RU2530810C2 - Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали - Google Patents
Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали Download PDFInfo
- Publication number
- RU2530810C2 RU2530810C2 RU2012156859/03A RU2012156859A RU2530810C2 RU 2530810 C2 RU2530810 C2 RU 2530810C2 RU 2012156859/03 A RU2012156859/03 A RU 2012156859/03A RU 2012156859 A RU2012156859 A RU 2012156859A RU 2530810 C2 RU2530810 C2 RU 2530810C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- distal
- fluid
- flow control
- control valve
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 94
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 12
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010013647 Drowning Diseases 0.000 description 1
- 241000243251 Hydra Species 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- QRXWMOHMRWLFEY-UHFFFAOYSA-N isoniazide Chemical compound NNC(=O)C1=CC=NC=C1 QRXWMOHMRWLFEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method 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
-
- 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
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для заканчивания, подготовки и/или эксплуатации ствола скважины. Устройство включает трубчатый корпус, образующий внутренний канал, один или более инжекционных регуляторов притока и один или более эксплуатационных регуляторов притока. Один или более инжекционных регуляторов притока может включать один или более первых обратных клапанов в гидравлической связи с внутренним каналом. Причем каждый первый обратный клапан обеспечивает протекание флюида через него от внутреннего канала в область ствола скважины и по существу блокировку обратного потока флюида через него. Один или более эксплуатационных регуляторов притока может включать один или более вторых обратных клапанов, соединенных с трубчатым корпусом. Причем каждый второй обратный клапан обеспечивает протекание флюида через него от ствола скважины во внутренний канал и по существу предотвращает обратный поток флюида через него. Технический результат заключается в повышении эффективности заканчивания скважины, пробуренной с большим отклонением от вертикали. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Предпосылки создания изобретения
[1] В последние годы разработка и внедрение регуляторов притока (в дальнейшем «РП») увеличили производительность горизонтальных скважин и выработку запасов в новых и существующих углеводородных скважинах. Технология РП увеличила зону дренирования продуктивного пласта, уменьшила частотность возникновения водяных и/или газовых прорывов в скважину и увеличила общие дебиты добычи углеводородов.
[2] Однако в более протяженных горизонтальных скважинах с большим отклонением от вертикали постоянной трудностью является существование неоднородных профилей потока вдоль длины горизонтального участка, особенно по мере истощения скважины. В типичном случае эта проблема возникает в результате неоднородного перепада давления, приложенного к резервуару-пласту вдоль длины горизонтального участка, но также может быть результатом изменений давления в пластовом резервуаре и общей проницаемости углеводородного пласта. Неоднородные профили потока могут привести к преждевременному прорыву воды или газа, забиванию отверстий сетчатого фильтра и/или эрозии в скважинах, где осуществляется борьба с поступлением песка, и могут существенно уменьшить срок эксплуатации и производительность скважины. Аналогичным образом, то же явление в горизонтальной нагнетательной скважине, воздействующее в обратном порядке, может привести к неравномерному распределению закачиваемых флюидов, которые покидают участки пласта без вытеснения, что приводит к потере извлекаемых углеводородов.
[3] Дополнительные проблемы возникли вследствие продвижения в направлении увеличения глубин ствола скважины до, например, 40000 футов и больше. Скважины такой длины обычно называются скважинами, пробуренными с большим отклонением по вертикали. В общем случае заканчивание таких скважин для эффективной подготовки и эксплуатации оказалось затруднительным и может привести к тому, что самая удаленная дистальная область или «забой» горизонтального участка остается открытым или незаконченным. Любой участок ствола скважины, который остается незаконченным, представляет собой зону со сниженной эффективностью добычи. Кроме того, заканчивание таких скважин требует нескольких проходов колонн заканчивания различных конфигураций для подготовки пласта (например, введения кислоты), работ по освоению скважины и добычи.
[4] Поэтому существует потребность в системе заканчивания скважины и в способе для спуска системы заканчивания скважины, который не допускает неоднородных перепадов забойного давления, и при этом распространяется на дистальный конец ствола скважины и требует меньшего числа или даже одного спуска (спусков) насосно-компрессорной колонны.
Сущность изобретения
[5] В настоящем изобретении предлагается одно или более устройств для заканчивания ствола скважины. Устройство может включать трубчатый корпус, определяющий внутренний канал, один или более инжекционных регуляторов притока и один или более эксплуатационных регуляторов притока. Один или более инжекционных регуляторов притока может включать один или более первых обратных клапанов и/или дросселей в гидравлической связи с внутренним каналом, причем каждый первый обратный клапан или дроссель сконфигурирован таким образом, чтобы позволить флюиду протекать через него из внутреннего канала в область ствола скважины и по существу блокировать обратный поток флюида через него. Один или более эксплуатационных регуляторов притока может включать один или более вторых обратных клапанов или дросселей, соединенных с трубчатым корпусом, причем каждый второй обратный клапан или дроссель сконфигурирован таким образом, чтобы позволить флюиду протекать через него из ствола скважины к внутреннему каналу и по существу блокировать обратный поток флюида через него.
[6] Устройство может быть системой заканчивания скважины для ствола скважины. Система заканчивания скважины может включать один или более дистальных участков заканчивания скважины, включая один или более инжекционных регуляторов притока и один или более эксплуатационных регуляторов притока. Один или более эксплуатационных регуляторов притока может быть сконфигурирован таким образом, чтобы позволить флюиду протекать из внутренней части одного или более дистальных участков заканчивания скважины в область снаружи относительно одного или более дистальных участков заканчивания скважины и предотвратить обратный поток флюида через него. Один или более эксплуатационных регуляторов притока может быть сконфигурирован таким образом, чтобы позволить флюиду протекать из наружной области относительно одного или более дистальных участков заканчивания скважины во внутреннюю часть одного или более дистальных участков заканчивания скважины и предотвратить обратный поток флюида через него. Система заканчивания скважины может также включать проксимальный участок заканчивания скважины, соединенный по меньшей мере с одним или более дистальных участков заканчивания скважины.
[7] Также предлагается способ для заканчивания ствола скважины. Способ может включать спуск одного или более дистальных участков заканчивания скважины в ствол скважины и спуск проксимального участка заканчивания скважины в ствол скважины с использованием насосно-компрессорной колонны после спуска одного или более дистальных участков заканчивания скважины. Способ также может включать соединение дистального конца насосно-компрессорной колонны с одним или более дистальных участков заканчивания скважины в стволе скважины.
Краткое описание чертежей
[8] Для того чтобы перечисленные характеристики были понятны, более детальное описание приведено ниже со ссылкой на один или более вариантов воплощения изобретения, часть из которых показана на прилагаемых чертежах. Однако следует отметить, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты воплощения изобретения и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать и другие, в равной степени эффективные, варианты воплощения.
Фиг.1 показывает иллюстративную систему заканчивания скважины в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.2 показывает иллюстративный участок заканчивания скважины в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.3 показывает другой иллюстративный участок заканчивания скважины с клапаном регулирования потока в закрытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.4 показывает участок заканчивания скважины с фиг.3 с клапаном регулирования потока в открытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.5 показывает иллюстративный регулятор притока в закрытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.6 показывает регулятор притока с фиг.5 в открытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.7 показывает другой вариант воплощения регулятора притока в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.8 показывает еще один вариант воплощения регулятора притока с регулятором притока в закрытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.9 показывает регулятор притока с фиг.8 в открытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Фиг.10 показывает еще один вариант воплощения РП в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.
