RU2413837C2 - Способ поддержания давления в стволе скважины (варианты) и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ поддержания давления в стволе скважины (варианты) и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2413837C2 RU2413837C2 RU2008132319/03A RU2008132319A RU2413837C2 RU 2413837 C2 RU2413837 C2 RU 2413837C2 RU 2008132319/03 A RU2008132319/03 A RU 2008132319/03A RU 2008132319 A RU2008132319 A RU 2008132319A RU 2413837 C2 RU2413837 C2 RU 2413837C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- tubing
- wellbore
- cuff
- flexible tubing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 27
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 18
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 29
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 29
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 23
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 8
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RPAJSBKBKSSMLJ-DFWYDOINSA-N (2s)-2-aminopentanedioic acid;hydrochloride Chemical class Cl.OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O RPAJSBKBKSSMLJ-DFWYDOINSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000010009 beating Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000000748 compression moulding Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 230000012010 growth Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000001746 injection moulding Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
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
- 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 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
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- 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
- E21B33/126—Packers; Plugs with fluid-pressure-operated elastic cup or skirt
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к гидравлическому разрыву или обработке для интенсификации притока подземных пластов с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы и, конкретно, к обеспечению давления в скважине при этих операциях. Обеспечивает улучшение добычи нефти или газа. Сущность изобретений: способ включает: обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы; обеспечение подвижного устройства для поддержания давления в стволе скважины на насосно-компрессорной трубе; спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины до первой глубины при удержании подвижного устройства для поддержания давления на поверхности и пропускание насосно-компрессорной трубы через устройство для поддержания давления; закрепление подвижного устройства для поддержания давления в положении на насосно-компрессорной трубе; спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину. Устройство содержит втулку для размещения на гибкой насосно-компрессорной трубе и освобождаемое стопорное средство для блокировки указанного устройства на гибкой насосно-компрессорной трубе. При этом, когда стопорное средство находится в не застопоренном положении, гибкая насосно-компрессорная труба может быть пропущена через устройство. 5 н. и 35 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к гидравлическому разрыву или обработке для интенсификации притока подземных пластов с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы для улучшенной добычи нефти или газа, в частности к устройствам для поддержания давления в стволе скважины.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Гидравлический разрыв или обработка для интенсификации притока подземных пластов для увеличения добычи нефти или газа являются рутинными процедурами в нефтяной промышленности. При гидравлическом разрыве пласта текучая среда для гидроразрыва пласта нагнетается через ствол скважины в пласт под давлением и при скорости потока, достаточной для преодоления геостатического давления и инициирования создания разрыва пласта. Текучая среда для гидроразрыва пласта может быть жидкостью на водной основе, жидкостью на нефтяной основе, сжиженным газом, таким как двуокись углерода, но ими не ограниченной, осушенными газами, такими как азот, но им не ограниченной, или комбинациями сжиженных и осушенных газов, или некоторыми комбинациями любых этих или других текучих сред. Наиболее обычным является введение расклинивающего агента в текучую среду для гидроразрыва пласта, функцией которого является противодействие естественному закрытию созданных трещин при сбросе давления. Расклинивающий агент помещают в текучую среду для гидроразрыва пласта в виде взвеси и переносят в трещину. Используемый расклинивающий агент включает в себя песок с размером зерен 20-40 меш, керамику и другие материалы, создающие канал высокой проницаемости в трещине для обеспечения возможности большего притока нефти или газа из пласта в ствол скважины.
Обработка пласта для интенсификации притока может включать в себя ввод кислоты для растворения пласта или повреждения пласта в процессе бурения, или ввод текучих сред растворителей для удаления парафинов или наростов твердых углеводородов или другие операции. С использованием таких операций добыча нефти или природного газа может быть существенно увеличена.
Гидравлический разрыв с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы является обычной процедурой. В нем, в общем, используют компоновку низа бурильной колонны, составленную из противоположных комплектов из одного или нескольких устройств для поддержания давления, таких как манжеты для гидроразрыва или манжеты пакера, закрепленные на отрезке трубы, обычно с большей толщиной стенки, чем у колонны гибкой насосно-компрессорной трубы. Расстояние между двумя комплектами манжет для гидроразрыва определяет длину интервала пласта, подлежащего гидроразрыву, поскольку манжеты являются закрепленными на компоновке низа бурильной колонны. При этом, не является необычным ограничивать длину интервала, подлежащего гидроразрыву, расстоянием между манжетами для гидроразрыва, которое, в свою очередь, ограничивается длиной лубрикатора и/или высотой крана.
При обычных операциях желательно оставлять скважину в рабочем состоянии, что означает, что в ней оставляют приток во время проведения работ и не выполняют глушение водой или более тяжелыми жидкостями. При сохранении скважины в рабочем состоянии, гибкая насосно-компрессорная труба имеет существенное преимущество перед колонной из трубных звеньев, поскольку контроль давления на поверхности является непрерывным при перемещении гибкой насосно-компрессорной трубы в скважину и из скважины, и не требуется выполнение соединений в колонне после размещения инструментов в стволе скважины.
Для осуществления операций со скважиной в рабочем состоянии инструменты, используемые для разрыва пласта, спускаются в скважину и поднимаются из скважины с использованием лубрикатора, при этом инструменты прикрепляют к гибкой насосно-компрессорной трубе и помещают в отрезок герметичной трубы под давлением, именуемый лубрикатор, и прикрепляют к стволу скважины над противовыбросовыми превенторами гибкой насосно-компрессорной трубы, которые прикреплены к задвижке регулирования давления, обычно именуемой фонтанной задвижкой. После соединения лубрикатора с помещенными в него инструментом гидроразрыва пласта и гибкой насосно-компрессорной трубой с фонтанной задвижкой, лубрикаторная система испытывается опрессовкой для облегчения поддержания им давления в стволе скважины без утечки. Давление затем поддерживается эжектором или сальником гибкой насосно-компрессорной трубы, размещенным между лубрикатором и инжектором. Когда испытанием опрессовкой установлена герметичность конструкции под давлением, фонтанная задвижка может открываться и гибкая насосно-компрессорная труба и инструмент гидроразрыва пласта спускают в ствол скважины на необходимую глубину для выполнения работ по гидроразрыву пласта, при этом вся работа проводится в условиях работы скважины.
При проведении таких работ не является необычным, для гидроразрыва пласта, инициированного в одной зоне или зонах пласта, возникновение прорыва за обсадной колонной в верхнюю зону или зоны пласта через открытые перфорационные каналы, что снижает эффективность данной обработки гидроразрывом пласта и потенциально ухудшает будущие обработки гидроразрывом в верхней зоне или зонах пласта.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Соответственно в одном аспекте изобретение относится к способу поддержания давления в стволе скважины, содержащему этапы, на которых обеспечивают гибкую насосно-компрессорную трубу, обеспечивают подвижное устройство для поддержания давления в стволе скважины на насосно-компрессорной трубе, спускают гибкую насосно-компрессорную трубу в ствол скважины на первую глубину, при этом поддерживают подвижное устройство для поддержания давления на поверхности и пропускают насосно-компрессорную трубу через подвижное устройство для поддержания давления, закрепляют подвижное устройство для поддержания давления в некотором положении на насосно-компрессорной трубе и спускают гибкую насосно-компрессорную трубу в ствол скважины на вторую глубину. Способ может дополнительно включать в себя использование компоновки низа бурильной колонны, при этом устройство для поддержания давления закрепляют на компоновке низа бурильной колонны с по меньшей мере одним неподвижным устройством для поддержания давления, закрепленным на компоновке низа бурильной колонны. Компоновка низа бурильной колонны может быть инструментом гидроразрыва. Подвижное устройство для поддержания давления может включать в себя стопорное устройство для закрепления подвижного устройства для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе так, чтобы предотвратить прохождение насосно-компрессорной трубы через указанное устройство, когда насосно-компрессорную трубу спускают в ствол скважины на вторую глубину. Способ может использоваться для первичного, вторичного и третичного поддержания давления в стволе скважины.
