RU2492318C2 - Способ и устройство обработки ствола скважины текучей средой (варианты) - Google Patents
Способ и устройство обработки ствола скважины текучей средой (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2492318C2 RU2492318C2 RU2011137068/03A RU2011137068A RU2492318C2 RU 2492318 C2 RU2492318 C2 RU 2492318C2 RU 2011137068/03 A RU2011137068/03 A RU 2011137068/03A RU 2011137068 A RU2011137068 A RU 2011137068A RU 2492318 C2 RU2492318 C2 RU 2492318C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- sliding sleeve
- pressure
- annular space
- tubing string
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 86
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 59
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 59
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 59
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 18
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 241000282472 Canis lupus familiaris Species 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
- E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
Landscapes
- 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)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к обработке ствола скважины текучей средой, такой как гидроразрыв пласта, с применением колонны насосно-компрессорных труб. Обеспечивает повышение надежности и технологичности применяемых средств для обработки множественных зон скважины. Сущность изобретений: способ обработки содержит следующие стадии: развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включают в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту; открытие первой скользящей муфты для подачи давления текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины сбрасыванием первой пробки вниз по колонне насосно-компрессорных труб и перекачкой текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб; и открытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты, по меньшей мере, давлением текучей среды, подаваемым в кольцевое пространство из открытой первой скользящей муфты, посредством приложения указанного давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 17 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В операции ступенчатого гидроразрыва пласта многочисленные зоны пласта необходимо последовательно изолировать для обработки. Для этого операторы устанавливают компоновку гидроразрыва пласта в стволе скважины. Обычно компоновка имеет верхний пакер хвостовика, пакеры необсаженного ствола, изолирующие ствол скважины по зонам, различные скользящие муфты и клапан изоляции ствола скважины. При отсутствии необходимости закрывать зоны после открытия операторы могут использовать скользящие муфты однократного действия для обработки пласта гидроразрывом. Муфты данного типа обычно приводятся в действие шаром и стопорятся в открытом положении после приведения в действие. Муфта другого также приводится в действие шаром, но может сдвигаться в закрытое положение после открытия.
Вначале операторы спускают компоновку гидроразрыва пласта в ствол скважины со всеми закрытыми скользящими муфтами и с открытым клапаном изоляции ствола скважины. Операторы затем сбрасывают шар управления для закрытия клапана изоляции ствола скважины, при этом отсекается колонна насосно-компрессорных труб так, что пакеры могут гидравлически устанавливаться. В данный момент операторы приводят в действие наземное оборудование гидроразрыва и перекачивают текучую среду в ствол скважины для открытия приводимой в действие давлением муфты, обеспечивая возможность обработки первой зоны.
Для продолжения работы операторы последовательно сбрасывают более крупные шары по колонне насосно-компрессорных труб и перекачивают текучую среду для ступенчатой обработки отдельных зон. Когда сброшенный шар зацепляется с соответствующим ему гнездом в скользящей муфте, перекачиваемая текучая среда создает давление на установленный в гнездо шар и сдвигает муфту в открытое положение. В свою очередь, установленный в гнездо шар отводит перекачиваемую текучую среду в примыкающую зону и предотвращает проход текучей среды в нижние зоны. Сбрасывая последовательно шары с увеличивающимися размерами для приведения в действие соответствующих муфт, операторы могут точно обрабатывать каждую зону в стволе скважины.
Поскольку зоны обрабатывают ступенчато, самая нижняя скользящая муфта имеет гнездо для шара самого малого размера, и, следовательно, находящиеся выше втулки имеют гнезда для шаров большего размера. Поэтому, сброшенный шар конкретного размера должен проходить через гнезда верхних втулок и размещаться и уплотняться только в нужном гнезде в колонне насосно-компрессорных труб. Несмотря на эффективность такой компоновки, практические ограничения сокращают число шаров, которые можно спустить в одной колонне насосно-компрессорных труб. Кроме того, в зависимости от пласта и зоны, подлежащей обработке, операторам может быть необходима более универсальная компоновка с возможностью немедленного удовлетворения возникающих потребностей.
Целью настоящего изобретения является преодоление или, по меньшей мере, уменьшение вышеизложенных недостатков известных решений.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
При обработке ствола скважины текучей средой, такой как гидроразрыв пласта, скользящие муфты развертывают на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины. Для изоляции зоны ствола скважины колонна насосно-компрессорных труб имеет уплотнительные элементы, установленные на ней. Для заданной зоны колонна насосно-компрессорных труб имеет первую изолирующую муфту и одну или несколько вторых образующих группу муфт, установленных между уплотнительными элементами. Изолирующая муфта может быть установлена вниз по стволу скважины от одной или нескольких вторых образующих группу муфт на колонне насосно-компрессорных труб или некотором другом устройстве.
Для обработки зоны операторы сбрасывают пробку вниз по колонне насосно-компрессорных труб к изолирующей муфте. Пробка размещается на внутренней втулке данной изолирующей муфты, и давление текучей среды, перекачиваемой вниз по колонне насосно-компрессорных труб, заставляет первую втулку открыться. Давление отведенной текучей среды затем подается из изолирующей муфты в кольцевое пространство ствола скважины.
Подаваемое в кольцевое пространство ствола скважины давление текучей среды создает перепад давления между давлением в кольцевом пространстве ствола скважины и давлением камер давления на образующих группу муфтах, установленных на колонне насосно-компрессорных труб. Перепад давления между камерами давления и кольцевым пространством ствола скважины затем открывает образующие группу муфты так, что давление текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб может подаваться через данные открытые муфты.
При использовании данного устройства одна изолирующая муфта может быть открыта в группе муфт без всех их одновременного открытия. Шара не требуется для открытия каждой муфты группы. Вместо этого, шар требуется только для использования давления в колонне насосно-компрессорных труб для нагнетания давления в кольцевом пространстве с открытием изолирующей муфты. Затем, камеры давления приводят в действие образующие группу муфты для открытия большего доступа из колонны насосно-компрессорных труб в окружающее кольцевое пространство.