Подробное описание изобретения
[9] Фиг.1 показывает систему 100 заканчивания скважины, размещенную в стволе 102 скважины в соответствии с одним или более вариантов воплощения изобретения. Как показано, ствол 102 скважины может быть наклонным и содержать по существу вертикальную часть 104 и по существу горизонтальную часть 106. Также ствол 102 скважины может включать обсадную колонну 108; однако, в некоторых случаях, ствол 102 скважины или любая его часть (части) может оставаться необсаженным. Система 100 заканчивания скважины, в общем случае, включает один или более дистальных участков заканчивания скважины (показаны два участка: 110, 112) и по меньшей мере один проксимальный участок заканчивания скважины 114. Насосно-компрессорная колонна 116 может размещаться в стволе 102 скважины от поверхности (не показана), вниз по вертикальной части 104 и через один или более эксплуатационных пакеров 118, которые могут относиться к любому соответствующему типу механического и/или разбухающего пакера, расположенного в вертикальной части 104. Насосно-компрессорная колонна 116 может быть соединена с одним или более участков 110, 112, 114 заканчивания скважины и/или проходить, по меньшей мере частично, сквозь один или более этих участков заканчивания скважины. Насосно-компрессорная колонна 116 может быть соединена с проксимальным участком 114 заканчивания скважины и может быть сконфигурирована для спуска в ствол 102 скважины с ним. Каждый из следующих узлов: насосно-компрессорная колонна 116, дистальные участки 110, 112 заканчивания скважины и проксимальный участок 114 заканчивания скважины, определяет внутренний канал 111, 113, 115, 117 соответственно. Когда система 100 заканчивания скважины полностью развернута, каждый из внутренних каналов 111, 113, 115, 117 может находиться в гидравлической связи друг с другом, допуская протекание флюида к поверхности и с поверхности через систему 100 заканчивания скважины.
[10] Каждый из дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины может включать трубчатый корпус 103, 105, который определяет его соответствующий внутренний канал 113, 115. Также каждый из дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины может включать один или более клапанов 128, 130, 132, 134 регулирования потока, которые сконфигурированы таким образом, чтобы разрешать или предотвращать протекание флюида из внутреннего канала 113, 115, в зависимости от того, открыты или закрыты клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока. Клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока могут первоначально открываться за счет сбрасывания шарика, стержня или другой конструкции в ствол скважины 102 и затем последовательно закрываться и/или открываться за счет толкателя или другого типа устройства приведения в действие, спускаемого на тросе для работы в скважине, каротажном кабеле, гибкой трубе или трубе, что известно в рассматриваемой области техники. Дополнительно клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока могут быть приведены в действие дистанционно с помощью электрического сигнала, гидравлического сигнала, волоконно-оптических сигналов, беспроводной телеметрии, их сочетаний или другим подобным способом, или приведены в действие механически с помощью толкателя или устройства приведения в действие, спущенного на тросе для работы в скважине, каротажном кабеле, гибкой трубе или трубе.
[11] Дистальные участки 110, 112 заканчивания скважины также могут включать один или более эксплуатационных регуляторов притока («РП») и один или более инжекционных РП (не показаны), соединенных с трубчатыми корпусами 103, 105. Каждый из РП может включать один или более обратных клапанов или дросселей, сконфигурированных таким образом, чтобы позволить флюиду с заранее установленным перепадом давлений проходить в одну сторону через клапан, и, одновременно, по существу блокировать обратный поток флюида через него. Клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока могут управлять поступлением флюида на РП, допуская последовательную подготовку и/или эксплуатацию ствола 102 скважины для каждого ближайшего дистального участка 110, 112 заканчивания скважины. Также, поскольку как эксплуатационные, так и инжекционные РП могут быть включены в один дистальный участок 110, 112 заканчивания скважины, каждый такой дистальный участок 110, 112 заканчивания скважины может использоваться в инжекционных операциях, работах по освоению скважины и эксплуатационных операциях без необходимости извлечения и реконфигурации дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины. Дистальные участки 110, 112 заканчивания скважины также могут включать множество изоляционных пакеров 120, 122, 124, 126 с клапанами 128, 130, 132, 134 регулирования потока, расположенными, например, между смежными в осевом направлении изоляционными пакерами 120, 122, 124, 126, как это показано. Однако для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что интервалы между смежными в осевом направлении изоляционными пакерами 120, 122, 124, 126 могут включать один, ни одного или несколько клапанов 130, 132, 134, 138 регулирования потока.
[12] Каждый из дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины также может включать осевое соединение 136, 138, как показано, ближайшего осевого участка соответствующего дистального участка 110, 112 заканчивания скважины. Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что один или более дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины могут не включать осевых соединений, в то время как другие могут включать два осевых соединения, если это необходимо. Каждое из осевых соединений 136, 138 может представлять собой резьбовое соединение, срезное соединение, втулковое соединение с седлом или без седла, или тому подобное, и может быть сконфигурировано таким образом, чтобы позволить дистальным участкам 110, 112 заканчивания скважины опускаться в ствол скважины 102 и размещаться в нем, и затем соединяться вместе один за другим. После размещения самого близкого дистального участка 112 заканчивания скважины и его соединения с оставшимся дистальным участком (участками) 110 заканчивания скважины, соединение 138 самого удаленного дистального участка 112 заканчивания скважины может быть сконфигурировано таким образом, чтобы соединиться с насосно-компрессорной колонной 116 и/или проксимальным участком 114 заканчивания скважины для дальнейшего 102 заканчивания ствола скважины.
[13] При более подробном рассмотрении проксимального участка 114 заканчивания скважины проксимальный участок 114 заканчивания скважины может включать трубчатый корпус 137 и один или более изоляционных пакеров (показаны четыре пакера: 140, 142, 144, 146), расположенных между корпусом 137 и обсадной колонной 108. Один или более клапанов регулирования потока (показаны четыре клапана: 148, 150, 152, 154) могут быть присоединены к корпусу 137 и могут располагаться в осевом направлении смежно с одним из изоляционных пакеров 140, 142, 144, 146, например между их смежными парами. Несколько клапанов регулирования потока 148, 150,152, 154 могут размещаться между смежными парами изоляционных пакеров 140, 142, 144, 146, и/или одна или более смежных пар изоляционных пакеров 140, 142, 144, 146 могут не содержать клапанов 148, 150, 152, 154 регулирования потока, размещенных между ними.
[14] Клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы допустить или предотвратить поток флюида через них во внутренний канал 117 или из него, в зависимости от того, открыт или закрыт каждый из клапанов 148, 150, 152, 154. Электрооптический кабель и/или гидравлическая линия 156 управления могут размещаться вдоль насосно-компрессорной колонны 116 до проксимального участка 114 заканчивания скважины, обеспечивая дистанционное управление сверху механическим приведением в действие клапанов 148, 150, 152, 154 регулирования потока за счет волоконно-оптических, электрических или гидравлических сигналов через кабель/линию 156. Однако в других вариантах воплощения изобретения клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы обеспечить приведение в действие за счет приема шарика, стержня или другого предмета, сброшенного с поверхности. Клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока также могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы обеспечить приведение в действие за счет применения толкателя или другого устройства приведения в действие (не показано), транспортируемого на тросе для работы в скважине, каротажном кабеле, гибкой трубе или трубе. Также клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы первоначально обеспечить приведение в действие за счет сбрасывания шарика, с последующими переключениями путем механического воздействия с использованием толкателя или путем дистанционного приведения в действие.
[15] Как и в случае дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины, проксимальный участок 114 заканчивания скважины может включать один или более эксплуатационных РП и один или более инжекционных РП (не показаны), соединенных с трубчатыми корпусами 103, 105 соответственно и находящихся в гидравлической связи с клапанами 148, 150, 152, 154 регулирования потока. Каждый из РП может включать один или более обратных клапанов и/или дросселей, которые сконфигурированы для обеспечения протекания флюида через них в одну сторону и, одновременно, по существу блокирования флюида из обратного потока через них. Соответственно, проксимальный участок 114 заканчивания скважины может использоваться для инжекционных операций, работ по освоению скважины и эксплуатационных операций без необходимости извлечения и повторных спусков проксимального участка 114 заканчивания скважины и/или насосно-компрессорной колонны 116. Если проксимальный и дистальный участки 110, 112, 114 заканчивания скважины включают как эксплуатационные, так и инжекционные РП, то система 100 заканчивания скважины может рассматриваться как заканчивание «за один спуск».
