RU2597231C1 - Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта - Google Patents

Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2597231C1
RU2597231C1 RU2015123021/03A RU2015123021A RU2597231C1 RU 2597231 C1 RU2597231 C1 RU 2597231C1 RU 2015123021/03 A RU2015123021/03 A RU 2015123021/03A RU 2015123021 A RU2015123021 A RU 2015123021A RU 2597231 C1 RU2597231 C1 RU 2597231C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
valve
hydraulic fracturing
tool
valve seat
ball
Prior art date
Application number
RU2015123021/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Джон ХЬЮЗ
Райан Д. РАСМУССЕН
Джеймс У. ШМИДТ
Original Assignee
Ресорс Комплишн Системз Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=50263165&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2597231(C1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Ресорс Комплишн Системз Инк. filed Critical Ресорс Комплишн Системз Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2597231C1 publication Critical patent/RU2597231C1/ru

Links

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
    • E21B34/102—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position
    • E21B34/103—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position with a shear pin
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/128—Packers; Plugs with a member expanded radially by axial pressure
    • E21B33/1285—Packers; Plugs with a member expanded radially by axial pressure by fluid pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
    • E21B33/1216—Anti-extrusion means, e.g. means to prevent cold flow of rubber packing
    • 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
    • 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

  • 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)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Piles And Underground Anchors (AREA)
  • Check Valves (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Lift Valve (AREA)

Abstract

Согласно одному из аспектов осуществления предлагаемого изобретения предложен клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта, содержащий один или большее количество портов, муфту, выполненную с возможностью принимать закрытое положение, в котором она исключает возможность протекания флюида через упомянутые один или большее количество портов, и открытое положение, в котором она обеспечивает возможность протекания флюида через упомянутые один или большее количество портов. При этом муфта выполнена с возможностью перехода из закрытого положения в открытое и обратно, и клапанное седло, принимающее шар и разъемно соединенное с упомянутой муфтой. Переход муфты из закрытого положения в открытое обусловлено попаданием шара в упомянутое клапанное седло. Согласно другому аспекту осуществления предлагаемого изобретения раскрывается клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта, содержащий клапанное седло для принятия шара, которое разъемным образом установлено внутри клапанного инструмента. Упомянутое клапанное седло имеет вмещающий профиль, обеспечивающий принятие шара. При этом упомянутый вмещающий профиль по радиусу кривизны согласован с шаром для обеспечения недеформирующего охватывания им этого шара. Технический результат заключается в повышении эффективности клапанного инструмента. 18 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Область техники, к которой относится предлагаемое изобретение
Предлагаемое изобретение относится к устройствам для многосекционного, т.е. многоступенчатого, изолирования горизонтального ствола скважины и для гидравлического разрыва пласта.
Предпосылки создания предлагаемого изобретения
Серьезной проблемой нефтегазовой отрасли является обеспечение доступа к содержащимся в геологической формации углеводородам, когда они не вытекают из формации с легкостью. В таких случаях необходима обработка или стимулирование формации, заключающееся в гидравлическом разрыве пласта с обеспечением возможности прохождения углеводородов к буровой скважине, откуда они могут быть доставлены на поверхность для использования.
Гидравлический разрыв пласта с помощью горизонтальных скважин традиционно связан с закачиванием в формацию продавочного флюида через закрепленную обсадными трубами (обсаженную) или не закрепленную обсадными трубами (необсаженную) секцию скважины с целью гидравлического разрыва пласта и извлечения из него углеводородов.
Во многих случаях представляется желательным такое решение, при котором гидравлический разрыв нескольких секций формации осуществляется одновременно или одна за другой. Колонна труб для гидравлического разрыва нескольких секций формации обычно оснащена одним или большим количеством инструментальных наборов для гидравлического разрыва пласта, отделенных друг от друга с помощью гидравлических манжет (пакеров).