Для открытия образующих группу муфт давление текучей среды после открытия изолирующей муфты подается вниз по колонне насосно-компрессорных труб в изолированное кольцевое пространство зоны. Образующие группу муфты с их камерами давления настроены так, что выдерживают гидростатическое давление в скважине с приемлемым запасом. Пока давление текучей среды в стволе скважины равно давлению в колонне насосно-компрессорных труб. Камеры давления на образующих группу муфтах приводятся в действие приложением давления в кольцевом пространстве, и образующие группу муфты сдвигаются в открытое положение, создавая возможность обработки большего объема изолированной зоны, поскольку в камерах давления имеется более низкое давление.
В целом, образующие группу муфты действуют независимо от давления в насосно-компрессорной трубе и независимо друг от друга. Фактически, каждая муфта группы в изолированной зоне может быть выполнена с возможностью открытия при заданном давлении, которое может отличаться или быть одинаковым для отдельных муфт группы в изолированной зоне. Операторы могут обеспечивать открытие всех скользящих муфт для максимального охвата зоны и могут настраивать открытие согласно конкретным целям.
Изложенная выше сущность изобретения не ограничивает возможные варианты осуществления или аспекты настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг.1 схематично показана колонна насосно-компрессорных труб, имеющая множество скользящих муфт согласно настоящему изобретению.
На фиг.2 показано сечение одного устройства скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб согласно настоящему изобретению.
На фиг.3A-3B показаны участки колонны насосно-компрессорных труб по фиг.2 с деталями образующих группу муфт.
На фиг.3C показан другой участок колонны насосно-компрессорных труб по фиг.2 с деталями изолирующей муфты.
На фиг.4A-4C показаны участки колонны насосно-компрессорных труб по фиг.2 на этапах открытия.
На фиг.5 показано сечение другого устройства скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб согласно настоящему изобретению.
На фиг.6A-6B показаны участки колонны насосно-компрессорных труб по фиг.5 с деталями образующих группу муфт.
На фиг.6C показан другой участок колонны насосно-компрессорных труб по фиг.5 с деталями изолирующей муфты.
На фиг.7A-7C показаны участки колонны насосно-компрессорных труб по фиг.5 на этапах открытия.
На фиг.8A-8B схематично показаны колонны насосно-компрессорных труб с отличающимся расположением скользящих муфт согласно настоящему изобретению.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Колонна 110 насосно-компрессорных труб, показанная на фиг.1, развернута в стволе 10 скважины. Колонна 110 имеет изолирующую скользящую муфту 120 и образующие группу скользящие муфты 130A-B, установленные по ее длине. Пара уплотнительных элементов или других изолирующих устройств 114A-B изолирует участок ствола 10 скважины, превращая его в изолированную зону. Установленные между уплотнительными элементами 114A-B скользящие муфты 120 и 130A-B могут отводить текучую среду обработки к изолированной зоне окружающего пласта. Текучая среда обработки может являться текучей средой гидроразрыва пласта с проппантом, закачиваемой под высоким давлением, или может являться текучей средой другого подходящего типа (с добавками или без) для обработки зоны ствола скважины.
Колонна 110 насосно-компрессорных труб может являться частью компоновки 20 гидроразрыва пласта, например, имеющей верхний пакер хвостовика (не показано), клапан изоляции в стволе скважины (не показано) и другие пакеры и скользящие муфты (не показано) в дополнение к показанным. Альтернативно, колонна 110 насосно-компрессорных труб может являться частью компоновки заканчивания или другой подходящей компоновки. В общем, ствол 10 скважины может являться необсаженным или обсаженным стволом, и уплотнительные элементы 114A-B могут являться элементами или пакерами любых подходящих типов, предназначенными для изоляции участков ствола скважины с созданием изолированной зоны. Ствол 10 скважины может являться необсаженным стволом или может иметь обсадную колонну. При наличии обсадной колонны ствол 10 скважины может иметь, как показано, перфорационные каналы 16 в различных точках обсадной колонны.
Как обычно выполняется в компоновке 20 гидроразрыва пласта, например, операторы сбрасывают шар управления для закрытия клапана изоляции ствола скважины (не показано) на забое скважины, приводят в действие наземное оборудование гидроразрыва (например, насосную систему 35 и т.п.), перекачивают текучую среду в ствол скважины и открывают приводимую в действие давлением муфту (не показано) на забое скважины для создания возможности обработки первой зоны. В результате, на следующем этапе работы операторы приводят в действие скользящие муфты 120 и 130A-B между уплотнительными элементами 114A-B для обработки изолированной зоны, показанной на фиг.1.
Изолирующая муфта 120 имеет гнездо (не показано). Когда операторы сбрасывают пробку заданного размера (например, шар, дротик или т.п.) вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб, пробка стыкуется с гнездом изолирующей муфты. (Для целей настоящего описания пробка описана, как шар, хотя пробка может представлять собой любое другое приемлемое устройство). При перекачке текучей среды насосной системой 35 вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб установленный в гнездо шар открывает изолирующую муфту 120, так что текучая среда может отводиться из отверстий в окружающий ствол 10 скважины между пакерами 114A-B.
В отличие от изолирующей муфты 120 образующие группу муфты 130A-B имеют камеры давления (не показано) согласно настоящему изобретению, описанные более подробно ниже. Данные камеры давления находятся под низким или атмосферным давлением, но выполнены с возможностью выдерживать гидростатическое давление, прогнозируемое на конкретной глубине на забое скважины. Когда шар конкретного размера сбрасывают вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб для стыковки с изолирующей муфтой 120, сброшенный шар проходит через образующие группу муфты 130A-B, не открывая их. Когда изолирующая муфта 120 открывается, то текучая среда под давлением, перекачиваемая вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб, входит в изолированное кольцевое пространство 14 ствола 10 скважины и создает перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерами давления образующих группу муфт 130A-B.