В другом аспекте изобретение относится к способу поддержания давления в стволе скважины, содержащему этапы, на которых обеспечивают гибкую насосно-компрессорную трубу, спускают гибкую насосно-компрессорную трубу в ствол скважины до первой глубины, на поверхности прикрепляют устройство для поддержания давления на насосно-компрессорную трубу и спускают гибкую насосно-компрессорную трубу в ствол скважины на вторую глубину, и может включать в себя использование компоновки низа бурильной колонны, соединенной с насосно-компрессорной трубой. Компоновка низа бурильной колонны может включать в себя, по меньшей мере, одно неподвижное устройство для поддержания давления. Устройство может являться разделяющей манжетой.
В дополнительном аспекте изобретение относится к способу поддержания давления в стволе скважины, содержащему этапы, на которых обеспечивают гибкую насосно-компрессорную трубу с первой манжетой для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе, обеспечивают подвижную манжету для поддержания давления в стволе скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе, спускают гибкую насосно-компрессорную трубу в ствол скважины на первую глубину, при этом поддерживают подвижную манжету для поддержания давления на поверхности и пропускают насосно-компрессорную трубу через подвижную манжету, закрепляют подвижную манжету в некотором положении на насосно-компрессорной трубе и спускают насосно-компрессорную трубу в ствол скважины на вторую глубину.
В еще одном дополнительном аспекте изобретение относится к способу для поддержания давления в стволе скважины, содержащему этапы, на которых обеспечивают гибкую насосно-компрессорную трубу с первой закрепленной манжетой для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе, спускают насосно-компрессорную трубу в ствол скважины на первую глубину, обеспечивают и закрепляют устройство для поддержания давления в некотором положении на насосно-компрессорной трубе, которое не находится на конце насосно-компрессорной трубы, и спускают насосно-компрессорную трубу в ствол скважины на вторую глубину.
В другом аспекте изобретение относится к устройству для удержания изолирующей текучей среды в стволе скважины, содержащему втулку для размещения на гибкой насосно-компрессорной трубе и освобождаемое стопорное средство для блокировки устройства на гибкой насосно-компрессорной трубе, при этом, когда стопорное средство находится в освобожденном положении, гибкая насосно-компрессорная труба может быть пропущена через устройство. Устройство может являться манжетой пакера или манжетой для гидроразрыва пласта.
В другом аспекте изобретение относится к компоновке для гибкой насосно-компрессорной трубы, содержащей гибкую насосно-компрессорную трубу и подвижное устройство для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе. Компоновка может включать в себя первую закрепленную манжету для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе ниже по стволу скважины от подвижного средства для поддержания давления.
В другом аспекте изобретение относится к манжете для удержания текучей среды в стволе скважины, содержащей две втулочных половины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Изобретение описано ниже более подробно со ссылками на прилагаемые чертежи, иллюстрирующие варианты осуществления изобретения, на которых изображено следующее:
фиг.1 показывает вид сбоку известного инструмента гидроразрыва пласта на гибкой насосно-компрессорной трубе;
фиг.2 - вид сбоку известного оборудования, используемого в обычной операции гидроразрыва пласта с гибкой насосно-компрессорной трубой;
фиг.3А - схематичный вид прорыва между соседними группами перфорационных каналов текучей среды гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока, при использовании известных способов;
фиг.3В - схематичный вид размещения подвижной или разделяющей манжеты согласно изобретению;
фиг.3С - вид сбоку иллюстрации размещения подвижной или разделяющей манжеты для вторичного поддержания давления;
фиг.4 - схематичный вид использования подвижной или разделяющей манжеты согласно изобретению для увеличенного интервала гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока;
фиг.5А - частичный вид в разрезе варианта осуществления сборки подвижной манжеты согласно изобретению для прикрепления к колонне гибкой насосно-компрессорной трубы;
фиг.5В - вид сбоку подвижной манжеты, показанной на фиг.5А;
фиг.6А - частичный вид в разрезе сборки подвижной манжеты согласно изобретению;
фиг.6В - вид разделенной на части сборки подвижной манжеты, показанной на фиг.6А;
фиг.7 - вид сбоку варианта осуществления оборудования, используемого для установки сборки подвижной манжеты согласно изобретению;
фиг.8А - изометрический вид разделяющей манжеты согласно изобретению;
фиг.8В - увеличенный вид соединительной поверхности разделяющей манжеты, показанной на фиг.8А;
фиг.9А - изометрический вид сборки разделяющей манжеты согласно изобретению;
фиг.9В - вид в разрезе сборки разделяющей манжеты, показанной на фиг.9А;
фиг.10 - вид сбоку оборудования, используемого для установки сборки разделяющей манжеты согласно изобретению.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Настоящее изобретение в одном варианте осуществления является способом гидроразрыва или обработки подземного пласта для интенсификации притока, использующего гибкую насосно-компрессорную трубу с комплектом противодействующих устройств для поддержания давления. Эти устройства могут являться манжетами для гидроразрыва пласта, манжетами пакера, надувными элементами пакера или другими такими устройствами, которые должны поддерживать приложенное давление между устройствами для поддержания давления. Известный гидроразрыв с гибкой насосно-компрессорной трубой использует комплект противодействующих манжет для гидроразрыва пласта или манжет пакера, закрепленных на компоновке низа бурильной колонны, прикрепленной к колонне гибкой насосно-компрессорной трубы. В настоящем изобретении, вместе с тем, верхнее устройство или устройства для поддержания давления сконструированы так, что их можно согласно общему плану размещать в некотором месте на гибкой насосно-компрессорной трубе для обеспечения гидроразрыва пласта на существенно больших интервалах, при этом сохраняя рабочую скважину в эксплуатации.
Настоящее изобретение в другом варианте осуществления является комплектом противодействующих манжет для использования в гидроразрыве подземного пласта с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы. В их состав включена дополнительная верхняя манжета или манжеты, которые могут согласно общему плану размещать в некотором месте на гибкой насосно-компрессорной трубе для создания барьера давлению внутри обсадной колонны, чтобы предотвратить сообщение давления в верхней зоне или зонах пласта в обсадной колонне.
Конструкция разделяющей манжеты в одном варианте осуществления изобретения может использоваться в процессе гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока для расширенных интервалов как гидроразрыва, так и обработки пласта для интенсификации притока, или для вторичного для поддержания давления в случае прорыва за обсадной колонной.
Инструмент гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы соединяется с гибкой насосно-компрессорной трубой и посредством лубрикатора спускается в ствол скважины, как и в обычных способах. Если работы предусматривают расширенные интервалы гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока, инструмент гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы может быть аналогичным обычному инструменту гидроразрыва пласта, но с отсутствием на обычном месте верхней манжеты или манжет, что предоставляет возможность нагнетаемым текучим средам сообщаться со стволом скважины над инструментом гидроразрыва пласта трубы. Если предусматривается вторичное поддержание давления, обычный инструмент гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы должен сохранять верхнюю манжету, как в традиционных способах.