В некоторых обстоятельствах системы гидравлического разрыва пласта разворачивают в обсаженных секциях ствола скважины, и в таких случаях обсадные трубы снабжены отверстиями (перфорированы), чтобы обеспечить проникновение продавочного флюида в формацию через инструмент гидравлического разрыва пласта и отверстия в цементированной обсадной трубе. В других случаях гидравлический разрыв пласта выполняют через необсаженные секции скважины.
В случае многостадийного разрыва пласта большое число клапанных инструментов для гидравлического разрыва пласта приводят в действие в определенной последовательности, начиная обычно с носкового конца скважины, постепенно продвигаясь по направлению к ее пяточному концу. Важное значение имеет приведение в действие клапанных инструментов для гидравлического разрыва пласта в требуемом порядке, и чтобы они не приходили в открытое состояние раньше, чем требуется. Важно также, чтобы, будучи приведены в открытое состояние, клапанные инструменты для гидравлического разрыва пласта не закрывались, пока не потребуется привести их в закрытое состояние.
В данной отрасли разработано много технологий гидравлического разрыва пласта. Известны, например, средства гидравлического разрыва пласта, в которых используется шар, спускаемый в скважину и попадающий в клапанное седло, блокируя протекание флюида через центральный ствол, вызывая нарастание давления флюида, который принуждается к истечению через множественные форсунки, расположенные по периферии вокруг хвостовика.
Известны также и другие клапанные инструменты для гидравлического разрыва пласта, которые предназначены для использования с колонной гибких насосно-компрессорных труб, в которых шар запускают для блокирования протекания флюида по хвостовику через стреляющие головки с гидравлическим приводом в муфте гидравлического разрыва пласта. В некоторых решениях предусматривается использование в скважине пакеров с седлом для шара и шаром, так что флюид перенаправляется к портам гидравлического разрыва пласта на оснастке. В других решениях предусматривается использование шаров разных размеров для управления гидродинамическим давлением в скважине.
Тем не менее, в отрасли существует потребность в клапанных инструментах для гидравлического разрыва пласта, которые были бы просты в конструкции, не велики по размерам и эффективны при многостадийном гидравлическом разрыве пласта.
Краткое описание предлагаемого изобретения
Согласно одному аспекту осуществления предлагаемого изобретения предусматривается создание клапанного инструмента для гидравлического разрыва пласта, содержащего один или большее количество портов (каналов), муфту, выполненную с возможностью перемещения между закрытым положением, в котором она исключает возможность протекания флюида через упомянутые порты, и открытым положением, в котором она обеспечивает возможность протекания флюида через упомянутые порты, и клапанное седло, принимающее шар, которое разъемно соединено с упомянутой муфтой, при этом перемещение седла и муфты из закрытого положения в открытое обусловлено попаданием шара в упомянутое клапанное седло.
Согласно другому аспекту осуществления предлагаемого изобретения предусматривается создание клапанного инструмента для гидравлического разрыва пласта, содержащего клапанное седло для принятия шара, которое разъемным образом установлено внутри упомянутого инструмента, причем упомянутое клапанное седло имеет вмещающий профиль, обеспечивающий принятие шара и согласованный по радиусу кривизны с шаром для обеспечения недеформирующего охватывания им этого шара.
Краткое описание прилагаемых графических материалов
На фиг. 1 схематично показана горизонтальная скважина, оснащенная инструментами согласно предлагаемому изобретению.
На фиг. 2 в разрезе показан клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта согласно одному варианту осуществления предлагаемого изобретения, находящийся в закрытом состоянии.
На фиг. 3 в разрезе показан клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта согласно одному варианту осуществления предлагаемого изобретения, находящийся в открытом состоянии.
На фиг. 4 в разрезе показан клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта согласно одному варианту осуществления предлагаемого изобретения, находящийся в открытом состоянии, при этом клапанное седло высверлено.
На фиг. 5 в разрезе показан клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта согласно одному варианту осуществления предлагаемого изобретения, находящийся в закрытом состоянии, при этом клапанное седло высверлено.