С ростом давления в кольцевом пространстве 14 ствола скважины, например, образующие группу муфты 130A-B приводятся в действие перепадом давления, передаваемым на их камеры давления и любые срезные штифты или другие временные удерживающие элементы. В результате, образующие группу муфты 130A-B открываются и обеспечивают вход текучей среды, подаваемой по колонне 110, насосно-компрессорных труб в изолированное кольцевое пространство 14 через открытые отверстия данных образующих группу муфт 130A-B. Таким образом, шар одного размера можно сбрасывать вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб через группу скользящих муфт 130A-B для обработки изолированной зоны. Втулки 120 и 130A-B могут отводить текучую среду под давлением вдоль длины колонны 110 насосно-компрессорных труб и в конкретных точках в ствол 10 скважины. Например, конкретные точки могут находиться вблизи некоторых перфорационных каналов 16, если ствол 10 скважины имеет обсадную колонну 12, или могут относиться к некоторым зонам необсаженного ствола, если ствол обсадной колонны не имеет.
При общем понимании принципов использования скользящих муфт 120 и 130A-B внимание обращается на дополнительные детали колонны насосно-компрессорных труб, изолирующей муфты и образующих группу муфт согласно настоящему изобретению.
Одно устройство колонны 110 насосно-компрессорных труб, показанное на Фиг.2, образует сквозной канал 112 и имеет уплотнительные элементы 114A-B на обоих концах. Хотя показаны пакерующие муфты, данные элементы 114A-B могут быть уплотнительными или уплотняющими элементами любого подходящего типа как активными, так и пассивными, известными в технике. На забойном конце колонна 110 имеет изолирующую муфту 120. Вверх по стволу скважины от нее колонна 110 имеет одну или несколько образующих группу муфт 140A-B. Хотя две образующие группу муфты 140A-B показаны в данном примере, колонна 110 может иметь любое их число.
Изолирующая муфта 120, показанная детально на фиг.3C, имеет внутреннюю втулку 122, подвижно установленную в кожухе 121, образующем часть колонны 110 насосно-компрессорных труб. Данная внутренняя втулка 122 может перемещаться относительно внешних отверстий 123 в канале кожуха 121. Гнездо 124 на внутренней втулке 122 стыкуется со сброшенным шаром 126 или пробкой другого типа при сбросе от устья скважины.
Образующие группу муфты 140A-B, показанные на фиг.3A-3B, каждая имеет внутреннюю втулку 142, подвижно установленную в кожухе 141, образующем часть колонны 110 насосно-компрессорных труб. Кожух 141 имеет верхний, нижний и промежуточный участки, соединенные вместе, что облегчает сборку. Внутренняя втулка 142 может перемещаться относительно внешних отверстий 143 в канале кожуха 141. В кольцевом пространстве между внутренней втулкой 142 и кожухом 141 внутренняя втулка 142 образует первую камеру 144 гидростатического давления, изолированную от второй камеры 146 уплотнительным кольцом 125. Первая камера 144 закрыта и находится под низким или заданным давлением, таким как атмосферное. Вторая камера 146 сообщается с впускным отверстием 147, сообщающимся с кольцевым пространством, окружающим колонну 12. Срезные штифты 148 удерживают внутреннюю втулку 142 в закрытом положении, перекрывающей внешние отверстия 143.
На фиг.4A-4C показаны участки колонны 110 насосно-компрессорных труб на этапах открытия. Вначале изолирующая муфта 120 и образующие группу муфты (только одна муфта 140A показана) развертывают на забое скважины в закрытом положении, как показано на фиг.4A. Уплотнительные элементы (114A-B; фиг.2A) входят в контакт с окружающей боковой стенкой ствола 10 скважины для изоляции зоны кольцевого пространства.
Для начала активирования втулок операторы сбрасывают шар 126 подходящего размера или пробку другого типа вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб. Над настоящим устройством в колонне 110 сброшенный шар 126 может проходить любое число других устройств с аналогично выполненными муфтами для других изолированных зон. Вместе с тем данные другие устройства имеют изолирующие муфты, выполненные с возможностью стыковки с более крупными шарами 126 или пробками. Поэтому, настоящий шар 126 или пробка проходит через данные изолирующие муфты, находящиеся ближе к устью, не открывая их.
В любом случае, сброшенный шар 126 стыкуется с гнездом 124 изолирующей муфты, как показано на фиг.4A. Установленный в гнездо шар 126 теперь изолирует находящийся ближе к устью участок канала 112 колонны от любых дополнительных компонентов, находящихся ближе к забою от настоящего устройства.
В данный момент операторы перекачивают текучую среду вниз по каналу 112 колонны, и давление текучей среды действует на установленный в гнездо шар 126. Когда сила давления достигает установленного предела, удерживающее кольцо 128, срезные штифты или другие закрепляющие элементы разрушаются, и давление текучей среды проталкивает установленный в гнездо шар 126 и втулку 122 к забою скважины в кожухе 121, как показано на фиг.4B. При перемещении втулки 122 открываются внешние отверстия 123 в кожухе 121 так, что текучая среда может входить в кольцевое пространство 14 ствола скважины. Когда втулка 122 достигает предела своего перемещения, собачки или стопорное кольцо 129 на втулке 122 сцепляются с профилем в кожухе 121 для удержания втулки 122 в открытом положении.
Давление текучей среды под давлением в кольцевом пространстве 14 достигает впускного отверстия 147 на муфте 140A группы. Текучая среда под давлением, входящая в отверстие 147, заполняет вторую камеру 146 и создает давление на уплотнительное кольцо 145 на втулке 142. Данное уплотнительное кольцо 145 прикреплено к внутренней втулке 142 и имеет уплотнения, находящиеся в контакте как с внутренней втулкой 142, так и с кожухом 141. Когда текучая среда под давлением заполняет вторую камеру 146, создается перепад давления между первой и второй камерами 144 и 146. В результате, как показано на фиг.4C, давление текучей среды разрушает срезные штифты 148 и продавливает внутреннюю втулку 142 вниз в кожухе 141. Данное перемещение открывает выпускные отверстия 143 втулки 140A группы так, что текучая среда под давлением, подаваемая вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб, может входить в кольцевое пространство 14 на местах данных отверстий 143.