[16] Один или более дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины могут быть спущены в ствол 102 скважины раньше проксимального участка 114 заканчивания скважины и насосно-компрессорной колонны 116 и отдельно от них. Например, первый дистальный участок 110 заканчивания скважины может быть спущен в ствол 102 скважины с помощью бурильной колонны, гибкой трубы, канатно-кабельного подъемника или тому подобного устройства (не показано), которое затем извлекается. Такая труба, гибкая труба или тросы могут быть ограничены тем, насколько далеко в горизонтальную часть 106 они способны поместить первый дистальный участок 110 заканчивания скважины; соответственно, подъемник, как известно специалистам, может быть помещен в ствол 102 скважины и может захватить первый дистальный участок 110 заканчивания скважины и закончить его размещение. Затем подобным образом может опускаться второй дистальный участок 112 заканчивания скважины до тех пор, пока он не упрется в первый дистальный участок 110 заканчивания скважины. Второй дистальный участок 112 заканчивания скважины затем может быть соединен с первым дистальным участком 110 заканчивания скважины через соединение 136 таким образом, что внутренние каналы 113, 115 находятся в гидравлической связи друг с другом. Этот процесс можно повторять в отношении такого числа дополнительных дистальных участков заканчивания скважины (не показаны), какое потребуется. Затем для спуска проксимального участка 114 заканчивания скважины в ствол 102 скважины может использоваться насосно-компрессорная колонна 116. Далее дистальный конец проксимального участка 114 заканчивания скважины может быть соединен с проксимальным концом ближайшего дистального участка 112 заканчивания скважины, например, с помощью соединения 138.
[17] Все клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока проксимального участка 114 заканчивания скважины и клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины могут быть сконфигурированы для приведения в действие, например, за счет сбрасывания шарика, стержня или другой подобной конструкции. Однако, для простоты описания, такие конструкции, сконфигурированные для сбрасывания в ствол 102 скважины, будут, в общем, упоминаться здесь как «шарик» с пониманием того, что, как используемый здесь термин, «шарик» или «сбрасываемый шарик» может включать стержень или любую другую конструкцию, сбрасываемую в систему 100 заканчивания скважины для целей приведения клапана в действие. Соответственно, самый удаленный клапан регулирования потока 130 может быть сконфигурирован таким образом, чтобы позволить ему принять сбрасываемый шарик наименьшего диаметра, а следующий по удаленности наиболее удаленный клапан 128 регулирования потока конфигурируется таким образом, чтобы принять больший шарик, и так далее, причем каждый клапан 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока имеет размеры, позволяющие принять несколько меньший шарик, чем следующий (при перемещении от дальнего к ближнему). В других вариантах воплощения изобретения все шарики имеют по существу одинаковый диаметр.
[18] Соответственно, каждый клапан 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока может быть приведен в действие поочередно путем сбрасывания через насосно-компрессорную колонну 116 шариков постепенно возрастающего размера или путем сбрасывания через нее шариков одинакового размера. Однако клапаны 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут представлять собой смесь клапанов регулирования потока с механическим приведением в действие и клапанов регулирования потока, приводимых в действие за счет сбрасывания шарика. Например, клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока проксимального участка 114 заканчивания скважины могут иметь механическое приведение в действие, в то время как клапаны регулирования потока 128, 130, 132, 134 дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины могут приводиться в действие за счет сбрасывания шарика. Для специалистов, однако, понятно, что любое сочетание механизмов приведения в действие для клапанов 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока находится в пределах объема раскрытия изобретения. Также шарики или стержни для клапанов 148, 150, 152, 154 регулирования потока, приводимых в действие сбрасыванием шарика, могут возвращаться с обратным потоком на поверхность в процессе эксплуатации, или же шарики или стержни, которые пропускают поток снизу в направлении поверхности, могут оставаться в стволе 102 скважины. Кроме того, для обеспечения пропускания потока шарики или стержни могут извлекаться или измельчаться. Помимо этого шарики или стержни могут быть изготовлены из разлагающихся или растворяющихся материалов, которые могут разрушаться со временем при контакте с различными металлами или другими материалами, растворенными в воде или в других флюидах, такими как кальций, магний, их сочетание, различные другие сплавы, разрушающиеся в воде. Скорость, с которой шарик или стержень разрушается, может регулироваться путем выбора и состава материала, из которого изготавливается шарик или стержень и/или состава и концентрации разрушающего флюида. Фактически, один или более клапанов 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы позволить принять шарик или стержень для первоначального открывания, и, в дальнейшем, могут открываться или закрываться с помощью других инструментов, таких как механическое применение толкателя и/или приведение в действие без вмешательства в работу скважины посредством гидравлики, электрического соединения или тому подобного.
[19] Фиг.2 показывает участок 200 заканчивания скважины в соответствии с одним или более вариантами воплощения изобретения. Участок 200 заканчивания скважины включает корпус, который включает трубчатое основание 202 и наружный корпус или втулку 204. Наружный корпус 204 может полностью располагаться вокруг основания 202 или только частично располагаться вокруг него. Изоляционные пакеры 203, 205 могут располагаться проксимально напротив осевых расширений основания 202, с выступающими из него наружу в радиальном направлении изоляционными пакерами 203, 205. Наружный корпус 204 также может быть соединен с изоляционными пакерами 203, 205 таким образом, что изоляционные пакеры 203, 205 соединяют наружный корпус 204 с основанием 202. Однако наружный корпус 204 может быть соединен непосредственно с основанием 202 с помощью, например, конструктивных опор или их эквивалента.
[20] Основание 202 может определять внутренний канал 207 в нем, которое может обеспечивать первичный путь движения флюида для участка 200 заканчивания скважины. Наружный корпус 204 может располагаться радиально в стороне от основания 202, определяя, таким образом, вторичный путь 206 движения флюида между ними. Также участок 200 заканчивания скважины может включать один или более клапанов 208 регулирования потока с механическим приведением в действие, соединенных с основанием 202, что обеспечивает, таким образом, селективный поток флюида между внутренним каналом 207 и вторичным направлением 206 потока. Клапан 208 регулирования потока может включать сборку 214 исполнительного устройства/датчика, которая соединена с поверхностью (не показана) через одну или более линий 210 управления и/или одну или более сигнальных линий 212. Сигнальная линия 210 может получать и посылать сигналы состояния с поверхности/на поверхность, а линии управления 210 могут обеспечивать электрический ток, гидравлический флюид или тому подобное для снабжения энергией с целью приведения в действие (т.е. открывания и закрывания) клапана 208 регулирования потока. Также сигнальная линия 210 и линия 212 управления могут проходить, по меньшей мере частично, через вторичный путь 206 движения флюида и по меньшей мере через один из изоляционных пакеров 203, 205, как это показано, например, через отверстия или другие конструкции для пропускания кабелей, как, в общем случае, известно специалистам.
[21] Обычно кольцевая область 228 может быть определена радиально с внешней стороны относительно наружного корпуса 204. Область 228 может быть определена на ее радиальной внешней стороне с помощью в общем случае цилиндрической конструкции 230, которая может представлять собой щелевой фильтр, сетчатый фильтр, гравийную или любую другую стенку, имеющуюся в стволе 102 скважины. Одно или более суживающихся средств (показаны восемь, но для облегчения ссылки пронумерованы только два из них: 224, 226) могут быть размещены с интервалами по оси вдоль наружного корпуса 204 для защиты цилиндрической конструкции 230 и отклонения протекающих в осевом направлении флюидов. Суживающиеся средства 224, 226 могут быть любыми суживающимися средствами, известными в рассматриваемой области техники, используемыми для отклонения осевого потока и/или защиты целостности конструкции 230 во время инжекции и/или эксплуатации.