Между противовыбросовым превентором гибкой насосно-компрессорной трубы и лубрикатором в сборку устьевого оборудования скважины добавляют рабочее окно для гибкой насосно-компрессорной трубы. Рабочее окно является герметичным устройством, работающим под давлением, которое может открываться и закрываться для обеспечения доступа к гибкой насосно-компрессорной трубе, когда фонтанная задвижка открыта и гибкая насосно-компрессорная труба находится в стволе скважины. Когда окно открыто, защита от давления в скважине обеспечивается закрытием кольцевой диафрагмы и/или трубных плашек противовыбросового превентора гибкой насосно-компрессорной трубы, в зависимости от требуемой конфигурации противовыбросового превентора.
Необходимая конфигурация обычного инструмента гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы, с верхней манжетой или манжетами или без них спускается в ствол скважины в рабочем состоянии на глубину, заданную необходимой длиной интервала подлежащего гидроразрыву, или так, как задается следующей группой перфорационных каналов. По достижении этой глубины активируются противовыбросовые превенторы гибкой насосно-компрессорной трубы (кольцевая диафрагма и/или трубные плашки) для поддержания давления в стволе скважины, в системе лубрикатора сбрасывается давление и рабочее окно открывают, чтобы получить доступ к гибкой насосно-компрессорной трубе.
В одном варианте осуществления изобретения, когда гибкая насосно-компрессорная труба открыта атмосферному давлению, один или несколько комплектов разделяющихся манжет прикрепляются к гибкой насосно-компрессорной трубе и удерживаются на месте одним или несколькими комплектами средства фиксации или сцепления. После того как компоновка разделяющих манжет (которая включает в себя манжеты и средство фиксации) закреплена на гибкой насосно-компрессорной трубе, рабочее окно закрывается, система испытывается опрессовкой и противовыбросовый превентор открывается, обеспечивая возможность спуска гибкой насосно-компрессорной трубе на необходимую глубину для осуществления гидроразрыва.
По завершении работ гидроразрыва гибкая насосно-компрессорная труба поднимается из ствола скважины, верхняя манжета или манжеты выставляются в рабочем окне и удаляются в обратном порядке по отношению к их установке на гибкую насосно-компрессорную трубу.
В другом варианте осуществления изобретения верхнее устройство для поддержания давления, выполненное в виде единой детали, такое как манжета для гидроразрыва или манжета пакера, размещена в необходимом положении на колонне гибкой насосно-компрессорной трубы с помощью средства установки, размещенного в блоке противовыбросовых превенторов. Средствами установки может быть комплект установочных плашек или С-образных пластин или другое такое средство, удерживающее верхнюю манжету или манжеты неподвижно, в то время как гибкая насосно-компрессорная труба перемещается в ствол скважины. В данном варианте может потребоваться рабочее окно для обеспечения доступа для закрепления верхней манжеты или манжет на колонне гибкой насосно-компрессорной трубы, при этом наземное оборудование может быть аналогичным описанному выше для варианта осуществления разделяющей манжеты.
Верхняя манжета или комплект манжет со связанным с ними фиксирующим средством размещаются вокруг колонны гибкой насосно-компрессорной трубы перед прикреплением гибкой насосно-компрессорной трубы к инструменту гидроразрыва пласта, несущему нижний комплект манжеты или манжет. После размещения верхних манжет на гибкой насосно-компрессорной трубе присоединяется инструмент гидроразрыва пласта. Верхние манжеты размещаются вручную на гибкой насосно-компрессорной трубе над комплектом направляющих плашек, расположенных под рабочим окном или над пластиной, расположенной в рабочем окне и способной держать верхнюю манжету или манжеты неподвижно при спуске гибкой насосно-компрессорной трубы в скважину.
Нижнюю манжету или комплект манжет спускают в скважину, находящуюся в рабочем состоянии, на глубину, заданную необходимой длиной интервала, подлежащего гидроразрыву, или с разделением между целевыми перфорационными каналами и следующими соседними перфорационными каналами. По достижении этой глубины активируются противовыбросовые превенторы гибкой насосно-компрессорной трубы (кольцевая диафрагма и/или трубные плашки) для поддержания давления в стволе скважины, в системе лубрикатора сбрасывается давление и рабочее окно открывается для обеспечения доступа к гибкой насосно-компрессорной трубе и верхней манжете или манжетам, удерживаемые на поверхности направляющими плашками или направляющей пластиной.
Когда гибкая насосно-компрессорная труба находится под атмосферным давлением, один или несколько комплектов устройств для поддержания давления закрепляют на гибкой насосно-компрессорной трубе для их надежного расположения на гибкой насосно-компрессорной трубе. Это средство фиксирования может являться корпусом, размещенным с подвижной манжетой на гибкой насосно-компрессорной трубе, разделяющим хомутом, сцепляемым в рабочем окне, спиральным опорным устройством, которое может навиваться на гибкую насосно-компрессорную трубу, или другим таким устройством, которое удерживает манжету или манжеты на месте.
После закрепления компоновки верхних манжет (которая включает в себя манжеты и средство фиксирования) на гибкой насосно-компрессорной трубе, рабочее окно закрывается, система испытывается опрессовкой, противовыбросовые превенторы открываются для спуска компоновки верхней манжеты на необходимую для осуществления работ гидроразрыва глубину.
По завершении работ гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока гибкая насосно-компрессорная труба поднимается из ствола скважины, установочные плашки закрывают, чтобы верхняя манжета или манжеты выставлялись в рабочем окне и удалялись в обратном порядке по отношению к их установке на гибкую насосно-компрессорную трубу.
Понятно, что в некоторых вариантах осуществления основой этого изобретения является способ использования регулируемой глубины или подвижных устройств для поддержания давления, которыми могут являться манжеты для гидроразрыва пласта или другие аналогичные устройства на гибкой насосно-компрессорной трубе для размещения интервалов гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока различной и увеличенной длины. Существует несколько путей для введения подвижных или регулируемых по глубине манжет в ствол скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе. Выше описаны несколько способов и устройств, но эти способы и устройства направлены не на ограничение изобретения и предполагают изменения как в процедуре, так и в устройствах.
В другом варианте осуществления изобретение относится к способу и системе, использующим нагнетание сжатого газа, жидкости, твердого расклинивающего агента, кислот или растворителей или комбинации этих материалов с высокой скоростью и под давлением для создания, открытия и распространения трещин в пласте или для растворения материалов в пласте. Инструмент гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы или аналогичный инструмент используется для поддержания давления нагнетания и материала в пределах намеченного пласта. Изобретение создает средства установки верхней манжеты или комплекта манжет согласно общему плану на гибкой насосно-компрессорной трубе для выполнения гидроразрыва увеличенной длины, или верхней манжеты или комплекта манжет в случае вторичного поддержания давления. Варианты осуществления, раскрытые в этом документе, не направлены на ограничение изобретения. В частности, могут выполняться модификации способа и устройств, которые могут включать в себя гибкую насосно-компрессорную трубу, специально обработанную или со специальным покрытием между нижними манжетами для гидроразрыва и верхними манжетами для гидроразрыва для защиты гибкой насосно-компрессорной трубы от абразивных частиц, и альтернативные способы введения в гибкую насосно-компрессорную трубу верхней манжеты или манжет.
Показанный на фиг.1 обычный инструмент гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы состоит в основном из нижней манжеты 101 или комплекта манжет, отверстия 102 нагнетания, верхней манжеты 103 или комплекта манжет и узла 104 соединения с гибкой насосно-компрессорной трубой, который соединяет вышеупомянутую компоновку с гибкой насосно-компрессорной трубой 105.
Показанный на фиг.2 обычный инструмент 201 гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы устанавливают через лубрикатор в ствол 202 скважины посредством помещения инструмента 201 в лубрикатор 203, который соединен с блоком 204 противовыбросовых превенторов. Ясно, что длина интервала, подлежащего гидроразрыву или обработке пласта для интенсификации притока, ограничена высотой крана 205, используемого для подвешивания инжектора 206 гибкой насосно-компрессорной трубы над стволом 202 скважины.