Как показано в настоящем варианте осуществления, один сброшенный шар 126 или другую пробку можно использовать для открытия многочисленных скользящих муфт 120/140A-B для обработки отрезка длины изолированного пласта. Изолирующая муфта 120 открывается при захвате шара 126 с последующим приложением давления текучей среды. Одна или несколько образующих группу муфт 140A-B последовательно открываются, когда текучая среда под давлением в изолированном кольцевом пространстве 14 активирует данные втулки 140A-B для их открытия. Ряд способов можно использовать для приведения в действие текучей средой под давлением в изолированном кольцевом пространстве 14 камер 144 давления образующих группу муфт 140A-B. В предшествующем варианте осуществления используют текучую среду под давлением, проходящую через отверстие 147 в кожухе 141 втулки для создания перепада давления для перемещения внутренней втулки 142 образующих группу муфт 140A-B в открытое положение. Другое устройство описано ниже и показано на фиг.5-7C.
Как показано на фиг.5, колонна 110 насосно-компрессорных труб также имеет сквозной канал 112 и уплотнительные элементы 114A-B. На забойном конце колонна 110 насосно-компрессорных труб имеет изолирующую муфту 120, аналогичную описанной выше. Вверх по стволу скважины колонна 110 имеет одну или несколько образующих группу муфт 160A-B. Хотя две образующие группу муфты 160A-B показаны в данном примере, колонна 110 насосно-компрессорных труб может иметь любое их число.
Аналогично описанной выше, изолирующая муфта 120, показанная детально на фиг.6C, имеет внутреннюю втулку 122, подвижно установленную в кожухе 121 относительно внешних отверстий 123. Гнездо 124 на внутренней втулке 122 захватывает сброшенный шар 126 или пробку другого типа.
Образующие группу муфты 160A-B, показанные на фиг.6A-6B,- каждая имеет внутреннюю втулку 162 и внешнюю втулку 164. Внутренняя втулка 162 остается фиксированной между верхним и нижним концами 161a-b и образует выпускные отверстия 163. (Таким образом, кожух образующих группу муфт 160A-B выполнен с верхним и нижним концами 161a-b и промежуточной внутренней втулкой 162, облегчающими сборку).
Внешняя втулка 164 установлена на внутренней втулке 162 и может перемещаться относительно выпускных отверстий 163. Внешняя втулка 164 образует изолированную камеру 166 давления в кольцевом пространстве между внутренней и внешней втулками 162 и 164. Уплотняющая втулка 165 или участок нижнего конца 161A кожуха прикреплен на внутренней втулке 162 и имеет уплотняющие элементы, уплотненные на внутренней и внешней втулках 162/164. Изолированная камера 166 является герметичной и находится под низким или заданным давлением, таким как атмосферное. Внешняя втулка 164 образует отверстие действия давления или уступ 167, на который давление может действовать. Наконец, срезные штифты 148 удерживают внешнюю втулку 164 в закрытом положении, закрывающую внешние отверстия 163.
На фиг.7A-7C показаны участки описываемого устройства на колонне 110 насосно-компрессорных труб на этапах открытия. Вначале, изолирующую муфту 120 и образующие группу муфты (показано только на 160А) развертывают на забое скважины в закрытом положении, как показано на фиг.7A. Уплотнительные элементы (114A-B; фиг.5) входят в контакт с окружающей боковой стенкой ствола 10 скважины для изоляции зоны пласта.
Для начала активирования муфт оператор сбрасывает подходящего размера шар 126 или пробку другого типа вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб. Над настоящим устройством в колонне 110 сброшенный шар 126 может пройти любое число других устройств с муфтами аналогичной конфигурации для других изолированных зон. Вместе с тем, данные другие устройства имеют изолирующие муфты, выполненные с возможностью захвата шаров 126 или пробок большего размера. Поэтому, настоящий шар 126 или пробка проходит через данные, находящиеся ближе к устью изолирующие муфты, не открывая их.
В любом случае, сброшенный шар 126 стыкуется с гнездом 124 изолирующей муфты, как показано на фиг.7A. Установленный в гнездо шар 126 теперь изолирует любые дополнительные компоненты, расположенные вниз по стволу скважины от настоящего устройства. В данный момент операторы перекачивают текучую среду вниз по каналу 112 колонны, и давление текучей среды действует на установленный в гнездо шар 126.
Когда сила давления достигает установленного предела, удерживающее кольцо 128, срезные штифты или другие закрепляющие элементы разрушаются, и давление текучей среды толкает установленный в гнездо шар 126 и втулку 122 вниз по стволу скважины, как показано на фиг.7B. При перемещении втулка 122 открывает внешние отверстия 123 в кожухе 121 так, что текучая среда может входить в кольцевое пространство 14 скважины. Втулка 122 достигает предела перемещения, и собачка или стопорное кольцо 129 на втулке 122 сцепляется с профилем в кожухе 121.
Текучая среда под давлением в кольцевом пространстве 14 достигает впускного отверстия 167 на 160A группы. Давление в отверстии 167 действует на различного размера грани или уступы, которые отверстие 167 имеет на находящихся ближе к устью и к забою концах. В частности, находящаяся ближе к забою грань или уступ отверстия 167 имеет площадь поверхности больше, чем находящаяся ближе к устью грань или уступ. При действии давления текучей среды в кольцевом пространстве 14 на данные грани возникает выталкивание внешней втулки 164 вниз относительно внутренней втулки 162, поскольку перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой 166 повышенного давления растет и действует на втулку 164. В результате, сила увеличивающегося давления разрушает срезные штифты 168, как показано на фиг.7B. Текучая среда под давлением перемещает внешнюю втулку 164 вниз. Данное перемещение открывает выпускные отверстия 163 данных, образующих группу муфт 160A-B так, что текучая среда, подаваемая по колонне 110 насосно-компрессорных труб, может выходить и входить в кольцевое пространство 14 на местах данных отверстий 163.