[22] Участок 200 заканчивания скважины также может включать один или более инжекционных РП (показаны десять, но для облегчения ссылки пронумерованы только два из них: 216, 220), соединенных с наружным корпусом 204. Каждый из инжекционных РП 216, 220 может включать один или более обратных клапанов (не показаны), которые позволяют потоку флюида под заранее установленным давлением протекать в радиальном направлении наружу относительно вторичного пути 206 движения флюида через наружный корпус 204 и в область 228. Участок 200 заканчивания скважины может также включать один или более эксплуатационных РП (показаны десять из них, но для облегчения ссылки пронумерованы только два: 218, 222), соединенных с наружным корпусом 204. Каждый из эксплуатационных РП 218, 222 может включать один или более обратных клапанов (не показаны), которые позволяют потоку флюида под заранее установленным давлением протекать в радиальном направлении вовнутрь из области 228 через наружный корпус 204 и на вторичный путь 206 движения флюида.
[23] РП 216, 218, 220, 222 могут размещаться парами с одним эксплуатационным РП 218, 222 и одним инжекционным РП 216, 220 в каждой паре. По меньшей мере одна пара РП 216, 218 может размещаться между изоляционным пакером 203 и суживающимся средством 224. Также по меньшей мере одна пара РП 220, 222 может размещаться между смежными суживающимися средствами 224, 226. В некоторых вариантах воплощения изобретения на заданном интервале между любыми двумя смежными суживающимися средствами 224, 226 и/или на интервале между суживающимся средством 224 и пакером 203 может располагаться несколько пар РП 216, 218, 220, 222, только один (эксплуатационный или инжекционный) РП 216, 218, 220, 222 или ни одного из РП.
[24] Фиг.3 и 4 показывают другой вариант воплощения участка 200 заканчивания скважины в соответствии с одним или более вариантов воплощения изобретения. Как показано, участок 200 заканчивания скважины может включать приводимый в действие шариком клапан 302 регулирования потока. Клапан регулирования потока 302 может быть соединен с основанием 202, например, в щели, отверстии или другом отверстии 306, заданном в основании 202. Также клапан 302 регулирования потока может включать пластину 304, которая может образовывать втулку и может перекрывать отверстие 306. Пластина 304 может быть приварена, припаяна, привинчена, составлять единое целое или может быть иным образом соединена с основанием 202 так, что между ними обеспечивается уплотнение. Пластина 304 может иметь отверстие 308, проходящее через нее и обеспечивающее гидравлическую связь между внутренним каналом 207 и вторичным путем движения флюида 206.
[25] Клапан 302 регулирования потока также может включать вентильный элемент 310, способный перекрывать и уплотнять отверстие 308, закрывая, таким образом, клапан 302 регулирования потока, а при перемещении по меньшей мере частично открывать отверстие 308, открывая, таким образом, клапан 302 регулирования потока. Вентильный элемент 310 может представлять собой скользящую втулку 310, как показано. Соответственно, клапан 302 регулирования потока может определять углубление 311 в пластине 304. Втулка 310 может размещаться в углублении 311, чтобы избежать появления препятствия во внутреннем канале 207. Кроме того, углубление 311 на своих осевых концах может быть ограничено выступами 313, 315 пластины 304, которые могут ограничивать осевое перемещение втулки 310. Клапан 302 регулирования потока также может включать седло 312 шарика, выступающее в радиальном направлении вовнутрь относительно основания 202 во внутренний канал 207.
[26] Когда требуется открыть клапан 302 регулирования потока и, таким образом, обеспечить гидравлическую связь между внутренним каналом 207 и вторичным путем 206 движения флюида, шарик 314 может быть спущен во внутренний канал 207, как показано на фиг.4. Шарик 314 может быть спущен, например, через насосно-компрессорную колонну 116 (фиг.1). Шарик 314 может войти в контакт с седлом 312 шарика и может образовать с ним герметичное уплотнение для флюида, блокируя, таким образом, поток флюида в дистальном направлении D через участок 300. Кинетическая энергия шарика 314, движущегося во флюиде во внутреннем канале 207, также как и последующее увеличение давления в канале 207, может заставить втулку 310 перемещаться в направлении D, ликвидируя уплотнение и открывая таким образом отверстие 308. Следовательно, клапан 302 регулирования потока можно открывать шариком 314, обеспечивая таким образом гидравлическую связь между внутренним каналом 207 и вторичным путем 206 движения флюида. Последующие инжекционные операции, работы по освоению скважины и/или процессы добычи можно затем проводить с использованием обратных клапанов 216, 218, 220, 222.
[27] Фиг.5 и 6 показывают иллюстративный РП 400 в соответствии с одним или более вариантов воплощения изобретения. Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что РП 400 может быть сконфигурирован и применен для эксплуатационных, инжекционных операций и/или операций по освоению скважины, и использован в системах заканчивания скважины, такой как система 100 заканчивания скважины (фиг.1) или в других системах, и/или совместно с участком 200 заканчивания скважины (фиг.2-4). РП 400, в общем случае, включает кожух или «держатель» 402 с одним или более обратных клапанов (т.е. с «обоймой» обратных клапанов) 406, расположенных в нем. Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что второй обратный клапан (не показан) может быть размещен в нижней (как показано) части держателя 402. Кроме того, держатель 402 определяет впускной канал 404 и выпускной канал 405, оба из которых могут проходить через держатель 402 и находиться в гидравлической связи с обратным клапаном 406. Впускной канал 404 также находится в гидравлической связи с главным путем 409 движения флюида, в то время как выпускной канал 405 находится в гидравлической связи с зоной 411, которая является внешней по отношению к держателю 402.
[28] Обратный клапан 406 может включать выпуск 412 в гидравлической связи с выпускным каналом 405 и впуск 410 в гидравлической связи с главным путем движения флюида 409 через впускной канал 404. Кроме того, обратный клапан 406 может включать седло 407 клапана и подвижный плунжер 414. Седло 407 клапана может быть расположено и сконфигурировано таким образом, чтобы плотно соединяться с внутренней стенкой 413 обратного клапана 406 так, что между ними создается уплотнение. Также седло 407 клапана может определять по меньшей мере часть впуска 410 через него. Плунжер 414 может включать, в общем случае, цилиндрический палец 418, выступающий из него и имеющий размеры, обеспечивающие плотное прилегание и подвижное размещение во впуске 410. Также между седлом 407 клапана и кольцевой поверхностью 420 плунжера 414 может быть размещено торцевое уплотнение 422. Соответственно, когда палец 418 входит во впуск 410, кольцевая поверхность 420 и седло 407 клапана могут образовывать герметичное уплотнение для флюида, например, с использованием торцевого уплотнения 422.
[29] Обратный клапан 406 также может включать смещающий элемент 424 (например, пружину), соединенный с плунжером 414. Смещающий элемент 424 может быть сжат таким образом, что его упругая деформация толкает плунжер 414 в направлении седла 407 клапана, обеспечивая, таким образом, устанавливаемое по умолчанию положение для плунжера 414, где плунжер 414 плотно садится в седло 407 клапана. В других вариантах воплощения изобретения смещающий элемент 424 с целью смещения плунжера 414 в направлении седла клапана 407 может растягиваться относительно его естественной длины, а не сжиматься. Также смещающий элемент 424 может включать несколько смещающих компонентов, каждый из которых находится в состоянии растяжения или сжатия. Здесь также предусматриваются другие смещающие элементы 424, такие как расширяемые отверстия, гидравлические/пневматические сборки и тому подобное.
[30] Углубление 421 может располагаться вокруг части плунжера 414, в то время как основание 416 плунжера 414 может создавать уплотнение со стенкой 413 обратного клапана 406. Также плунжер 414 может включать сквозное отверстие 423, располагающееся в радиальном направлении относительно углубления 421 и в осевом направлении - через плунжер 414. Кроме того, обратный клапан 406 может включать штуцер 426, расположенный, как показано, на нижнем по ходу потока конце сквозного отверстия 423. Штуцер 426 может представлять собой, например, суживающееся или суживающееся/расширяющееся сопло, которое обеспечивает, в общем случае, постоянную массовую скорость потока, несмотря на изменения давления в определенном диапазоне ниже по ходу потока относительно штуцера 426.