На фиг.3А проиллюстрирована возможность гидроразрыва или другой обработки пласта для интенсификации притока, в результате которой происходит прорыв между соседними группами перфорационных каналов. В стволе 301 скважины показан обычный инструмент гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы с нижней манжетой 302 или комплектом манжет и верхней манжетой 303 или комплектом манжет. Нагнетаемые текучие среды 304, которые могут включать в себя текучие среды гидроразрыва, содержащие большое количество расклинивающего агента, кислоту или азот, но этим не ограничиваться, вводят в заданные перфорационные каналы, как показано в области 305. В некоторых случаях нагнетаемым текучим средам 304 предоставляется возможность миграции за стволом 301 скважины вверх до верхней группы перфорационных каналов, как показано в области 306, и вновь входить в ствол 301 скважины через эти перфорационные каналы области 306. Это может происходить вследствие плохой цементной связи между стволом скважины и пластом или вследствие вертикального распространения гидроразрыва вне ствола 301 скважины. В таком случае, нагнетаемые текучие среды 304 могут затем сообщаться с другой группой верхних перфорационных каналов в области 307, вызывая нежелательный гидроразрыв или обработку для интенсификации притока пласта этих верхних перфорационных каналов в области 307.
На фиг.3В показано размещение подвижной или разделяющей манжеты 308 на гибкой насосно-компрессорной трубе 309, содержащей нагнетаемые текучие среды 304 и предотвращающей сообщение с верхним набором перфорационных каналов в области 307. В данном описании такое использование системы подвижной или разделяющей манжеты называется «вторичное поддержание».
На фиг.3С показано размещение подвижной или разделяющей манжеты для вторичного поддержания, при этом показан обычный инструмент гидроразрыва пласта с нижней манжетой 302, верхней манжетой 303 и второй верхней манжетой 308, являющейся подвижной или разделяющей манжетой, закрепленной на гибкой насосно-компрессорной трубе 309.
Касательно фиг.4, как ранее описано, обычный инструмент гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы может включать в себя один или несколько комплектов противодействующих манжет для поддержания давления при нагнетании, что вследствие ограничений по крану и лубрикатору интервал между этими манжетами или комплектами манжет может быть ограниченным, когда верхние манжеты встроены в инструмент для гибкой насосно-компрессорной трубы, который прикреплен к гибкой насосно-компрессорной трубе. Фиг.4 характеризует практическое применение подвижной или разделяющей манжеты, при этом инструмент гидроразрыва пласта для гибкой насосно-компрессорной трубы модифицирован и содержит нижнюю манжету 401, но не содержит верхнюю манжету, включенную в сам инструмент. Инструмент гидроразрыва пласта соединяется с гибкой насосно-компрессорной трубой соединительным узлом 402 гибкой насосно-компрессорной трубы, но верхняя манжета является подвижной или разделяющей манжетой 403, которая располагается, согласно общему плану, на гибкой насосно-компрессорной трубе над соединительным узлом 402 гибкой насосно-компрессорной трубы для создания расширенного интервала для гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока, превышающего возможный интервал при включении верхней манжеты в инструмент гидроразрыва пласта и ее расположение ниже соединительного узла 402 гибкой насосно-компрессорной трубы. В этом варианте нагнетаемая текучая среда 404 имеет возможность сообщаться и осуществлять гидроразрыв или обработку пласта для интенсификации притока в области 405, примыкающей к инструменту, а также через перфорационные каналы областей 406 и 407, которые перемещены от самого инструмента по вертикали. Этот вариант практического применения именуется гидроразрывом или обработкой пласта для интенсификации притока «увеличенной длины».
Фиг.5А и 5В иллюстрируют один вариант осуществления подвижной манжеты. Подвижная манжета имеет увеличенный внутренний диаметр для свободного прохождения через нее гибкой насосно-компрессорной трубы во время спуска в скважину до прикрепления манжеты к гибкой насосно-компрессорной трубе. Обычные манжеты пакера, используемые для гидроразрыва пласта в обсадной колонне диаметром 4,5 дюйма, имеют внутренний диаметр менее 2,625 дюймов, в то время как эти манжеты имеют внутренний диаметр 3,000 дюйма. Кроме того, манжета прикреплена к своей оправке винтовой резьбой на внутреннем диаметре верхней секции внешней гильзы 504 и соединяется резьбой с фиксатором клиньев. Известные манжеты пакера прикреплены к оправке конусной опорной муфтой, которая, размещаясь между двумя деталями, крепит заднюю часть манжеты на оправке.
Манжета уплотняется на гибкой насосно-компрессорной трубе или оправке уплотнительными кольцами или альтернативным средством уплотнения. Обычные манжеты пакера уплотняются к своим оправкам посадкой с натягом, создаваемым, когда опорное кольцо затягивается на заднем конце манжеты.
Манжета также имеет элемент аварийного отделения. При прихвате манжеты в скважине она может разорвать манжету на части. Секция с проточенными V-образными канавками на резьбовом участке манжеты спроектирована так, чтобы разрушаться при заранее заданном тянущем усилии на гибкой насосно-компрессорной трубе.
На фиг.5А показана подвижная манжета 501 в сборе. Манжета 501 состоит из внешней гильзы 504, внутренней гильзы 505 и пакерного элемента 506 из эластомера. Элемент из эластомера обычно представляет собой насыщенный водородом нитриловый каучук (высоконасыщенный нитрил) или полиуретан, но может быть любым полимером, подходящим для скважинных условий, в которых этот инструмент, как ожидается, будет работать.
Конструирование манжеты может проводиться несколькими способами в зависимости от используемого эластомера. В одном варианте осуществления внутренняя гильза 505 размещается внутри внешней гильзы 504 так, что внутренняя гильза 505 опирается нижним торцом или заплечиками на внешнюю гильзу 504. Затем внутренняя гильза 505 и внешняя гильза 504 помещаются в форму или отливку, отформованную заранее, для создания необходимой формы манжеты 506. Далее, материал эластомера заливается или запрессовывается в форме, и ему предоставляется возможность затвердевания или схватывания и создания адгезии между внутренней и внешней гильзами и материалом эластомера.
На фиг.5В показан вид разделенной на части манжеты, показанной на фиг.5А, для показа дополнительных подробностей. Поверхность внутренней гильзы 505 является ребристой для повышения адгезии между эластомером и внутренней гильзой 505, и отверстия 507, предназначенные для повышения адгезии между материалом эластомера и гильзой, могут располагаться или не располагаться во внешней гильзе 504. Секция с проточенными V-образными канавками выполняется станочной обработкой во внешней гильзе 504 для создания точки разрушения или слабого места, по которому происходит отделение под действием заранее заданного осевого усилия при прихвате компоновки в стволе скважины. Внутренняя поверхность внешней гильзы 504 имеет резьбу в области 502 для соединения на резьбе с остальной частью компоновки, как показано ниже на фиг.6А.
В альтернативном варианте осуществления поверхности внешней гильзы 504 и внутренней гильзы 505 могут обрабатываться струей абразива для создания шероховатой поверхности, что также может улучшить адгезию между материалом гильзы и материалом эластомера.
Технологический процесс литьевого или компрессионного формования является обычной практикой, не требующей дополнительных объяснений для любого специалиста в этой области техники.