На фиг. 6 в разрезе на виде спереди показана арматура проверки качества, используемая с клапанным инструментом для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого изобретения
Предложен клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта, представляющий собой усовершенствование использующих шары многосекционных горизонтальных инструментов для гидравлического разрыва пласта, обеспечивающих повышение безопасности при установке, уменьшение времени бурения и повышенную надежность при операциях гидравлического разрыва пласта в горизонтальной части ствола скважины.
При сочетании малого наружного диаметра и малой длины предлагаемый клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта позволяет обойтись без переходных резьбовых патрубков (переходников), способствуя, тем самым, уменьшению жесткости хвостовика. Эти характеристики инструмента обеспечивают повышение гибкости и уменьшение наружного диаметра бурового снаряда, который будет легче разворачивать в скважине.
Предлагаемые клапанные инструменты для гидравлического разрыва пласта могут быть подняты рукой и вручную навинчены на хвостовик, который обычно удерживается захватом на буровой площадке, после чего на клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта может быть опущена верхняя секция хвостовика, которая обычно удерживается с помощью подъемника или подобного приспособления, и выполненный как одно целое корпус клапанного инструмента для гидравлического разрыва пласта обеспечивает возможность приложения крутящего момента от упомянутой верхней секции хвостовика через клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта к хвостовику для создания колонны хвостовика.
Предлагаемый клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта вместе со связанными с ним инструментами могут быть установлены вдоль хвостовика и развернуты в необсаженную секцию ствола скважины. Предлагаемые клапанные инструменты для гидравлического разрыва пласта обеспечивают средство стимулирования секции пласта с целью осуществления гидравлического разрыва этого пласта и обеспечения истечения флюидов пласта. Малая длина клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта позволяет обходиться без переходных резьбовых патрубков (переходников) на обоих концах. Меньший наружный диаметр и малая длина клапанного инструмента для гидравлического разрыва пласта способствуют повышению гибкости хвостовика, дополнительно способствуя его развертыванию в стволе скважины. Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого изобретения, клапанный инструмент 400 для гидравлического разрыва пласта обходится без традиционного резьбового соединения между верхней частью этого инструмента и его шкивом. Вместо этого конец трубы с муфтой и шкив выполнены заодно, и внутри шкива используется установочный инструмент для введения клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта. Использование специального установочного инструмента позволяет обойтись без резьбового соединения, обеспечивая, тем самым, уменьшение длины клапанного инструмента для гидравлического разрыва пласта.
Как можно видеть на фиг. 1, согласно одному из предпочтительных способов развертывания, клапанные инструменты для гидравлического разрыва пласта могут быть развернуты на колонне напорно-компрессорных труб, дополнительно оснащенной башмаком обсадной колонны с обратным клапаном, или направляющим башмаком 50 на носке хвостовика, активационным инструментом 100 на предварительно заданном расстоянии от упомянутого направляющего башмака 50, клапанным инструментом 200 для гидравлического разрыва первой секции пласта, после которого следует серия чередующихся пакеров 300 для необсаженной секции ствола скважины и клапанных инструментов 400 для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению - до конечного пакера 500 для обсаженной секции ствола скважины. Специалисту соответствующего профиля должно быть понятно, что на фиг. 1 представлен только один пример колонны инструментов для гидравлического разрыва пласта, и что относительно показанной колонны без выхода за пределы предлагаемого изобретения возможны добавления, изъятия и перестановки инструментов и компонентов колонны.