[31] В процессе эксплуатации, когда отсутствует положительный перепад давления между впуском 410 и выпуском 412 (т.е. выпуск 412 находится под таким же давлением, что и впуск 410, или под большим давлением), палец 418 может размещаться во впуске 410, и/или плунжер 414 может находиться в плотном соединении с седлом клапана 407. Таким образом, без заранее установленного перепада давления, обратный клапан 406 остается закрытым, предотвращая поток флюида через него, как показано на фиг.5.
[32] Однако, как показано на фиг.6, если давление флюида на главном пути 409 движения флюида возрастает, возникает положительный перепад давления (т.е. давление на впуске 10 больше, чем давление на выпуске 412) поперек плунжера 414. Таким образом, положительный перепад давления прикладывает к плунжеру 414 результирующую силу, противоположную силе, приложенной за счет смещающего элемента 424. При достижении заранее установленного уровня давления (т.е. требуемого инжекционного, пластового, эксплуатационного и т.д. давления) на впуске 410, усилие, прикладываемое результирующей силой, может оказаться достаточным для того, чтобы преодолеть усилие смещения, прикладываемое смещающим элементом 424, так что плунжер 414 может перемещаться назад относительно седла 407 клапана и может разрывать уплотнение между седлом клапана 207 и плунжером 414. Когда уплотнение разорвано и/или палец 418 извлекается из впуска 410, поток флюида может протекать через впуск 410 и в углубление 421. Затем поток из углубления 421 может быть направлен через сквозное отверстие 423, через штуцер 426, мимо смещающего элемента 426 из выпуска 412 обратного клапана 406 и из выпускного канала для флюида 405 держателя 402 в наружную зону 411.
[33] Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что РП 400 предотвращает обратный поток через него из внешней зоны 411 в главный путь движения флюида 409. Действительно, если возникает отрицательный перепад давления (т.е. давление на выпуске 412 оказывается выше, чем давление на впуске 410), плунжер 414 вынуждается еще плотнее соединиться с седлом 407 клапана. Исключая случай поломки узла, это может привести к тому, что обратный клапан 406 остается закрытым, предотвращая таким образом обратный поток.
[34] Фиг.7 показывает другой вариант воплощения РП 400 с кольцевым пальцем 418, в отличие от общего случая, где он цилиндрический, как показано и описано выше со ссылкой на фиг.5 и 6. Соответственно, седло 407 клапана может включать кольцевую канавку 502 с размерами и расположением, позволяющими вмещать палец 418. Торцевое уплотнение 504 может размещаться в кольцевой канавке 502, например в нижней канавке 502, как показано. Таким образом, когда обратный клапан 406 закрыт (как показано), палец 418 плунжера 414 может соединяться и уплотняться с торцевым уплотнением 504 седла 407 клапана. Соответственно, палец 418 может блокировать выход потока флюида из впуска 410 за счет уплотнения вокруг торца 506 впуска 410.
[35] Палец 418 может выступать дальше, чем на глубину канавки 502. Соответственно, между седлом 407 клапана и плунжером 414 может быть определена выемка 508. Однако палец 502 может охватывать торец 506 впуска 410 и может плотно садиться в канавку 502; таким образом, плунжер 414 может уплотнить впуск 410 в случае отрицательного перепада давления между впуском 410 и выпуском 412 или в случае отсутствия перепада давления между ними. Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что палец 418 и канавка 502 также могут иметь многоугольную, эллиптическую или любую другую подходящую форму. Также седло 207 клапана может включать торцевое уплотнение 422 (фиг.5 и 6) для последующего уплотнения плунжера 414 с седлом клапана 407.
[36] Фиг.8 и 9 показывают другой иллюстративный вариант воплощения РП 400. Показанный обратный клапан 406 включает выпуск 600, выступающий наружу из углубления 421. Также держатель включает первичный выпуск 601 в гидравлической связи с выпуском 600 и наружной зоной 411. Таким образом, сквозное отверстие 423 (фиг.4-7) может быть исключено, поскольку флюид может выходить из обратного клапана 406 без необходимости перемещения плунжера 414. Это может обеспечить плунжеру 414 сплошную конструкцию. Поскольку сквозное отверстие 423 может быть исключено, штуцер 426 (фиг.4-7) также может быть исключен; соответственно, для запирания потока может быть установлен впускной штуцер 602 на впуске 410, который может быть увеличен для приема впускного штуцера 602. Также штуцер 602 может быть неподвижным или, как показано, подвижным на впуске 410 и может включать радиально направленное сопло 608 и осевой торец 610, плотно прилегающий к пальцу 418.
[37] Для закрывания впуска 410 палец 418 также может быть подобран по размерам, чтобы плотно и подвижно сопрягаться с впуском 410. Также вместо торцевого уплотнения 422, или в дополнение к нему, как показано на фиг.5 и 6, обратный клапан 406 может включать уплотнение 604, расположенное на впуске 410. Таким образом, палец 418 сопрягается с впуском 410 и плотно соединяется с уплотнением 604, когда обратный клапан 406 закрыт. Также плунжер 414 может включать удлинитель 606, который выступает из него в направлении выпуска 412 обратного клапана 406. Как показано на фиг.9, когда обратный клапан 406 открыт, удлинитель 606 перекрывает выпуск 412. Поскольку основание 416 может создавать уплотнение со стенкой 413, протекание флюида в окружности плунжера 414 и его поступление на выпуск 412 может, в общем случае, быть заблокировано.
[38] Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что первичный выпуск 600 и описанный выше выпуск 412 могут использоваться вместе и подвергать обе стороны плунжера 414 давлению в зоне 411, наружной относительно держателя 402. Соответственно, плунжер 414 может избежать передачи высоких нагрузок на штуцер 602, когда перепад давления между зоной 411, наружной относительно держателя 402, и главным путем 409 движения флюида является значительной отрицательной величиной (т.е. когда давление в зоне 411 значительно выше, чем в главном пути движения флюида 409). По мере того как давление из наружной зоны 411 воздействует на обе стороны плунжера 414 с равной силой, смещающее усилие смещающего элемента 424 обеспечивает результирующую силу, приложенную к плунжеру 414, что приводит к управляемой и прогнозируемой результирующей силе, действующей на плунжер 414 в направлении седла 407 клапана. Соответственно, смещающий элемент 424 может удерживать палец 418 во впуске 410 и, таким образом, предотвращать обратный поток флюида несмотря на наличие таких высоких отрицательных перепадов давления.
[39] Когда давление в главном пути 409 движения флюида возрастает относительно давления в зоне 411, наружной относительно держателя 402 (т.е. возникает положительный перепад давления), перепад давления может заставить штуцер 602 и палец 418 перемещаться из впуска 410, как показано на фиг.9. Также штуцер 602 может передавать приложенное к нему усилие на палец 418 за счет сцепления осевого торца 610 с пальцем 418. Соответственно, усилие за счет положительного перепада давления может преодолеть смещающую силу, приложенную смещающим элементом 424, и вытолкнуть как штуцер 602, так и палец 418, по меньшей мере частично, из впуска 410. Соответственно, сопло 608 штуцера 600 может выдвинуться в углубление 421, разрешая, таким образом, заблокированному флюиду вытекать наружу через сопло 608. Затем флюид может протекать через выпуск 600, первичный канал выпуска 601 и в зону 411.
[40] Фиг.9 показывает другой иллюстративный РП 700 в соответствии с одним или более вариантов воплощения изобретения. РП 700 может, в общем случае, включать кожух или держатель 702 с размещенным в нем обратным клапаном 704. Обратный клапан 704 может определять один или более впусков (показаны два впуска: 706, 708), которые могут быть гидравлически связаны с одним или более главных путей движения флюида 710. Обратный клапан 704 также может определять один или более выпусков (показаны два выпуска: 712, 714), которые могут быть гидравлически связаны с зоной 716, наружной относительно держателя 702 и изолированной от главного пути движения потока флюида 710.