Второй вариант осуществления указанной манжеты может содержать дополнительные стальные пружинные опоры (не показано) для улучшенных показателей работы и конструктивной прочности в тяжелых условиях практического применения. Эти стальные пружинные опоры могут состоять из концентрических оболочек, выполненных из листового металла, или пальцев, выполненных из проволоки, изогнутой в форме буквы U. Эти стальные пружинные опоры вклеиваются на эпоксидном составе или привариваются, или иначе крепятся в полости между внешней гильзой 504 и внутренней гильзой 505. Другие конфигурации дополнительных опор могут предусматриваться и являются очевидными для любого специалиста области техники конструкций манжет.
На фиг.6А показан один вариант осуществления системы подвижной манжеты для избирательного гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока в расширенных интервалах с гибкой насосно-компрессорной трубой, как описывалось ранее для системы подвижной манжеты.
Подвижная манжета 501 навернута на устройство 605 фиксатора клиньев и установлена на гибкую насосно-компрессорную трубу 610. Внешний диаметр и жесткость манжеты 501 таковы, что при спуске в обсадную колонну и под воздействием давления снизу манжеты она расширяется, формируя уплотнение на внутреннем диаметре обсадной колонны. Два кольцевых устройства 602 сечения размещены в верхней части манжеты 501 для формирования уплотнения между внутренней поверхностью манжеты 501 и гибкой насосно-компрессорной трубой 610. Разделитель 603 колец расположен между двумя уплотнительными кольцами 602 для обеспечения разделения и целостности между кольцами 602, а втулка 604 уменьшения внутреннего диаметра используется для исключения пустого пространства между гибкой насосно-компрессорной трубой 610 и фиксатором 605 клиньев. Разделитель 603 колец и втулки 604 уменьшения внутреннего диаметра необходимы для опирания уплотнительных колец, чтобы предотвратить их выдавливание к фиксатору 605 клиньев. Хотя это явно не показано, разделители 603 колец и втулка 604 уменьшения внутреннего диаметра изготовлены из двух половин для обеспечения возможности установки на трубу.
Фиксатор 605 клиньев обеспечивает средство расположения нескольких клиньев 606 между фиксатором 605 клиньев и гибкой насосно-компрессорной трубой 610. Клинья размещаются в два ряда внутри фиксатора 605 клиньев и противодействуют естественным образом перемещению в обоих направлениях вдоль гибкой насосно-компрессорной трубы 610. В варианте осуществления, показанном на фиг.6А, два ряда внешних плашек 606 разделены средним опорным кольцом 607 клиньев. Верхний ряд клиньев 606 удерживается в фиксаторе 605 клиньев опорным кольцом 608. Опорная гайка 609 используется для удержания плашки 606 на месте, а завинчиванием опорной гайки 609 в фиксатор 605 клиньев передается осевое усилие на опорное кольцо 608 и среднее опорное кольцо 607 для активации клиньев 606.
На фиг.6В показан вид разделенной на части сборки подвижной манжеты, показанной на фиг.6А, без гибкой насосно-компрессорной трубы 610 для иллюстрации дополнительных деталей составных частей.
На фиг.7 показан монтаж оборудования, используемого для установки сборки подвижной манжеты. Рабочее окно 701 используется для обеспечения доступа к гибкой насосно-компрессорной трубе 610 после ее спуска в скважину. Рабочее окно является обычным рабочим устройством для специалистов в данной области техники и не требует специального описания. Рабочее окно 701 используется для установки сборки 702 подвижной манжеты на гибкую насосно-компрессорную трубу над компоновкой 704 низа бурильной колонны. Устройство 703 удержания манжеты используется в рабочем окне 701 для неподвижного удержания сборки 702 подвижной манжеты в рабочем окне 701 при спуске гибкой насосно-компрессорной трубы 610 в скважину. Устройство 703 удержания манжеты может быть таким простым, как С-образная пластина, которая хорошо известна специалистам в области техники работ с гибкой насосно-компрессорной трубой и дополнительно здесь не описывается.
Рабочее окно 701 прикреплено к противовыбросовому превентору в области 705. Противовыбросовый превентор включает в себя один или несколько устройств противовыбросовых превенторов плашечного типа, в том числе сборку 706 с трубными плашками. Сборки с трубными плашками также являются устройствами, хорошо известными специалистам в области техники операций с гибкой насосно-компрессорной трубой, и поэтому дополнительно здесь не описывается.
Для установки сборки подвижной манжеты на конец гибкой насосно-компрессорной трубы 610 прикрепляется соединительный узел с выемкой (не показан), предоставляющий возможность установки в дальнейшем компоновки 704 низа бурильной колонны. Соединительный узел с выемкой также является обычным устройством для специалистов в области техники, поэтому дополнительно здесь не показывается и не описывается.
В отношении фиг.6А или 6В, для подготовки сборки 702 подвижной манжеты, опорная гайка навинчивается на гибкую насосно-компрессорную трубу 610 и сдвигается на опорное кольцо 608 клиньев. Среднее опорное кольцо 607 клиньев затем также сдвигается на гибкую насосно-компрессорную трубу 610.
Два кольца 602 прижимаются на резьбу фиксатора 605 клиньев. Подвижная манжета 501 навинчивается на фиксатор 605 клиньев для удержания уплотнительного кольца 602 на месте. Затем фиксатор 605 клиньев и подвижная манжета 501 с кольцами 602 надвигаются на гибкую насосно-компрессорную трубу 610. Опорное кольцо 608 клиньев имеет возможность попасть в фиксатор 605 клиньев, а опорная гайка 609 свободно перемещается по резьбе в фиксатор 605 клиньев для удерживания сборки вместе.
Для установки дополнительных подвижных манжет вышеописанный процесс повторяется для каждой дополнительной сборки подвижной манжеты.
Компоновка 704 низа бурильной колонны (фиг.7) соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой с использованием стандартной процедуры работы с гибкой насосно-компрессорной трубой.
Компоновка 704 низа бурильной колонны и сборки 702 подвижной манжеты или манжет размещается в рабочем окне 701. Средство 703 удержания манжет размещается в рабочем окне 701 между сборкой 702 подвижной манжеты и компоновкой 704 низа бурильной колонны. Рабочее окно 701 закрывается и гибкая насосно-компрессорная труба 610 спускается в скважину на необходимую глубину, в то время как средство 703 удержания манжеты неподвижно удерживает сборку 702 подвижной манжеты в рабочем окне 701.
При достижении необходимого интервала между сборкой 702 подвижной манжеты и компоновкой 704 низа бурильной колонны гибкую насосно-компрессорную трубу 610 останавливают и трубные плашки 706 закрывают для изоляции рабочего окна 701 от ствола скважины. Рабочее окно открывается, открывая гибкую насосно-компрессорную трубу 610 и сборку 702 подвижной манжеты.
Подвижная манжета 501 (фиг.6А) отворачивается от фиксатора 605 клиньев и уплотнительные кольца 602 удаляются от фиксатора 605 клиньев и имеют возможность возвратиться в исходное состояние на гибкой насосно-компрессорной трубе 610. Первое кольцо 602 сдвигается вниз уплотняющего сальника фиксатора 605 клиньев и толкает его к низу сальника. Половины разделителя 603 колец вставляются в фиксатор 605 клиньев, второе кольцо 602 сдвигается вниз на верхнюю часть разделителя 603 колец.
Опорная гайка 609 и опорные кольца 608 клиньев удаляются от фиксатора 605 клиньев. Половины 604 втулки уменьшения внутреннего диаметра размещаются внизу фиксатора 605 клиньев, и подвижная манжета 501 навинчивается на фиксатор 605 клиньев, чем застопоривает кольца 602 и разделитель 603 колец и втулку 604 уменьшения внутреннего диаметра по месту.