В настоящих устройствах изолирующая муфта 120 располагается ближе к забою скважины от образующих группу муфт 130/140/160 на колонне 110 насосно-компрессорных труб. В другом устройстве, показанном на фиг.8A, изолирующая муфта 120 может быть расположена ближе к устью скважины от одной или нескольких образующих группу муфт 180A-B в изолированной зоне. Когда в гнездо изолирующей муфты 120 устанавливается шар и она открывается, на изолированную зону воздействует давление текучей среды, входящей в кольцевое пространство 14, а установленный в гнездо шар предотвращает подачу давления текучей среды ниже колонны 110 насосно-компрессорных труб. Образующие группу муфты 180A-B можно выполнить с возможностью открытия при достижении нужного давления в кольцевом пространстве 14 ствола скважины. В данный момент текучая среда, выходящая из изолирующей муфты 120, может входить обратно в колонну 110 насосно-компрессорных труб через одну или несколько образующих группу муфт 180A-B, которые теперь открыты и действуют как перепуск под изолирующей муфтой 120.
Дополнительно возможна установка в заданной зоне изолирующей муфты 120, расположенной между находящимися ближе к устью и находящимися ближе к забою образующими группу муфтами 180A-B. Как показано на фиг.8B, изолирующая муфта 120 может быть установлена между находящимися ближе к устью и находящимися ближе к забою образующими группу муфтами 180A-B в изолированной зоне. Когда в гнездо изолирующей муфты 120 становится шар и муфта открывается, изолированная зона может быть подвергнута давлению текучей среды, входящей в кольцевое пространство 14, а установленный в гнезде шар дополнительно предотвращает подачу давления текучей среды вниз по колонне 110 насосно-компрессорных труб. Находящаяся ближе к устью муфта 180A группы может быть выполнена с возможностью открытия при достижении нужного давления в кольцевом пространстве 14 ствола скважины так, что изолированную зону большего размера можно обработать.
При том же давлении или более высоком давлении находящаяся ближе к забою муфта 180B группы способна открываться при достижении нужного давления в кольцевом пространстве 14 ствола скважины. В данный момент текучая среда, покидающая изолирующую муфту 120, может входить обратно в колонну 110 насосно-компрессорных труб через находящуюся ближе к забою муфту 180B группы, которая теперь открыта и действует как перепуск. Данные и другие комбинации изолирующих муфт, образующих группу муфт, уплотнительных элементов и перепадов давления согласно настоящему изобретению могут являться предпочтительными по различным причинам в стволе скважины.
В дополнение к описанным выше устройствам должно быть ясно, из настоящего описания, что изолированная зона колонны насосно-компрессорных труб в стволе скважины может иметь одну или несколько образующих группу муфт 140/160/180, установленных в ней, также вместе с несколькими изолирующими муфтами 120. Кроме того, должно быть ясно из настоящего описания, что колонна насосно-компрессорных труб или изолированная секция колонны насосно-компрессорных труб в стволе скважины может иметь одну или несколько образующих группу муфт 140/160/180, установленных в ней без изолирующей втулки 120. Например, в устройствах с образующими группу муфтами 130, 140, 160 и 180 на фиг.1, 2, 5 и 8A-8B изолирующая муфта 120, установленная в колонне 110, может отсутствовать. Для открытия такого устройства с образующими группу муфтами 130, 140, 160 и 180 прилагают давление текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины с использованием любой подходящей известной методики (например, с использованием механически сдвигаемой скользящей муфты или снабженного отверстиями кожуха, закачивая текучую среду под давлением в кольцевое пространство ствола скважины, и т.д.). Другими словами, например, изолирующая муфта 120, показанная на любой из фиг.1, 2, 5 и 8A-8B, может являться механически сдвигаемой скользящей муфтой, снабженным отверстиями кожухом или т.п. Должно быть ясно, что для получения результата настоящего изобретения скользящие муфты можно использовать в данных и других устройствах.
Приведенное описание предпочтительных и других вариантов осуществления не направлено на ограничение или сужение объема или применимости концепций изобретения, предложенных заявителями. Как можно видеть по образующим группу муфтам, описанным выше, муфта группы включает в себя подвижную втулку, которая может перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно выпуска. Подвижная втулка может являться внутренней втулкой 142 на фиг.3А или внешней втулкой 164 на фиг.6A. Данная подвижная втулка 142/162 устанавливается в закрытом положении и имеет камеру давления. В любом варианте подвижная втулка 142/162 перемещается из закрытого положения в открытое положение, реагируя на перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления (и любые срезные штифты или другие удерживающие устройства являются применимыми). При перемещении втулки в открытое положение текучая среда под давлением может переходить из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через выпуск, ранее закрытый подвижной втулкой. В общем, каждая из образующих группу муфт 180 может быть выполнена с возможностью открытия с реагированием на перепад давления одинаковой или отличающейся от соответствующего перепада давления для другой муфты группы в колонне насосно-компрессорных труб.
Раскрывая идеи изобретения, в данном документе, заявители сохраняют все патентные права, предусмотренные прилагаемой формулой изобретения. Таким образом, считается, что прилагаемая формула изобретения включает в себя все модификации и изменения в полной мере, подпадающие под объем следующей формулы изобретения или его эквивалентов.
Claims (29)
1. Способ обработки ствола скважины текучей средой, содержащий следующие стадии:
развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включают в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту;
открытие первой скользящей муфты для подачи давления текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины сбрасыванием первой пробки вниз по колонне насосно-компрессорных труб и перекачкой текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб; и
открытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты, по меньшей мере, давлением текучей среды, подаваемым в кольцевое пространство из открытой первой скользящей муфты, посредством приложения указанного давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте.
развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включают в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту;
открытие первой скользящей муфты для подачи давления текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины сбрасыванием первой пробки вниз по колонне насосно-компрессорных труб и перекачкой текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб; и
открытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты, по меньшей мере, давлением текучей среды, подаваемым в кольцевое пространство из открытой первой скользящей муфты, посредством приложения указанного давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте.
2. Способ по п.1, в котором развертывание множества скользящих муфт содержит изоляцию кольцевого пространства в стволе скважины вверх и вниз по стволу скважины от множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб.