Клапанный инструмент 400 для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению расположен в хвостовике между двумя пакерами 300 для необсаженной секции ствола скважины и изображен на фиг. 2, фиг. 3, фиг. 4, фиг. 5 и фиг. 6. Клапанный инструмент 400 для гидравлического разрыва пласта содержит полый шпиндель 420, который в предпочтительном варианте осуществления является полнопроходным, и его внутренний диаметр согласован с внутренним диаметром хвостовика. По периферии вокруг упомянутого шпинделя 420 выполнен один или большее количество портов 410, обеспечивающих флюидное сообщение между внутренним пространством хвостовика и необсаженной секцией ствола скважины. Шпиндель 420 снабжен находящейся внутри него муфтой 408, которая соединена со шпинделем посредством одного или большего количества срезных винтов 406. Когда клапанный инструмент находится в закрытом состоянии, муфта 408 блокирует протекание флюида через упомянутые порты 410. Внутри муфты 408 расположено клапанное седло 404, выполненное с возможностью принятия шара 402, запускаемого в хвостовик с буровой площадки и перемещаемого к упомянутому клапанному седлу 404 под действием давления флюида, создаваемого насосом.
Представляется предпочтительным такое решение, при котором клапанный инструмент 400 для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению сбалансирован по давлению путем уплотнения с помощью О-образных уплотнительных колец, установленных по обе стороны упомянутых портов, так что исключен риск сдвига муфты 408 с переводом клапанного инструмента в открытое состояние, пока шар 402 находится на клапанном седле 404. После того как шар 402 занял свое место на клапанном седле 404, давление в хвостовике развивает силу, под действием которой происходит срезание упомянутых срезных винтов 406, обеспечивая для клапанного седла и муфты 408 возможность сдвига, в результате чего открывается сообщение с портами 410.
Представляется предпочтительным такое решение, при котором для предотвращения эрозии, которая может быть вызвана прокачиваемым через клапанное седло 404 расклинивающим агентом, клапанное седло 404 клапанного инструмента для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению, имеет упрочненную поверхность. Клапанные седла 404 изготовлены из материала, выдерживающего напряжения, порождаемые столкновением с попадающим в седло шаром 402, а также напряжения, имеющие место при нахождении шара в седле при большой разности давлений, когда седло обеспечивает для шара надлежащую опору; противостоянию упомянутым напряжениям способствует также геометрическая форма клапанного седла 404. В качестве материалов, подходящих для изготовления клапанного седла 404, могут использоваться большинство литейных чугунов, в том числе серый литейный чугун класса 40 и серый литейный чугун класса 50, хотя специалистам соответствующего профиля известны и другие подходящие материалы, которые охватываются объемом предлагаемого изобретения. Наиболее предпочтительным представляется решение, предусматривающее упрочнение поверхности клапанного седла путем обработки жидким азотом до достижения твердости по шкале Роквелла С в пределах от HRC 50 до HRC 55.
Представляется предпочтительным такое решение, при котором клапанное седло 404 клапанного инструмента для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению имеет вмещающий профиль 416, выполненный с возможностью принятия и частичного охвата шара 402 в клапанном седле, гарантируя, что шар 402 не сойдет со своего места непроизвольно, прежде чем это потребуется. Обеспечивающим преимущество представляется такое решение, при котором радиус вмещающего профиля 416 обеспечивает охватывание шара 402 без его деформирования. Предлагаемый вмещающий профиль не требует высокого давления для подъема шара 402 с клапанного седла 404, для этого достаточно давления в пласте по завершении гидравлического разрыва пласта. Это становится возможным благодаря тому, что вмещающий профиль 416 предпочтительно выполняется согласующимся по радиусу с шаром 402, предотвращая деформирование шара 402 и его заклинивание в клапанном седле 404.
Представляется предпочтительным такое решение, при котором геометрические формы вмещающего профиля 416 и соответствующего шара 402 обеспечивают возможность использовать несколько разных отношений размеров шара 402 и клапанного седла 404 для разных применений хвостовика. Согласование геометрических форм вмещающего профиля 416 и шара 402 в данной конструкции обеспечивает возможность приспособить эту конструкцию для использования со многими размерами шара и клапанного седла, сократив, тем самым, линейку размеров клапанных седел 404, которые требуется производить. Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого изобретения, размеры и геометрическая форма вмещающего профиля 416 могут регулироваться относительно размера шара 402, который предназначен для использования с ним; это уменьшает возможные стягивающие напряжения, которые могут возникнуть в шаре 402, благодаря чему гарантируется оптимальное соотношение между надлежащей установкой шара и низким давлением его подъема.