Первый ряд 606 клиньев установлен сверху фиксатора 605 клиньев, а среднее опорное кольцо 607 клиньев помещается в фиксаторе 605 клиньев сверху первого ряда 606 клиньев.
Каждый ряд клиньев может обычно состоять из трех клиньев, но их может быть больше или меньше. Затем второй ряд 606 клиньев вставляется в фиксатор 605 клиньев сверху среднего опорного кольца 607 клиньев, и опорное кольцо 608 клиньев спускается вниз в фиксатор клиньев сверху верхнего ряда 606 клиньев. Затем опорная гайка 609 ввинчивается в фиксатор 605 клиньев и затягивается для активации клиньев 606 с целью поджатия к гибкой насосно-компрессорной трубе 610.
Далее, средство 703 удержания манжеты (фиг.7) убирают из рабочего окна 701, и рабочее окно 701 закрывается, сборка 706 трубных плашек открывается, и гибкая насосно-компрессорная труба 610 спускается в скважину на необходимую глубину для осуществления обработки пласта для интенсификации притока.
По завершении обработки пласта для интенсификации притока гибкая насосно-компрессорная труба 610 поднимается из скважины до глубины, на которой была установлена манжета. Сборка 702 подвижной манжеты поднимается в рабочее окно 701, трубные плашки 706 закрываются, открывается рабочее окно 701 и средство 703 удержания манжеты, расположенное в рабочем окне 701. Подвижная манжета 501 отвинчивается от фиксатора 605 клиньев, и удаляются половины 604 втулки уменьшения внутреннего диаметра колец и разделитель 603 колец, и уплотнительные кольца 602 срезаются с гибкой насосно-компрессорной трубы 610. Опорная гайка 609 выворачивается, и клинья 606 убираются. Затем оставшиеся составные части без затягивания сворачиваются обратно вместе и им предоставляется возможность разместиться на трубных плашках 706 в противовыбросовом превенторе 705.
Рабочее окно 701 закрывается, трубные плашки открываются и гибкая насосно-компрессорная труба 610 поднимается из скважины по стандартной операции работы с гибкой насосно-компрессорной трубой.
Ниже описывается второй способ достижения вторичного поддержания давления и увеличенной длины гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока. В этом варианте осуществления используется конструкция разделяющей манжеты, которая предоставляет возможность устанавливать устройство для поддержания давления или манжету для гидроразрыва пласта и средство удержания непосредственно на гибкую насосно-компрессорную трубу без необходимости установки устройства на гибкую насосно-компрессорную трубу при ее нахождении на поверхности.
На фиг.8А показана конструкция манжеты гидроразрыва пласта, которая разделяется пополам для обеспечения возможности размещения манжеты на гибкой насосно-компрессорной трубе при ее расположении на некоторой глубине в стволе скважины. Манжета имеет форму и размеры, одинаковые с манжетой, показанной на фиг.5В, за исключением того, что она изготовлена станочной обработкой или литьем в виде двух неодинаковых половин 803 и 804. На каждой из половин показаны охватываемый соединительный конец 801 и охватывающий соединительный конец 802, соединяемые вместе для формирования уплотнения, когда две половины соединяются вместе приложением сжимающего усилия. На фиг.8В показан один вариант осуществления конструкции соединительных поверхностей, при этом могут использоваться многочисленные различные конструкции, выполняющие функцию, аналогичную функции концов 801 и 802.
На фиг.9А показаны две половины 803 и 804 манжет, подлежащие сцеплению вокруг гибкой насосно-компрессорной трубы 901, и показаны соединительные концы 801 и 802, подлежащие соединению на гибкой насосно-компрессорной трубе 901. Две половины 803 и 804 манжет закрепляются на гибкой насосно-компрессорной трубе 901, и две половины 902 и 903 корпуса пакера манжет блокируются на месте запорными болтами 904.
На фиг.9В показан вид в разрезе сборки разделяющей манжеты, показанной на фиг.9А, по линии А-А'. Половины 902 и 903 корпуса пакера манжет показаны подлежащими креплению к гибкой насосно-компрессорной трубе 901 рядом клиньев 905, которые удерживаются на месте под двумя половинами 902 и 903 корпуса пакера манжет. Манжеты, кроме того, удерживаются рядом взаимозапирающих канавок 906, которые соединяются снаружи манжет 803 и 804 пакера с половинами 902 и 903 корпуса пакера манжет. Полость 907 уплотнения выполняется как в верхней части пакерных манжет, так и в половинах 902 и 903 корпуса пакера манжет, чтобы вставить уплотнение для создания изоляции давления между гибкой насосно-компрессорной трубой 901 и половинами 803 и 804 манжет пакера. Половины 902 и 903 корпуса пакера манжет крепятся на месте на гибкой насосно-компрессорной трубе 901 одним или несколькими болтами 904. Для обеспечения дополнительной опоры давления соединительные поверхности половин 803 и 804 манжет разнесены на угол 90 градусов с соединительными поверхностями половины 902 и 903 корпуса пакера манжет.
Показанный на фиг.10 инструмент 1001 гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока на гибкой насосно-компрессорной трубе соединяется с гибкой насосно-компрессорной трубой 901 и спускается через лубрикатор в ствол скважины согласно обычным способам работы с гибкой насосно-компрессорной трубой. Инструмент гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока на гибкой насосно-компрессорной трубе выполнен в конфигурации с манжетой внизу и может быть выполнен в конфигурации с манжетой вверху или без нее, в зависимости от цели работы. Манжета наверху используется, когда разделяющаяся манжета предназначена для вторичного поддержания давления, и манжета в верхней части не используется, если разделяющаяся манжеты предназначена для гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока увеличенной длины. Рабочее окно 1003 соединено с верхом блока 1004 противовыбросовых превенторов, и инструмент 1001 гидроразрыва пласта на гибкой насосно-компрессорной трубе спускается в ствол скважины на глубину, заданную необходимым месторасположением разделяющей манжеты. По достижении необходимой глубины гибкая насосно-компрессорная труба 901 останавливается и активируются трубные плашки для изоляции рабочего окна 1003 от давления в стволе скважины. Давление в рабочем окне 1003 сбрасывается, и оно открывается для обеспечения доступа к гибкой насосно-компрессорной трубе 901. Половины 803 и 804 манжет прикрепляются к гибкой насосно-компрессорной трубе 901, элементы уплотнения (не показаны) помещаются в полости уплотнения 907 (фиг.9В) и клинья 905 (фиг.9В) размещаются на гибкой насосно-компрессорной трубе 901. Половины 803 и 804 манжет и клинья 905 и элементы уплотнения блокируются на месте на гибкой насосно-компрессорной трубе 901 половинами 902 и 903 корпуса пакера манжет стопорными болтами 904 (фиг.9А и 9В). Затем рабочее окно закрывается, трубные плашки 1005 открываются и гибкая насосно-компрессорная труба 901 спускается в скважину на необходимую глубину для работ гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока.
Удаление разделяющихся манжет выполняется отбиванием отметки в окне инжектора гибкой насосно-компрессорной трубы, при подъеме из скважины, закрыванием трубных плашек 1005, сбросом давления в рабочем окне 1003, открытием рабочего окна 1003 и удалением сборки разделяющей манжеты с удалением болтов 904 и оставшихся частей компоновки разделяющей манжеты. Затем рабочее окно 1003 повторно закрывают, трубные плашки 1005 открывают и поднимают на поверхность инструмент 1001 гидроразрыва или обработки пласта для интенсификации притока на гибкой насосно-компрессорной трубе как при обычной работе с гибкой насосно-компрессорной трубой.