3. Способ по п.2, в котором изоляция кольцевого пространства в стволе скважины содержит ввод в контакт уплотнительных элементов, расположенных на колонне насосно-компрессорных труб, вверх и вниз по стволу скважины от скользящих муфт, с боковой стенкой ствола скважины.
4. Способ по п.1, в котором развертывание скользящих муфт содержит развертывание, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты вверх по стволу скважины от первой скользящей муфты на колонне насосно-компрессорных труб.
5. Способ по п.1, в котором первая скользящая муфта содержит подвижную втулку, способную перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно выпуска, и гнездо, расположенное на подвижной втулке и зацепляющееся с первой пробкой при ее сбрасывании вниз по колонне насосно-компрессорных труб, причем подвижная втулка способна перемещаться в открытое положение в ответ на приложение давления текучей среды к установленной первой пробке.
6. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, одна вторая скользящая муфта содержит подвижную втулку, способную перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно выпуска в ответ на перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления и в открытом положении обеспечивать перемещение текучей среды под давлением из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через выпуск.
7. Способ по п.1, в котором открытие первой скользящей муфты для перемещения текучей среды под давлением из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины содержит зацепление сброшенной первой пробки с гнездом подвижной втулки первой скользящей муфты и перемещение подвижной втулки в открытое положение относительно выпуска первой скользящей муфты давлением текучей среды, приложенным к установленной первой пробке.
8. Способ по п.1, в котором открытие, по меньшей мере, второй скользящей муфты содержит создание перепада давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления подвижной втулки на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте и перемещение подвижной втулки в открытое положение относительно выпуска на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте в ответ на созданный перепад давления.
9. Способ по п.8, в котором создание перепада давления содержит приложение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины к подвижной втулке для воздействия на камеру давления.
10. Способ по п.1, в котором развертывание скользящих муфт содержит развертывание третьей скользящей муфты и, по меньшей мере, одной четвертой скользящей муфты вверх по стволу скважины от первой скользящей муфты и, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты.
11. Способ по п.10, в котором развертывание скользящих муфт содержит изоляцию третьей скользящей муфты и, по меньшей мере, одной четвертой скользящей муфты от первой скользящей муфты и, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты в кольцевом пространстве ствола скважины.
12. Способ по п.10, дополнительно содержащий открытие третьей скользящей муфты для перемещения текучей среды под давлением из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины сбрасыванием второй пробки вниз по колонне насосно-компрессорных труб и перекачкой текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб, и открытие, по меньшей мере, одной четвертой скользящей муфты давлением текучей среды, подаваемым в кольцевое пространство из открытой третьей скользящей муфты, посредством приложения указанного давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной четвертой скользящей муфте.
13. Способ по п.1, в котором колонна насосно-компрессорных труб содержит множество вторых скользящих муфт, каждая из которых имеет камеру давления и способна открываться в ответ на одинаковые или отличающиеся перепады давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления.
14. Способ по одному из пп.1-13, в котором камера давления является изолированной от ствола скважины.
15. Способ обработки ствола скважины текучей средой, содержащий следующие стадии:
развертывание, по меньшей мере, одной первой скользящей муфты, имеющей изолированную камеру давления, на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины;
увеличение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины;
приложение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно изолированной камеры давления на, по меньшей мере, одной первой скользящей муфте; и
открытие, по меньшей мере, одной первой скользящей муфты посредством перепада давления между изолированной камерой давления и кольцевым пространством ствола скважины.
развертывание, по меньшей мере, одной первой скользящей муфты, имеющей изолированную камеру давления, на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины;
увеличение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины;
приложение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно изолированной камеры давления на, по меньшей мере, одной первой скользящей муфте; и
открытие, по меньшей мере, одной первой скользящей муфты посредством перепада давления между изолированной камерой давления и кольцевым пространством ствола скважины.
16. Способ по п.15, в котором изолированная камера является изолированной от ствола скважины.
17. Способ обработки ствола скважины текучей средой,
содержащий следующие стадии:
развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включают в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту;
установка пробки в первой скользящей муфте;
перекачка текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб;
открытие первой скользящей муфты давлением текучей среды, приложенным к пробке, установленной в первой скользящей муфте;
подача давления текучей среды в кольцевое пространство ствола скважины через открытую первую скользящую муфту;
приложение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте; и
открытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты посредством перепада давления между камерой давления и кольцевым пространством ствола скважины.
содержащий следующие стадии:
развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включают в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту;
установка пробки в первой скользящей муфте;
перекачка текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб;
открытие первой скользящей муфты давлением текучей среды, приложенным к пробке, установленной в первой скользящей муфте;
подача давления текучей среды в кольцевое пространство ствола скважины через открытую первую скользящую муфту;
приложение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте; и
открытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты посредством перепада давления между камерой давления и кольцевым пространством ствола скважины.
18. Способ по п.17, в котором камера давления является изолированной от ствола скважины.
19. Устройство обработки ствола скважины текучей средой, содержащее первую скользящую муфту, установленную на колонне насосно-компрессорных труб в стволе скважины и способную открываться в ответ на приложение давления текучей среды в колонне насосно-компрессорных труб и в открытом положении подавать давление текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через первый выпуск на первой скользящей муфте, и вторую скользящую муфту, установленную на колонне насосно-компрессорных труб в стволе скважины, имеющую камеру давления и способную открываться в ответ на перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления и в открытом положении подавать давление текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через второй выпуск на второй скользящей муфте.
20. Устройство по п.19, дополнительно содержащее, по меньшей мере, один уплотнительный элемент, расположенный на колонне насосно-компрессорных труб в стволе скважины и изолирующий кольцевое пространство ствола скважины вокруг первой и второй скользящих муфт от других участков ствола скважины.
21. Устройство по п.19, в котором первая скользящая муфта содержит подвижную втулку, способную перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно первого выпуска, и гнездо, расположенное на подвижной втулке и зацепляющееся с пробкой, сбрасываемой вниз по колонне насосно-компрессорных труб, причем подвижная втулка способна перемещаться в открытое положение в ответ на приложение давления текучей среды к пробке.