В качестве шара 402, пригодного для использования с предлагаемым изобретением, может использоваться любой известный и используемый в этой области техники шар. Более предпочтительным представляется такое решение, при котором шар 402 выполнен из неэластомерного материала, который прочен, обладает коррозионной стойкостью по отношению к продавочным флюидам и скважинным флюидам и достаточной гибкостью. В качестве таких материалов в числе прочих могут использоваться фенольные смолы, композитные материалы или алюминий.
После использования предлагаемого клапанного инструмента клапанное седло 404 высверливают, в связи с чем представляется предпочтительным такое решение, при котором клапанное седло 404 изготовлено из минимального количества материала, тем самым минимизируется время, затрачиваемое на это высверливание. В частности, материал клапанного седла выбирается таким образом, чтобы в результате сверления он крошился, благодаря чему уменьшался бы риск образования крупных фрагментов, которые могли бы заблокировать просвет хвостовика.
На фиг. 4 изображено положение, когда клапанное седло 404 клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению высверлено по завершении гидравлического разрыва пласта. Геометрическая форма клапанного седла 404 и способ, используемый для прикрепления его к муфте 408, обеспечивают раздробление клапанного седла 404 на мелкие частицы в результате высверливания, благодаря чему исключается риск попадания крупных осколков на следующее клапанное седло 404, подлежащее высверливанию. Эти осколки увеличивали бы время, требуемое для высверливания последующих клапанных седел 404, подлежащих высверливанию, и могли бы при вращении размалываться на следующем клапанном седле 404. Как показано на фиг. 2 и фиг. 3, геометрический контур 422 предпочтительно принимает форму скважинного конца клапанного седла, имеющего увеличенный просвет, который остается незатронутым в процессе высверливания.
Представляется предпочтительным такое решение, при котором один или большее количество противовращательных выступов 414 внутри предлагаемого клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта способствуют высверливанию клапанного седла 404, удерживая его в закрепленном состоянии. Более предпочтительным представляется такое решение, при котором клапанное седло 404 навинчено на муфту 408 таким образом, что высверливание клапанного седла 404 вызывает затягивание резьбы, что дополнительно способствует удержанию клапанного седла 404 на месте на муфте 408. Наиболее предпочтительным представляется такое решение, при котором резьбы 418, выполненные на клапанном седле 404 и на муфте 408, являются левыми и, тем самым, затягивающимися при высверливании. После высверливания остается снабженный резьбой участок 424 седла, имеющий такой же просвет, что и упомянутый геометрический контур 422 с увеличенным просветом. Резьбовое соединение, т.е. резьбы 418 между клапанным седлом 404 и муфтой 408, обеспечивает возможность смены клапанного седла 404 любого клапанного инструмента 400, если в том возникает необходимость, например, в случае замеченного повреждения клапанного седла 404 или в случае, если на месте проведения работ понадобится для одного или большего количества клапанных инструментов 400 установить клапанное седло другого размера для шара другого размера.
Согласно еще одному предпочтительному варианту осуществления предлагаемого изобретения, который проиллюстрирован на фиг. 6, предусмотрена арматура контроля качества 700, назначение которой состоит в проверке пяти размерных характеристик каждого из предлагаемых клапанных инструментов 400 для гидравлического разрыва пласта с целью обеспечения правильного размещения каждого из этих клапанных инструментов в хвостовике. С помощью упомянутой арматуры контроля качества 700 проверяют размер ствола скважины при прохождении его сквозь клапанное седло 404, а также размер прохода, перегораживаемого шаром 402. Осуществляется проверка соосности обоих проходов для обеспечения надлежащего уплотнения при нахождении шара 402 на своем месте на клапанном седле. С помощью арматуры контроля качества 700 проверяют геометрическую форму вмещающего профиля 416, а также расстояние от клапанного седла 404 до верхушки клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта, чтобы обеспечить надлежащую сборку этого клапанного инструмента. Представляется предпочтительным такое решение, при котором арматура контроля качества 700 прикреплена к инструменту для установки клапанного седла (не показано), что способствует правильной установке клапанного седла 404 внутри клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта.
