой муфтой (132) и перемещает ее во второе положение, находясь в активированном состоянии.
- 6. Скважинный инструмент (110) по п.1, в котором наружный трубчатый элемент (120) содержит по меньшей мере часть снаряда для заканчивания скважины, причем внутренний трубчатый элемент (160) содержит промывочную трубу.Фиг. 1Фиг. 2- 10 031369Фиг. 3Фиг. 4Фиг. 5Фиг. 6- 11 031369Фиг. 7Фиг. 8120 100 210 144 206 208 220 226 130 190 192 132 144 140172 221 161 212 214 204 218Фиг. 9100 224 120 210 144 208 226 130 220 190 192 132 140 110160 222 172 221 161 212 206 214 204Фиг. 10100 120 226 130 193 190 192 132 144 220 142 140 200 110160 224 222 172 221 212 216 206 214 204Фиг. 11100 120 208 226 130 210 193 190 192 132 216 220 144 110160 224 222 172 221 212 206 204Фиг. 12120 210 226 130 190 193 192 132 220 144 110160 224 222 172 221 212 206 204 218Фиг. 13120 130 190 193 192 194 144 210 140 200160 132 224 222 172 221 212 142 198 206 204 220Фиг. 14- 12 031369208 160 132 172 224 222 142 221 198 212Фиг. 15120 100 144 226 130 190 192 194 132 144 140 110Фиг. 16Фиг. 17
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361863099P | 2013-08-07 | 2013-08-07 | |
| US201461927113P | 2014-01-14 | 2014-01-14 | |
| US14/452,600 US9638011B2 (en) | 2013-08-07 | 2014-08-06 | System and method for actuating downhole packers |
| PCT/US2014/050024 WO2015021212A1 (en) | 2013-08-07 | 2014-08-07 | System and method for actuating downhole packers |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201690360A1 EA201690360A1 (ru) | 2016-06-30 |
| EA031369B1 true EA031369B1 (ru) | 2018-12-28 |
Family
ID=52447603
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201690360A EA031369B1 (ru) | 2013-08-07 | 2014-08-07 | Скважинный инструмент |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9638011B2 (ru) |
| EP (1) | EP3030744B1 (ru) |
| AP (1) | AP2016009069A0 (ru) |
| AU (1) | AU2014305959B2 (ru) |
| CA (1) | CA2919531C (ru) |
| EA (1) | EA031369B1 (ru) |
| WO (1) | WO2015021212A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9828839B2 (en) * | 2014-08-15 | 2017-11-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Barrier device with fluid bypass for multi-zone wellbores |
| MY189403A (en) * | 2015-06-05 | 2022-02-09 | Halliburton Energy Services Inc | Completion system for gravel packing with zonal isolation |
| AU2016396157B2 (en) * | 2016-03-11 | 2021-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternate flow paths for single trip multi-zone systems |
| US10450813B2 (en) | 2017-08-25 | 2019-10-22 | Salavat Anatolyevich Kuzyaev | Hydraulic fraction down-hole system with circulation port and jet pump for removal of residual fracking fluid |
| US11293270B2 (en) * | 2017-12-18 | 2022-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve shunt tube isolation valve system and methodology |
| AU2019290372B2 (en) * | 2018-06-22 | 2024-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple shunt pressure assembly for gravel packing |
| CN111706303B (zh) * | 2020-07-01 | 2022-03-25 | 杨国 | 一种一次多层砾石充填防砂工艺及充填防砂工具管柱 |
| GB202406160D0 (en) * | 2021-11-02 | 2024-06-19 | Schlumberger Technology Bv | Positional-release mechanism for a downhole tool |
| GB2619334A (en) * | 2022-06-01 | 2023-12-06 | Weatherford Tech Holdings Llc | Isolation valve |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4407363A (en) * | 1981-02-17 | 1983-10-04 | Ava International | Subsurface well apparatus |
| US20070044962A1 (en) * | 2005-08-26 | 2007-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Isolating Flow In A Shunt Tube |
| US20080314589A1 (en) * | 2007-06-20 | 2008-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for creating a gravel pack |
| US20100236775A1 (en) * | 2008-10-22 | 2010-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube flowpaths extending through swellable packers |
| US20110240290A1 (en) * | 2010-03-31 | 2011-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Shunt isolation valve |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1734040A (en) | 1927-01-11 | 1929-11-05 | Joseph H Mcevoy | Packer for wells |
| US4832120A (en) | 1987-12-28 | 1989-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Inflatable tool for a subterranean well |
| US5396954A (en) * | 1994-01-27 | 1995-03-14 | Ctc International Corp. | Subsea inflatable packer system |
| US5588487A (en) | 1995-09-12 | 1996-12-31 | Mobil Oil Corporation | Tool for blocking axial flow in gravel-packed well annulus |
| US5697449A (en) * | 1995-11-22 | 1997-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for temporary subsurface well sealing and equipment anchoring |
| FR2791732B1 (fr) | 1999-03-29 | 2001-08-10 | Cooperation Miniere Et Ind Soc | Dispositif d'obturation d'un puits de forage |