Следует понимать, что описание установки и компоновки разделяющихся или подвижных манжет может включать в себя один или несколько комплектов разделяющихся или подвижных манжет в зависимости от требуемого уровня для поддержания давления. Многие модификации предполагаются для компоновки и процедур установки.
Claims (40)
1. Способ поддержания давления в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы;
обеспечение подвижного устройства для поддержания давления в стволе скважины на насосно-компрессорной трубе;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины до первой глубины при удержании подвижного устройства для поддержания давления на поверхности и пропускание насосно-компрессорной трубы через устройство для поддержания давления;
закрепление подвижного устройства для поддержания давления в положении на насосно-компрессорной трубе;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы;
обеспечение подвижного устройства для поддержания давления в стволе скважины на насосно-компрессорной трубе;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины до первой глубины при удержании подвижного устройства для поддержания давления на поверхности и пропускание насосно-компрессорной трубы через устройство для поддержания давления;
закрепление подвижного устройства для поддержания давления в положении на насосно-компрессорной трубе;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
2. Способ по п.1, в котором дополнительно обеспечивают компоновку низа бурильной колонны, и первое устройство для поддержания давления в стволе скважины закрепляют на компоновке низа бурильной колонны.
3. Способ по п.2, в котором компоновка низа бурильной колонны включает в себя, по меньшей мере, одно неподвижное устройство для поддержания давления, закрепленное на компоновке низа бурильной колонны.
4. Способ по п.2 или 3, в котором компоновка низа бурильной колонны является инструментом гидроразрыва пласта.
5. Способ по любому из пп.1-3, в котором подвижное устройство для поддержания давления включает в себя стопорное устройство для закрепления подвижного устройства для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе для предотвращения прохождения насосно-компрессорной трубы через устройство для поддержания давления в стволе скважины при спуске насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
6. Способ по любому из пп.1-3, дополнительно включающий в себя этап введения текучей среды в ствол скважины на участке от подвижного устройства для поддержания давления до забоя скважины, при этом устройство для поддержания давления ограничивает циркуляцию текучей среды вверх к устью скважины от подвижного устройства для поддержания давления.
7. Способ по п.3, в котором неподвижное устройство для поддержания давления является манжетой пакера.
8. Способ по любому из пп.1-3, в котором поддержание давления является первичным поддержанием давления.
9. Способ по любому из пп.1-3, в котором поддержание давления является вторичным поддержанием давления.
10. Способ по любому из пп.1-3, в котором поддержание давления является третичным поддержанием давления.
11. Способ поддержания давления в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины до первой глубины;
прикрепление устройства для поддержания давления на насосно-компрессорную трубу на поверхности;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины до первой глубины;
прикрепление устройства для поддержания давления на насосно-компрессорную трубу на поверхности;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
12. Способ по п.11, в котором дополнительно обеспечивают компоновку низа бурильной колонны, соединенную с насосно-компрессорной трубой.
13. Способ по п.12, в котором компоновка низа бурильной колонны включает в себя, по меньшей мере, одно неподвижное устройство для поддержания давления.
14. Способ по любому из пп.11-13, в котором устройство для поддержания давления является разделяющей манжетой.
15. Способ по п.12 или 13, в котором компоновка низа бурильной колонны является инструментом гидроразрыва пласта.
16. Способ по любому из пп.11-13, в котором устройство для поддержания давления дополнительно включает в себя стопорное средство для закрепления устройства для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе.
17. Способ по любому из пп.11-13, дополнительно содержащий этап введения текучей среды в ствол скважины вниз к забою скважины от устройства для поддержания давления, которое ограничивает циркуляцию текучей среды вверх к устью скважины от манжеты устройства для поддержания давления.
18. Способ поддержания давления в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы с первой неподвижной манжетой для поддержания давления в стволе скважины на насосно-компрессорной трубе;
обеспечение подвижной манжеты для поддержания давления в стволе скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на первую глубину при удержании подвижной манжеты для поддержания давления на поверхности и пропускания насосно-компрессорной трубы через подвижную манжету для поддержания давления;
закрепление подвижной манжеты в положении на насосно-компрессорной трубе;
спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы с первой неподвижной манжетой для поддержания давления в стволе скважины на насосно-компрессорной трубе;
обеспечение подвижной манжеты для поддержания давления в стволе скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе;
спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на первую глубину при удержании подвижной манжеты для поддержания давления на поверхности и пропускания насосно-компрессорной трубы через подвижную манжету для поддержания давления;
закрепление подвижной манжеты в положении на насосно-компрессорной трубе;
спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
19. Способ по п.18, в котором дополнительно создают компоновку низа бурильной колонны, и манжету для поддержания давления закрепляют на компоновке низа бурильной колонны.
20. Способ по п.19, в котором компоновка низа бурильной колонны является инструментом гидроразрыва пласта.
21. Способ по любому из пп.18-20, в котором подвижная манжета дополнительно включает в себя стопорное средство для закрепления подвижной манжеты на насосно-компрессорной трубе для предотвращения прохождения насосно-компрессорной трубы через подвижную манжету при спуске насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
22. Способ по любому из пп.18-20, дополнительно содержащий этап введения текучей среды в ствол скважины внизу к забою скважины от подвижной манжеты, которая ограничивает циркуляцию текучей среды вверх к устью скважины от подвижной манжеты.
23. Способ по любому из пп.18-20, дополнительно включающий в себя использование второй закрепленной на насосно-компрессорной трубе манжеты для поддержания давления в трубе ниже по стволу скважины от устройства для поддержания давления.
24. Способ по п.23, в котором вторую манжету для поддержания давления закрепляют на компоновке низа бурильной колонны ниже по стволу скважины от устройства для поддержания давления.
25. Способ поддержания давления в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы с первой закрепленной манжетой для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе;
спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на первую глубину;
обеспечение и закрепление устройства для поддержания давления в положении на насосно-компрессорной трубе, которое не находится на конце насосно-компрессорной трубы;
спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
обеспечение гибкой насосно-компрессорной трубы с первой закрепленной манжетой для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе;
спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на первую глубину;
обеспечение и закрепление устройства для поддержания давления в положении на насосно-компрессорной трубе, которое не находится на конце насосно-компрессорной трубы;
спуск насосно-компрессорной трубы в ствол скважины на вторую глубину.
26. Способ по п.25, в котором дополнительно создают компоновку низа бурильной колонны, и первую манжету для поддержания давления закрепляют на компоновке низа бурильной колонны.
27. Способ по п.26, в котором компоновка низа бурильной колонны является инструментом гидроразрыва пласта.
28. Способ по любому из пп.25-27, дополнительно включающий в себя этап введения текучей среды в ствол скважины вниз к забою скважины от устройства для поддержания давления, которое ограничивает циркуляцию текучей среды вверх к устью скважины от устройства для поддержания давления.
29. Способ по любому из пп.25-27, дополнительно включающий в себя вторую закрепленную на насосно-компрессорной трубе манжету для поддержания давления трубе ниже по стволу скважины от устройства для поддержания давления.
30. Способ по п.29, в котором вторую манжету для поддержания давления закрепляют на компоновке низа бурильной колонны ниже по стволу скважины от устройства для поддержания давления.
31. Устройство для поддержания изолирующей текучей среды в стволе скважины, содержащее втулку для размещения на гибкой насосно-компрессорной трубе и освобождаемое стопорное средство для блокировки указанного устройства на гибкой насосно-компрессорной трубе, при этом, когда стопорное средство находится в не застопоренном положении, гибкая насосно-компрессорная труба может быть пропущена через устройство.
32. Устройство по п.31, которое является манжетой пакера.
33. Устройство по п.31, которое является манжетой для гидроразрыва пласта.