22. Устройство по п.19, в котором вторая скользящая муфта установлена вверх по стволу скважины от первой скользящей муфты на колонне насосно-компрессорных труб.
23. Устройство по п.19, в котором, по меньшей мере, одна вторая скользящая муфта содержит подвижную втулку, способную перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно второго выпуска в ответ на перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления и способную в открытом положении подавать давление текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через второй выпуск.
24. Устройство по п.23, в котором камера давления образована между подвижной втулкой и кожухом, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты.
25. Устройство по п.24, в котором давление текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины действует на подвижную втулку.
26. Устройство по п.23, в котором подвижная втулка содержит внутреннюю втулку, подвижно установленную в канале кожуха второй скользящей муфты, образующего второй выпуск.
27. Устройство по п.23, в котором подвижная втулка содержит внешнюю втулку, подвижно установленную на кожухе второй скользящей муфты, образующем второй выпуск.
28. Устройство по п.19, дополнительно содержащее, по меньшей мере, одну третью скользящую муфту, установленную на колонне насосно-компрессорных труб в стволе скважины, имеющую другую камеру давления и способную открываться в ответ на одинаковый или отличающийся перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления.
29. Устройство по п.19, в котором камера давления является изолированной от ствола скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/877,215 | 2010-09-08 | ||
| US12/877,215 US8893810B2 (en) | 2010-09-08 | 2010-09-08 | Arrangement of isolation sleeve and cluster sleeves having pressure chambers |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011137068A RU2011137068A (ru) | 2013-03-20 |
| RU2492318C2 true RU2492318C2 (ru) | 2013-09-10 |
Family
ID=44862843
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011137068/03A RU2492318C2 (ru) | 2010-09-08 | 2011-09-07 | Способ и устройство обработки ствола скважины текучей средой (варианты) |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8893810B2 (ru) |
| EP (1) | EP2428639A3 (ru) |
| AU (1) | AU2011218631B2 (ru) |
| CA (1) | CA2751191C (ru) |
| RU (1) | RU2492318C2 (ru) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2567905C1 (ru) * | 2014-11-05 | 2015-11-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") | Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта |
| RU2651646C2 (ru) * | 2014-01-24 | 2018-04-23 | Комплишнс Рисёрч Аг | Система высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта с системой подсчета |
| RU181716U1 (ru) * | 2017-12-27 | 2018-07-26 | Акционерное общество "ОКБ Зенит" АО "ОКБ Зенит" | Муфта гидроразрыва пласта с растворимым седлом |
| US10316979B2 (en) | 2014-09-10 | 2019-06-11 | Armor Tools International Inc. | Ceramic rupture dome for pressure control |
| RU2697439C2 (ru) * | 2014-09-10 | 2019-08-14 | Армор Тулз Интернэшнл Инк. | Керамическая разрывная куполообразная мембрана для управления давлением |
| US10577890B2 (en) | 2014-10-02 | 2020-03-03 | Sc Asset Corporation | System for successively uncovering ports along a wellbore to permit injection of a fluid along said wellbore |
| RU2734968C2 (ru) * | 2016-05-06 | 2020-10-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Пробка для гидравлического разрыва |
| RU200716U1 (ru) * | 2020-06-26 | 2020-11-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Муфта для проведения многостадийного гидроразрыва пласта |
| US11661813B2 (en) | 2020-05-19 | 2023-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013110180A1 (en) * | 2012-01-24 | 2013-08-01 | Cramer David S | Downhole valve and latching mechanism |
| GB2535654B (en) * | 2013-10-31 | 2020-09-02 | Halliburton Energy Services Inc | Hydraulic control of borehole tool deployment |
| AU2014352725B2 (en) * | 2013-11-25 | 2017-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Seal assembly for wellbore tool |
| US9670751B2 (en) | 2014-09-19 | 2017-06-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Sliding sleeve having retrievable ball seat |
| CN105986797B (zh) * | 2015-02-13 | 2018-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井的分段压裂方法 |
| BR112018014646B1 (pt) * | 2016-01-20 | 2022-10-25 | China Petroleum & Chemical Corporation | Ferramenta para perfuração, obstrução e fraturamento e coluna de produção compreendendo a ferramenta |
| CA2994290C (en) | 2017-11-06 | 2024-01-23 | Entech Solution As | Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore |
| GB2581338B (en) * | 2019-02-07 | 2021-06-09 | Ardyne Holdings Ltd | Well Abandonment Using Drop Ball Valves |
| US11156061B2 (en) | 2019-05-07 | 2021-10-26 | Key Completions Inc. | Apparatus for downhole fracking and a method thereof |
| WO2023059796A1 (en) * | 2021-10-06 | 2023-04-13 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Dual string gas injection system with flow control |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU794199A1 (ru) * | 1978-12-26 | 1981-01-07 | Северо-Кавказский Государственныйнаучно-Исследовательский И Проект-Ный Институт Нефтяной Промышленности | Устройство дл обработки призабойнойзОНы СКВАжиНы |
| SU1395809A1 (ru) * | 1985-11-01 | 1988-05-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Устройство дл цементировани скважин |
| SU1765367A1 (ru) * | 1986-07-18 | 1992-09-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Муфта дл ступенчатого цементировани обсадных колонн |
| RU2288348C2 (ru) * | 2004-08-10 | 2006-11-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Перепускной клапан шарифова для циркуляции и регулирования потока среды |
| US7248259B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-07-24 | Technoguide As | Three dimensional geological model construction |
| RU2397319C2 (ru) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Способ гидравлического разрыва пласта |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4529038A (en) * | 1982-08-19 | 1985-07-16 | Geo Vann, Inc. | Differential vent and bar actuated circulating valve and method |
| US4520870A (en) | 1983-12-27 | 1985-06-04 | Camco, Incorporated | Well flow control device |
| US4893678A (en) | 1988-06-08 | 1990-01-16 | Tam International | Multiple-set downhole tool and method |
| US4823882A (en) | 1988-06-08 | 1989-04-25 | Tam International, Inc. | Multiple-set packer and method |