| US6446729B1 (en) | 1999-10-18 | 2002-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control method and apparatus |
| US6298916B1 (en) * | 1999-12-17 | 2001-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling fluid flow in conduits |
| GB0010735D0 (en) | 2000-05-04 | 2000-06-28 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Compression set packer |
| US6588506B2 (en) | 2001-05-25 | 2003-07-08 | Exxonmobil Corporation | Method and apparatus for gravel packing a well |
| US6575251B2 (en) | 2001-06-13 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel inflated isolation packer |
| US20030098153A1 (en) | 2001-11-23 | 2003-05-29 | Serafin Witold P. | Composite packer cup |
| US6752205B2 (en) | 2002-04-17 | 2004-06-22 | Tam International, Inc. | Inflatable packer with prestressed bladder |
| US6988557B2 (en) | 2003-05-22 | 2006-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Self sealing expandable inflatable packers |
| US7347274B2 (en) | 2004-01-27 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Annular barrier tool |
| CA2462012C (en) | 2004-03-23 | 2007-08-21 | Smith International, Inc. | System and method for installing a liner in a borehole |
| CA2577067A1 (en) | 2004-08-11 | 2006-02-23 | Enventure Global Technology, Llc | Radial expansion system |
| GB2419707B (en) | 2004-10-28 | 2006-12-27 | Schlumberger Holdings | System and method for placement of packers in open hole wellbores |
| US20090283279A1 (en) | 2005-04-25 | 2009-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation system |
| US7591321B2 (en) | 2005-04-25 | 2009-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation tools and methods of use |
| CN103797211B (zh) | 2010-12-17 | 2016-12-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于替代流动通道砾石充填的封隔器和用于完成井筒的方法 |
-
2014
- 2014-08-06 US US14/452,600 patent/US9638011B2/en active Active
- 2014-08-07 EA EA201690360A patent/EA031369B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-08-07 WO PCT/US2014/050024 patent/WO2015021212A1/en active Application Filing
- 2014-08-07 AU AU2014305959A patent/AU2014305959B2/en active Active
- 2014-08-07 EP EP14834693.5A patent/EP3030744B1/en active Active
- 2014-08-07 CA CA2919531A patent/CA2919531C/en active Active
- 2014-08-07 AP AP2016009069A patent/AP2016009069A0/xx unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4407363A (en) * | 1981-02-17 | 1983-10-04 | Ava International | Subsurface well apparatus |
| US20070044962A1 (en) * | 2005-08-26 | 2007-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Isolating Flow In A Shunt Tube |
| US20080314589A1 (en) * | 2007-06-20 | 2008-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for creating a gravel pack |
| US20100236775A1 (en) * | 2008-10-22 | 2010-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube flowpaths extending through swellable packers |
| US20110240290A1 (en) * | 2010-03-31 | 2011-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Shunt isolation valve |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AP2016009069A0 (en) | 2016-03-31 |
| EP3030744A1 (en) | 2016-06-15 |
| CA2919531C (en) | 2021-08-10 |
| CA2919531A1 (en) | 2015-02-12 |
| US9638011B2 (en) | 2017-05-02 |
| EP3030744B1 (en) | 2019-01-02 |
| US20150041130A1 (en) | 2015-02-12 |
| EP3030744A4 (en) | 2017-07-05 |
| AU2014305959A1 (en) | 2016-02-18 |
| EA201690360A1 (ru) | 2016-06-30 |
| AU2014305959B2 (en) | 2018-07-05 |
| WO2015021212A1 (en) | 2015-02-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031369B1 (ru) | Скважинный инструмент | |
| US9874067B2 (en) | Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment | |
| US7150326B2 (en) | Bi-directional ball seat system and method | |
| CA2974126C (en) | Balanced piston toe sleeve | |
| US8657015B2 (en) | Intelligent completion system for extended reach drilling wells | |
| US5975205A (en) | Gravel pack apparatus and method | |
| EP1437480B1 (en) | High expansion non-elastomeric straddle tool | |
| EP2960429B1 (en) | Straddle packer system | |
| US20150047837A1 (en) | Multi-Zone Single Trip Well Completion System | |
| US11111757B2 (en) | System and methodology for controlling fluid flow | |
| US20140014337A1 (en) | Single Trip Gravel Pack System And Method | |
| EP3792450A1 (en) | Annular barrier system | |
| NO20150987A1 (en) | Interventionless Method of Setting a Casing to Casing Annular Packer | |
| OA17790A (en) | System and method for actuating downhole packers. | |
| EA046500B1 (ru) | Система затрубных барьеров | |
| EA041543B1 (ru) | Затрубный барьер с клапанной системой |
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 BY KZ KG TJ TM RU |