[41] Обратный клапан 704 также может включать плунжер 718, смещающий элемент 720, седло клапана 721 с пальцем 722, выступающим из него, и дросселем 724. Плунжер 718 может определять сквозное отверстие 726 в нем, которое может проходить от расширяющегося торца 728 к входному отверстию 730. Входное отверстие 730 может иметь размеры, позволяющие вместить палец 722 и образовать вместе с ним уплотнение. Хотя это и не показано, обратный клапан 704 может включать одно или более уплотнений любого приемлемого типа, таких как деформационные уплотнения, уплотнительные кольца и т.д., для того чтобы содействовать формированию герметичного для флюида уплотнения между плунжером 718 и седлом клапана 721. Расширяющийся торец 728 может иметь размеры, позволяющие вместить в нем дроссель 724. Дроссель 724 может иметь коническую форму, так что по мере перемещения плунжера 718 вдоль дросселя 724, дроссель 724 перекрывает все большую часть сквозного отверстия 726. Расширяющийся торец 728 может иметь размеры, позволяющие разместить в нем определенный конический дроссель 724 без существенного уменьшения зоны пути движения флюида относительно оставшейся части 729 сквозного отверстия 726 и поэтому без существенного ускорения потока флюида в торце 728 вокруг дросселя 724. Однако, по мере вмещения дросселя 724 в сквозное отверстие 726, незакрытая зона пути движения флюида в торце 728 может уменьшаться, блокируя таким образом поток.
[42] В процессе работы смещающий элемент 720 обеспечивает положение по умолчанию для плунжера 718, толкая плунжер 718 в направлении пальца 722 в уплотненное соединение с ним. Соответственно, если давление в выпусках 712, 714 больше, равно или пренебрежительно меньше, чем давление во впусках 706, 708, плунжер 708 остается в уплотнении с седлом 721 клапана. Таким образом, обратный клапан 704 предотвращает обратный поток от выпусков 712, 714 на впуски 706, 708.
[43] По мере того как давление на впусках 706, 708 возрастает относительно давления на выпусках 712, 714, усилие, возникающее за счет такого положительного перепада давления, может преодолеть смещающее усилие, приложенное за счет смещающего элемента 720 и давления в выпусках 712, 714. Соответственно, когда достигается заранее установленный уровень давления на впусках 706, 708, плунжер 708 может быть выдвинут из седла клапана 721, таким образом, что палец 722 уже не уплотняет сквозное отверстие 726. Затем флюид может перемещать плунжер 718 через сквозное отверстие 726 и поступать на выпуски 712, 714. При относительно низких положительных перепадах давления смещающий элемент 720 может остановить перемещение плунжера 718. Таким образом, дроссель 724 может избежать существенного заглушения потока в условиях настолько низкого положительного перепада давления, что заглушение может оказаться нежелательным. Однако, по мере нарастания положительного перепада давления сверх заранее установленного уровня давления, плунжер 714 может переместиться ближе к выпускам 712, 714, обеспечивая, таким образом, вмещение большей части дросселя 724 в торце 728 сквозного отверстия 726. Соответственно, зона пути движения потока, выходящего через сквозное отверстие 726, может уменьшиться, заглушая, таким образом, поток и обеспечивая относительно постоянную массовую скорость потока несмотря на возросший перепад давления.
[44] Выше были определены различные термины. В той мере, в которой термин, используемый в заявке на изобретение, не определен выше, ему должно быть дано самое широкое определение, какое только специалисты в рассматриваемой области техники дают этому термину как упоминаемому по меньшей мере в одной печатной публикации или в одном выданном патенте. Более того, все патенты, испытательные процедуры и другие документы, упоминаемые в этой заявке, полностью включены сюда посредством ссылки в том объеме, в котором такое раскрытие не является несовместимым с настоящей заявкой на изобретение и для всех юрисдикций, в которых такое включение посредством ссылки является допустимым.
[45] Хотя упомянутое выше относится к вариантам воплощения настоящего изобретения, все прочие и дополнительные варианты воплощения изобретения могут быть разработаны в объеме изобретения, определяемого приведенной ниже формулой изобретения.
Claims (22)
1. Устройство для заканчивания ствола скважины, содержащее трубчатый корпус, образующий внутренний канал, один или более инжекционных регуляторов притока, содержащих один или более первых обратных клапанов, дросселей или их сочетание в гидравлической связи с внутренним каналом, причем каждый первый обратный клапан или дроссель приспособлен для прохождения флюида через него из внутреннего канала в область ствола скважины и по существу блокировки обратного потока флюида через него, и один или более эксплуатационных регуляторов притока, содержащих один или более вторых обратных клапанов, дросселей или их сочетание, соединенных с трубчатым корпусом, причем каждый второй обратный клапан, дроссель или их сочетание приспособлен для прохождения флюида через него из ствола скважины во внутренний канал и по существу блокировки обратного потока флюида через него.
2. Устройство по п.1, дополнительно содержащее клапан регулирования потока, соединенный с трубчатым корпусом и находящийся в гидравлической связи с, по меньшей мере, одним или более инжекционных регуляторов притока, по меньшей мере одним или более эксплуатационных регуляторов притока и с внутренним каналом.
3. Устройство по п.2, в котором клапан регулирования потока способен приводиться в действие без внешнего вмешательства посредством гидравлического сигнала, пневматического сигнала, волоконно-оптического сигнала, электрического сигнала, беспроводной телеметрии или посредством перемещающего инструмента или устройства приведения в действие, спускаемого на тросе для работы в скважине, на каротажном кабеле, гибкой трубе или трубе или их сочетании.
4. Устройство по п.2, в котором трубчатый корпус содержит основание и наружный корпус, расположенный, по меньшей мере частично, вокруг основания и образующий вторичный путь потока флюида между ними, при этом клапан регулирования потока соединен с основанием и приспособлен для обеспечения перемещения флюида через него в открытой конфигурации и для предотвращения перемещения флюида через него в закрытой конфигурации, и один или более инжекционных и эксплуатационных регуляторов притока соединены и приспособлены для обеспечения перемещения флюида через наружный корпус.
5. Устройство по п.4, в котором клапан регулирования потока содержит: втулку, закрывающую отверстие, обеспечивающее перемещение флюида через основание, когда клапан регулирования потока находится в закрытом положении, и, по меньшей мере, частично открывающую отверстие, когда клапан регулирования потока находится в открытом положении, и седло шара или стержня, соединенное с втулкой и способное принимать шарик или стержень для перемещения втулки с целью, по меньшей мере, частичного открывания отверстия.
6. Устройство по п.1, дополнительно содержащее множество набухающих суживающихся средств, выступающих наружу в радиальном направлении из трубчатого корпуса, причем каждый из первого и второго обратного клапана расположен в осевом направлении между двумя множествами суживающихся средств.
7. Устройство по п.1, в котором, по меньшей мере, один из первого и второго обратных клапанов включает кожух, впуск, выпуск, плунжер, расположенный в кожухе и способный блокировать впуск, и пружину, смещающую плунжер в направлении впуска, при этом плунжер способен перемещаться в ответ на положительный перепад давления для обеспечения прохода флюида от впуска к выпуску.
8. Устройство по п.1, в котором, по меньшей мере, один из первого и второго обратных клапанов включает штуцер для регулирования массового расхода через впуск, выпуск или оба из них.
9. Устройство по п.1, в котором, по меньшей мере, один или более эксплуатационных и инжекционных регуляторов притока включает изменяемый штуцер, приспособленный для ограничения потока при превышении заранее установленного перепада давления с целью обеспечения, в общем, постоянной массовой скорости потока через его впуск.
10. Система заканчивания скважины для ствола скважины, содержащая один или более дистальных участков заканчивания скважины, включающих один или более инжекционных регуляторов притока, обеспечивающих прохождение флюида из внутренней части одного или более дистальных участков заканчивания скважины в область снаружи одного или более дистальных участков заканчивания скважины и предотвращение обратного потока через них, и один или более эксплуатационных регуляторов притока, обеспечивающих прохождение флюида из области, расположенной снаружи относительно одного или более дистальных участков заканчивания скважины, внутрь одного или более дистальных участков заканчивания скважины и предотвращения обратного потока флюида через него, и проксимальный участок заканчивания скважины, соединенный с, по меньшей мере, одним или более дистальных участков заканчивания скважины.