34. Устройство по п.31, дополнительно содержащее первую закрепленную манжету для поддержания давления, расположенную на насосно-компрессорной трубе ниже по стволу скважины от втулки.
35. Устройство по п.34. дополнительно содержащее компоновку низа бурильной колонны, при этом втулка закреплена на компоновке низа бурильной колонны.
36. Устройство по п.35, в котором компоновка низа бурильной колонны является инструментом гидроразрыва пласта.
37. Устройство по п.34 или 35, дополнительно включающее вторую закрепленную манжету для поддержания давления на насосно-компрессорной трубе ниже по стволу скважины от втулки.
38. Устройство по п.31, в котором втулка включает две половины втулки, причем втулка разделена на две в продольном направлении.
39. Устройство по п.31, в котором стопорное средство содержит средство для скрепления половин с возможностью высвобождения для формирования втулки.
40. Устройство по п.31, в котором стопорное средство включает в себя соединительное средство с охватываемым и охватывающим приспособлением.
Applications Claiming Priority (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA2,532,295 | 2006-01-06 | ||
| CA2532295 | 2006-01-06 | ||
| CA002532295A CA2532295A1 (en) | 2006-01-06 | 2006-01-06 | Packer cups |
| CA002552072A CA2552072A1 (en) | 2006-01-06 | 2006-07-14 | Packer cups |
| CA2552072 | 2006-07-14 | ||
| CA2,552,072 | 2006-07-14 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008132319A RU2008132319A (ru) | 2010-02-20 |
| RU2413837C2 true RU2413837C2 (ru) | 2011-03-10 |
Family
ID=38227873
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008132319/03A RU2413837C2 (ru) | 2006-01-06 | 2007-01-08 | Способ поддержания давления в стволе скважины (варианты) и устройство для его осуществления |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8561687B2 (ru) |
| AU (1) | AU2007203723B2 (ru) |
| CA (2) | CA2552072A1 (ru) |
| RU (1) | RU2413837C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007076609A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460875C1 (ru) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7909096B2 (en) | 2007-03-02 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
| US9004158B1 (en) * | 2009-06-05 | 2015-04-14 | Kenneth Havard | Seal apparatus for restriction of movement of sand in an oil well |
| CN102116139B (zh) * | 2010-12-31 | 2014-06-04 | 中国石油天然气集团公司 | 投灰式油管堵塞器 |
| DK2574720T3 (en) * | 2011-09-30 | 2015-06-01 | Welltec As | Well Injection Tools |
| RU2523270C1 (ru) * | 2013-01-09 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | Способ перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам и устройство для его реализации |
| US9631445B2 (en) | 2013-06-26 | 2017-04-25 | Impact Selector International, Llc | Downhole-adjusting impact apparatus and methods |
| US10077624B2 (en) | 2016-07-19 | 2018-09-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Gripping arrangement |
| US10145202B2 (en) | 2016-07-19 | 2018-12-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Wedge slip travel stop |
| RU2018139429A (ru) * | 2017-04-18 | 2021-05-18 | Интеллиджент Уэллхэд Системс Инк. | Устройство и способ контроля колонны гибких труб |
| WO2018213845A2 (en) * | 2017-05-19 | 2018-11-22 | Wellbore Specialties, Llc | Improved liner top test tool |
| 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 |
| CN109162689A (zh) * | 2018-10-29 | 2019-01-08 | 中为(上海)能源技术有限公司 | 用于煤炭地下气化工艺的井口控制系统及其操作方法 |
| RU2739273C2 (ru) * | 2019-03-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | Способ перевода газовых и газоконденсатных скважин, в том числе обводнённых, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, способ эксплуатации таких скважин и устройство для осуществления таких способов |
| RU2726668C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные технологии эффективных образовательных систем" | Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3346045A (en) * | 1965-05-20 | 1967-10-10 | Exxon Production Research Co | Operation in a submarine well |
| US3394760A (en) | 1967-03-20 | 1968-07-30 | Exxon Production Research Co | Operations in submarine and other wells |
| US3525401A (en) * | 1968-08-12 | 1970-08-25 | Exxon Production Research Co | Pumpable plastic pistons and their use |
| US3897826A (en) * | 1972-07-24 | 1975-08-05 | Chevron Res | Method for well workover operations |
| SU1315603A1 (ru) | 1985-06-28 | 1987-06-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Устройство дл установки разделительного моста из твердеющего материала |
| US5845711A (en) * | 1995-06-02 | 1998-12-08 | Halliburton Company | Coiled tubing apparatus |
| US6446727B1 (en) * | 1998-11-12 | 2002-09-10 | Sclumberger Technology Corporation | Process for hydraulically fracturing oil and gas wells |
| US6260623B1 (en) * | 1999-07-30 | 2001-07-17 | Kmk Trust | Apparatus and method for utilizing flexible tubing with lateral bore holes |
| CA2314412C (en) * | 2000-07-25 | 2004-12-14 | Vanoil Equipment Inc. | Stripper packer |
| CA2472824C (en) * | 2004-06-30 | 2007-08-07 | Calfrac Well Services Ltd. | Straddle packer with third seal |
| RU44739U1 (ru) | 2004-11-01 | 2005-03-27 | Открытое акционерное общество "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Устройство для освоения скважины |
-
2006
- 2006-07-14 CA CA002552072A patent/CA2552072A1/en not_active Abandoned
-
2007
- 2007-01-08 CA CA2674268A patent/CA2674268C/en active Active
- 2007-01-08 AU AU2007203723A patent/AU2007203723B2/en not_active Ceased
- 2007-01-08 RU RU2008132319/03A patent/RU2413837C2/ru active IP Right Revival
- 2007-01-08 US US12/160,058 patent/US8561687B2/en active Active
- 2007-01-08 WO PCT/CA2007/000015 patent/WO2007076609A1/en active Application Filing
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТРАХТМАН Г.И. Эффективность ремонта скважин за рубежом. Обзорная информация. Серия: Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984, с.15. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460875C1 (ru) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2007203723A1 (en) | 2007-07-12 |
| CA2552072A1 (en) | 2007-07-06 |
| CA2674268A1 (en) | 2007-07-12 |
| CA2674268C (en) | 2014-05-13 |
| RU2008132319A (ru) | 2010-02-20 |
| WO2007076609A1 (en) | 2007-07-12 |
| AU2007203723B2 (en) | 2011-05-26 |
| US8561687B2 (en) | 2013-10-22 |
| US20090078405A1 (en) | 2009-03-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2413837C2 (ru) | Способ поддержания давления в стволе скважины (варианты) и устройство для его осуществления | |
| US5540282A (en) | Apparatus and method for completing/recompleting production wells | |
| US7921923B2 (en) | Casing mandrel for facilitating well completion, re-completion or workover | |
| CA2268557C (en) | Method and apparatus for dual string well tree isolation | |
| US7617878B2 (en) | Method and apparatus to complete a well having tubing inserted through a valve | |
| US20080135248A1 (en) | Method and apparatus for completing and fluid treating a wellbore | |
| EA027507B1 (ru) | Устройство обработки подземных пластов для интенсификации притока | |
| US9976372B2 (en) | Universal frac sleeve | |
| US7128157B2 (en) | Method and apparatus for treating a well | |
| AU2015201029B2 (en) | Apparatus and method for stimulating subterranean formations | |
| US20080196883A1 (en) | Centralizing apparatus | |
| GB2384257A (en) | Treating tool with sliding inner tubular member | |
| CA2118335C (en) | Apparatus and method for completing and recompleting wells for production | |
| CN101365863B (zh) | 井筒中的压力抑制方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170109 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20171220 |