| US5048611A (en) * | 1990-06-04 | 1991-09-17 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Pressure operated circulation valve |
| US5174379A (en) * | 1991-02-11 | 1992-12-29 | Otis Engineering Corporation | Gravel packing and perforating a well in a single trip |
| US5146992A (en) | 1991-08-08 | 1992-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Pump-through pressure seat for use in a wellbore |
| US5244044A (en) | 1992-06-08 | 1993-09-14 | Otis Engineering Corporation | Catcher sub |
| US6041857A (en) | 1997-02-14 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Motor drive actuator for downhole flow control devices |
| US6349766B1 (en) | 1998-05-05 | 2002-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Chemical actuation of downhole tools |
| US6155350A (en) | 1999-05-03 | 2000-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat with controlled releasing pressure and method setting a downhole tool ball seat with controlled releasing pressure and method setting a downholed tool |
| US6464008B1 (en) | 2001-04-25 | 2002-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Well completion method and apparatus |
| US6634428B2 (en) | 2001-05-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Delayed opening ball seat |
| US6907936B2 (en) | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| GB0220445D0 (en) | 2002-09-03 | 2002-10-09 | Lee Paul B | Dart-operated big bore by-pass tool |
| US6920930B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-07-26 | Allamon Interests | Drop ball catcher apparatus |
| US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
| US20090084553A1 (en) | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
| AU2009242942B2 (en) * | 2008-04-29 | 2014-07-31 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
| US20110132613A1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Multiple Port Crossover Tool with Port Selection Feature |
| WO2011072367A1 (en) | 2009-12-16 | 2011-06-23 | Packers Plus Energy Services Inc . | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
| US20110209873A1 (en) * | 2010-02-18 | 2011-09-01 | Stout Gregg W | Method and apparatus for single-trip wellbore treatment |
-
2010
- 2010-09-08 US US12/877,215 patent/US8893810B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-08-29 AU AU2011218631A patent/AU2011218631B2/en not_active Ceased
- 2011-08-31 CA CA2751191A patent/CA2751191C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-07 RU RU2011137068/03A patent/RU2492318C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-09-08 EP EP11250752.0A patent/EP2428639A3/en not_active Withdrawn
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU794199A1 (ru) * | 1978-12-26 | 1981-01-07 | Северо-Кавказский Государственныйнаучно-Исследовательский И Проект-Ный Институт Нефтяной Промышленности | Устройство дл обработки призабойнойзОНы СКВАжиНы |
| SU1395809A1 (ru) * | 1985-11-01 | 1988-05-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Устройство дл цементировани скважин |
| SU1765367A1 (ru) * | 1986-07-18 | 1992-09-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Муфта дл ступенчатого цементировани обсадных колонн |
| US7248259B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-07-24 | Technoguide As | Three dimensional geological model construction |
| RU2288348C2 (ru) * | 2004-08-10 | 2006-11-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Перепускной клапан шарифова для циркуляции и регулирования потока среды |
| RU2397319C2 (ru) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Способ гидравлического разрыва пласта |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2651646C2 (ru) * | 2014-01-24 | 2018-04-23 | Комплишнс Рисёрч Аг | Система высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта с системой подсчета |
| RU2681969C2 (ru) * | 2014-01-24 | 2019-03-14 | Комплишнс Рисёрч Аг | Система высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта с системой подсчета |
| US10316979B2 (en) | 2014-09-10 | 2019-06-11 | Armor Tools International Inc. | Ceramic rupture dome for pressure control |
| RU2697439C2 (ru) * | 2014-09-10 | 2019-08-14 | Армор Тулз Интернэшнл Инк. | Керамическая разрывная куполообразная мембрана для управления давлением |
| US10577890B2 (en) | 2014-10-02 | 2020-03-03 | Sc Asset Corporation | System for successively uncovering ports along a wellbore to permit injection of a fluid along said wellbore |
| RU2567905C1 (ru) * | 2014-11-05 | 2015-11-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") | Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта |
| RU2734968C2 (ru) * | 2016-05-06 | 2020-10-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Пробка для гидравлического разрыва |
| US11162345B2 (en) | 2016-05-06 | 2021-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Fracing plug |
| RU181716U1 (ru) * | 2017-12-27 | 2018-07-26 | Акционерное общество "ОКБ Зенит" АО "ОКБ Зенит" | Муфта гидроразрыва пласта с растворимым седлом |
| US11661813B2 (en) | 2020-05-19 | 2023-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
| RU200716U1 (ru) * | 2020-06-26 | 2020-11-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Муфта для проведения многостадийного гидроразрыва пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8893810B2 (en) | 2014-11-25 |
| CA2751191C (en) | 2015-08-11 |
| EP2428639A3 (en) | 2015-09-16 |
| CA2751191A1 (en) | 2012-03-08 |
| AU2011218631A1 (en) | 2012-03-22 |
| EP2428639A2 (en) | 2012-03-14 |
| US20120055684A1 (en) | 2012-03-08 |
| RU2011137068A (ru) | 2013-03-20 |
| AU2011218631B2 (en) | 2013-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2492318C2 (ru) | Способ и устройство обработки ствола скважины текучей средой (варианты) | |
| US9874067B2 (en) | Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment | |
| US10669830B2 (en) | Apparatus, systems and methods for multi-stage stimulation | |
| US20190010785A1 (en) | Method and apparatus for wellbore fluid treatment | |
| US8978773B2 (en) | Sliding sleeve bypass valve for well treatment | |
| AU2010289812B2 (en) | Fracturing and gravel packing tool with anti-swabbing feature | |
| US7108067B2 (en) | Method and apparatus for wellbore fluid treatment | |
| US8540019B2 (en) | Fracturing system and method | |
| US10184316B2 (en) | Three position interventionless treatment and production valve assembly | |
| SG178541A1 (en) | Fracturing and gravel packing tool with upper annulus isolation in a reverse position without closing a wash pipe valve |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20150313 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200908 |