11. Система по п.10, в которой проксимальный участок заканчивания скважины приспособлен для сцепления и соединения с, по меньшей мере, одним или более дистальных участков заканчивания скважины после спуска в ствол скважины.
12. Система по п.10, в которой, по меньшей мере, один или более дистальных участков заканчивания скважины содержит клапан регулирования потока, включающий отверстие и вентильный элемент для закрытия отверстия, когда клапан регулирования потока закрыт, и, по меньшей мере, частичного открытия отверстия, когда клапан регулирования потока открыт.
13. Система по п.12, в которой клапан регулирования потока дополнительно содержит седло шарика или стержня, соединенное с вентильным элементом и способное принимать шарик или стержень для смещения вентильного элемента и открытия клапана регулирования потока.
14. Система по п.13, которая содержит множество дистальных участков заканчивания скважины, каждый из которых содержит один или более клапанов регулирования потока, содержащих седло шарика, причем седла шариков имеют постепенно уменьшающиеся размеры в направлении к дистальному концу системы заканчивания скважины.
15. Система по п.12, в которой каждый из эксплуатационных и инжекционных регуляторов притока содержит один или более однопутевых обратных клапанов, гидравлически связанных с внутренним каналом одного или более дистальных участков заканчивания скважины, когда клапан регулирования потока открыт.
16. Система по п.10, в которой проксимальный участок заканчивания скважины содержит клапан регулирования потока, инжекционный регулятор притока, обеспечивающий односторонний поток проксимального участка заканчивания скважины в наружную относительно проксимального участка область заканчивания скважины, и эксплуатационный регулятор, обеспечивающий односторонний поток из наружной относительно проксимального участка области заканчивания скважины внутрь проксимального участка заканчивания скважины.
17. Способ для заканчивания ствола скважины, содержащий следующие стадии: спуск одного или более дистальных участков заканчивания скважины в ствол скважины, причем один или более дистальных участков заканчивания скважины включает один или более инжекционных регуляторов притока, обеспечивающих прохождение флюида из внутренней части одного или более дистальных участков заканчивания скважины в область снаружи одного или более дистальных участков заканчивания скважины и предотвращение обратного потока через них, и один или более эксплуатационных регуляторов притока, обеспечивающих прохождение флюида из области, расположенной снаружи относительно одного или более дистальных участков заканчивания скважины, внутрь одного или более дистальных участков заканчивания скважины и предотвращения обратного потока флюида через него; спуск проксимального участка заканчивания скважины в ствол скважины с использованием насосно-компрессорной колонны после спуска одного или более дистальных участков заканчивания скважины; и соединение дистального конца насосно-компрессорной колонны с одним или более дистальных участков заканчивания скважины в стволе скважины.
18. Способ по п.17, дополнительно содержащий осуществление одной или более инжекционных операций и одной или более эксплуатационных операций без извлечения дистальных участков заканчивания скважины.
19. Способ по п.17, дополнительно содержащий следующие стадии: приведение в действие клапана регулирования потока одного или более дистальных участков заканчивания скважины для открытия клапана регулирования потока; инжектирование флюида в ствол скважины через клапан регулирования потока и через один или более инжекционных регуляторов притока, каждый из которых включает, по меньшей мере, один обратный клапан и соединен с одним или более дистальных участков заканчивания скважины; и добыча флюида из ствола скважины через один или более эксплуатационных клапанов регулирования потока, каждый из которых включает обратный клапан и соединен с одним или более дистальных участков заканчивания скважины.
20. Способ по п.19, дополнительно содержащий приведение в действие последовательности клапанов регулирования потока в одном или более дистальных участков заканчивания скважины путем сбрасывания через насосно-компрессорную колонну шариков или стержней постепенно уменьшающегося размера.
21. Способ по п.19, дополнительно содержащий приведение в действие последовательности клапанов регулирования потока в одном или более дистальных или проксимальных участков заканчивания скважины путем сбрасывания через насосно-компрессорную колонну шариков или стержней одного размера.
22. Способ по п.19, дополнительно содержащий приведение в действие последовательности клапанов регулирования потока в одном или более дистальных или проксимальных участков заканчивания скважины путем включения устройства приведения в действие клапана регулирования потока, спускаемого на тросе для работы в скважине, каротажном кабеле, гибкой трубе или трубе.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US34853110P | 2010-05-26 | 2010-05-26 | |
| US61/348,531 | 2010-05-26 | ||
| PCT/US2011/037888 WO2011150048A2 (en) | 2010-05-26 | 2011-05-25 | Intelligent completion system for extended reach drilling wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012156859A RU2012156859A (ru) | 2014-07-10 |
| RU2530810C2 true RU2530810C2 (ru) | 2014-10-10 |
Family
ID=45004754
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012156859/03A RU2530810C2 (ru) | 2010-05-26 | 2011-05-25 | Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8657015B2 (ru) |
| EP (1) | EP2561178B1 (ru) |
| RU (1) | RU2530810C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011150048A2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2773879C1 (ru) * | 2019-09-19 | 2022-06-14 | Петрочайна Компани Лимитед | Скважинное дроссельное устройство на основе беспроводного управления |
| US11946349B2 (en) | 2019-09-19 | 2024-04-02 | Petrochina Company Limited | Downhole throttling device based on wireless control |
Families Citing this family (39)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8408314B2 (en) * | 2009-10-06 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
| US8985207B2 (en) | 2010-06-14 | 2015-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for use with an inflow control device |
| US20190242224A1 (en) * | 2010-12-20 | 2019-08-08 | Stuart R. Keller | Systems and Methods For Stimulating A Subterranean Formation |
| BR112014008916A2 (pt) * | 2011-10-14 | 2017-05-09 | Halliburton Energy Services Inc | conjunto de peneira de poço para instalação em um furo de poço subterrâneo, e, método |
| WO2013089898A2 (en) * | 2011-12-13 | 2013-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Completing a well in a reservoir |
| US9016388B2 (en) * | 2012-02-03 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment |
| US8981957B2 (en) * | 2012-02-13 | 2015-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for remotely controlling downhole tools using untethered mobile devices |
| EP2864586A4 (en) * | 2012-06-26 | 2016-03-09 | Halliburton Energy Services Inc | FLUID FLOW CONTROL USING CHANNELS |
| US10030513B2 (en) | 2012-09-19 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip multi-zone drill stem test system |
| US10221655B2 (en) * | 2012-11-15 | 2019-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore flow-control assemblies for hydrocarbon wells, and systems and methods including the same |
| WO2014082054A1 (en) * | 2012-11-26 | 2014-05-30 | Schlumberger Canada Limited | Stimulation and production completion system |
| US10233724B2 (en) * | 2012-12-19 | 2019-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole valve utilizing degradable material |
| GB201301346D0 (en) * | 2013-01-25 | 2013-03-13 | Maersk Olie & Gas | Well completion |
| WO2014123540A1 (en) | 2013-02-08 | 2014-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activatable valve assembly |
| US9587487B2 (en) | 2013-03-12 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
| US9512702B2 (en) | 2013-07-31 | 2016-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control system and methodology |
| US9404340B2 (en) * | 2013-11-07 | 2016-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Frac sleeve system and method for non-sequential downhole operations |
| GB2535371B (en) * | 2013-12-03 | 2018-04-11 | Halliburton Energy Services Inc | Locking mechanism for downhole positioning of sleeves |
| US9790767B2 (en) | 2014-02-25 | 2017-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | System for multi-zone well test/production and method of use |
| RU2594235C2 (ru) * | 2014-08-26 | 2016-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа |
| RU2661962C1 (ru) * | 2014-09-23 | 2018-07-23 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Телеметрическая система, работающая в реальном времени, применяемая при строительстве скважины |
| CN104500057A (zh) * | 2014-12-03 | 2015-04-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水平井产液剖面的测试方法 |
| US20170107791A1 (en) * | 2015-10-16 | 2017-04-20 | Baker Hughes Incorporated | A flow control and injection arrangement and method |
| US11286748B2 (en) * | 2016-11-15 | 2022-03-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Pump-through standing valves, wells including the pump-through standing valves, and methods of deploying a downhole device |
| US11773690B2 (en) * | 2017-11-15 | 2023-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Combined valve system and methodology |
| US10669810B2 (en) | 2018-06-11 | 2020-06-02 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling water inflow in a wellbore |
| NO345065B1 (en) * | 2018-11-13 | 2020-09-14 | Flowpro Control As | A device and method for flow control for use in a tubular pipe in an oil and gas well. |
| BR112021012590A2 (pt) * | 2019-03-14 | 2021-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dispositivo de controle de fluxo, método para controlar operações de furo de poço, e, ambiente de furo de poço |
| US11098558B2 (en) * | 2019-05-29 | 2021-08-24 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Injection valve arrangement with switched bypass and method |
| RU2737043C1 (ru) * | 2019-05-31 | 2020-11-24 | Петр Вадимович Пятибратов | Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения |
| US12104461B2 (en) * | 2019-12-20 | 2024-10-01 | Ncs Multistage, Inc. | Asynchronous frac-to-frac operations for hydrocarbon recovery and valve systems |
| CA3104722A1 (en) * | 2020-01-10 | 2021-07-10 | 8Sigma Energy Services Incorporated | Downhole flow communication apparatuses |
| US11261674B2 (en) | 2020-01-29 | 2022-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion systems and methods to perform completion operations |
| US11333002B2 (en) * | 2020-01-29 | 2022-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion systems and methods to perform completion operations |
| WO2021203137A1 (en) * | 2020-03-31 | 2021-10-07 | Fu Xuebing | Systems for inter-fracture flooding of wellbores and methods of using the same |
| CA3189517A1 (en) | 2020-12-22 | 2022-06-30 | Ibrahim EL MALLAWANY | Density constant flow device with flexible tube |
| WO2022139823A1 (en) * | 2020-12-22 | 2022-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Density constant flow device using a changing overlap distance |
| WO2023108064A1 (en) * | 2021-12-08 | 2023-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless electrical lower completion deployment |
| WO2024161181A1 (en) * | 2023-02-01 | 2024-08-08 | Abu Dhabi National Oil Company | Adjustable inflow control device |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2068943C1 (ru) * | 1992-02-21 | 1996-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ заканчивания скважины |
| RU2069258C1 (ru) * | 1990-12-14 | 1996-11-20 | Маратон Ойл Компани | Скважина для добычи или нагнетания текучей среды и способ предупреждения разуплотнения или перемещения уплотненного гравия в скважине |
| EA004466B1 (ru) * | 2001-02-19 | 2004-04-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ регулирования потока текучей среды в нефтедобывающую и/или газодобывающую скважину |
| RU2307920C1 (ru) * | 2004-12-23 | 2007-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Установка и способ заканчивания подземных скважин |
| RU2372476C1 (ru) * | 2008-04-29 | 2009-11-10 | Олег Марсович Гарипов | Съемный двухсторонний регулятор гарипова |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6357525B1 (en) * | 1999-04-22 | 2002-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing a well |
| US6786285B2 (en) | 2001-06-12 | 2004-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control regulation method and apparatus |
| US7228898B2 (en) * | 2003-10-07 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack completion with fluid loss control fiber optic wet connect |
| US7240739B2 (en) * | 2004-08-04 | 2007-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well fluid control |
| US7735555B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| US7900705B2 (en) * | 2007-03-13 | 2011-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control assembly having a fixed flow control device and an adjustable flow control device |
| US8037940B2 (en) * | 2007-09-07 | 2011-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method of completing a well using a retrievable inflow control device |
| US7849925B2 (en) | 2007-09-17 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing water injector wells |
| AU2008305337B2 (en) | 2007-09-25 | 2014-11-13 | Schlumberger Technology B.V. | Flow control systems and methods |
| US7891432B2 (en) | 2008-02-26 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for setting one or more packers in a well bore |
| US8347968B2 (en) | 2009-01-14 | 2013-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip well completion system |
| US8408314B2 (en) * | 2009-10-06 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
| US8752629B2 (en) | 2010-02-12 | 2014-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous inflow control device and methods for using same |
-
2011
- 2011-05-25 EP EP11787316.6A patent/EP2561178B1/en active Active
- 2011-05-25 RU RU2012156859/03A patent/RU2530810C2/ru active
- 2011-05-25 WO PCT/US2011/037888 patent/WO2011150048A2/en active Application Filing
- 2011-05-25 US US13/115,436 patent/US8657015B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2014
- 2014-02-24 US US14/188,317 patent/US20140166302A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2069258C1 (ru) * | 1990-12-14 | 1996-11-20 | Маратон Ойл Компани | Скважина для добычи или нагнетания текучей среды и способ предупреждения разуплотнения или перемещения уплотненного гравия в скважине |
| RU2068943C1 (ru) * | 1992-02-21 | 1996-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ заканчивания скважины |
| EA004466B1 (ru) * | 2001-02-19 | 2004-04-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ регулирования потока текучей среды в нефтедобывающую и/или газодобывающую скважину |
| RU2307920C1 (ru) * | 2004-12-23 | 2007-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Установка и способ заканчивания подземных скважин |
| RU2372476C1 (ru) * | 2008-04-29 | 2009-11-10 | Олег Марсович Гарипов | Съемный двухсторонний регулятор гарипова |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2773879C1 (ru) * | 2019-09-19 | 2022-06-14 | Петрочайна Компани Лимитед | Скважинное дроссельное устройство на основе беспроводного управления |
| US11946349B2 (en) | 2019-09-19 | 2024-04-02 | Petrochina Company Limited | Downhole throttling device based on wireless control |
| RU2807321C1 (ru) * | 2023-06-15 | 2023-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Клапан устьевой для сброса давления |
| RU2818886C1 (ru) * | 2023-08-10 | 2024-05-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ заканчивания скважины в осложнённых условиях и устройство для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011150048A3 (en) | 2012-02-09 |
| WO2011150048A2 (en) | 2011-12-01 |
| US20140166302A1 (en) | 2014-06-19 |
| EP2561178A2 (en) | 2013-02-27 |
| RU2012156859A (ru) | 2014-07-10 |
| EP2561178A4 (en) | 2018-04-18 |
| US20110297393A1 (en) | 2011-12-08 |
| US8657015B2 (en) | 2014-02-25 |
| EP2561178B1 (en) | 2019-08-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2530810C2 (ru) | Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали | |
| CA2760107C (en) | Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment | |
| CA2997105C (en) | Apparatus, systems and methods for multi-stage stimulation | |
| US8540019B2 (en) | Fracturing system and method | |
| US7025146B2 (en) | Alternative packer setting method | |
| RU2759114C1 (ru) | Система и способ многоступенчатой стимуляции скважин | |
| US9664015B2 (en) | Fracturing system and method | |
| EP2748419B1 (en) | Flow activated circulating valve | |
| CN106481309B (zh) | 液压延时趾阀系统及方法 | |
| EP3030744B1 (en) | System for actuating downhole packers | |
| US20150369040A1 (en) | Hydraulic Delay Toe Valve System and Method | |
| US20170107790A1 (en) | Casing mounted metering device | |
| US20150369011A1 (en) | Hydraulic Delay Toe Valve System and Method | |
| CA2939576A1 (en) | Hydraulic delay toe valve system and method | |
| CN114645687B (zh) | 一种复合坐封方式的防喷器 | |
| RU2550709C2 (ru) | Гидравлический зондовый перфоратор | |
| CN114439446A (zh) | 一种裸眼井防砂滑套 | |
| WO2014168485A1 (en) | An arrangement and a method for removing debris in a well | |
| CA2846755A1 (en) | Fracturing system and method | |
| CA2774319A1 (en) | Assembly for actuating a downhole tool |