В некоторых случаях клапанное седло 404 предлагаемого клапанного инструмента может высверливаться до диаметра, соответствующего внутреннему диаметру хвостовика с возможностью перемещения. Диаметры, обеспечивающие возможность перемещения, установлены Американским нефтяным институтом API для каждого веса обсадной колонны. Объект с таким диаметром и с определенной длиной, как это определено Американским нефтяным институтом, должен проходить через трубу с соответствующим внутренним диаметром.
Хотя обычно для одной изолированной секции пласта используют один клапанный инструмент 400, не исключается возможность использования в любой изолированной секции пласта большего количества клапанных инструментов для гидравлического разрыва пласта. Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого изобретения, клапанный инструмент 400 для гидравлического разрыва пласта может быть выполнен с возможностью нахождения в закрытом состоянии. Закрытие клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта может осуществляться разными средствами. Согласно одному из вариантов осуществления предлагаемого изобретения, закрытие клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта осуществляется до высверливания клапанного седла; в этом случае используется толкающий инструмент, запускаемый в трубу для закрытия клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта. Согласно еще одному варианту осуществления предлагаемого изобретения, который проиллюстрирован на фиг. 5, закрытие клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта осуществляется после высверливания клапанного седла. Переведение одного или большего количества клапанных инструментов 400 для гидравлического разрыва пласта из открытого состояния в закрытое с помощью толкающего инструмента 412 другого типа.
Представляется предпочтительным такое решение, при котором общее проходное сечение через все порты 410 клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта больше, чем проходное сечение хвостовика.
Иногда, когда расклинивающий агент больше не может быть закачан в пласт, во время операции разрыва пласта случается выпадение расклинивающего агента из жидкости разрыва, и расклинивающий агент (обычно это песок) остается внутри хвостовика, препятствуя доставке в скважину следующего шара. В таких случаях по трубе проводят съемник (не показан), который попадает на клапанное седло 404. В таких случаях для приведения клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта в открытое состояние используют давление в области кольцеобразного сечения между внутренней поверхностью хвостовика и наружной поверхностью трубы.
В одном из примеров работы клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению хвостовик собран с направляющим башмаком 50, активационным инструментом 100, собственно хвостовиком, клапанным инструментом 200 для гидравлического разрыва первой секции пласта, после которого следует серия, состоящая из хвостовика, пакера 300 для необсаженной секции ствола скважины и клапанных инструментов 400 для гидравлического разрыва пласта согласно предлагаемому изобретению. Между упомянутым активационным инструментом 100 и клапанным инструментом 200 для гидравлического разрыва первой секции пласта факультативно может быть использован якорь для необсаженной секции ствола скважины для закрепления хвостовика в стволе скважины. В альтернативном варианте вместо упомянутого якоря для этой цели могут быть использованы центрирующие средства, стабилизирующие средства или другие подходящие средства, известные в данной области техники.
Представляется предпочтительным такое решение, при котором, например, на 4,5-дюймовом (11,43 см) хвостовике клапанные инструменты 400 для гидравлического разрыва пласта, разделенные пакерами 300 для необсаженной секции ствола скважины, используются в количестве до 40. В рабочей сборке клапанные седла 404 клапанных инструментов 400 последовательно увеличиваются в размере, обеспечивая прием шаров 402 все большего размера, при этом клапанное седло 404 наименьшего размера находится ближе всех к концу носка ствола скважины, а клапанное седло 404 наибольшего размера находится в конце пятки скважины. Пакер 500 для обсаженной секции ствола скважины присоединен к верхнему концу хвостовика. Для прикрепления пакера 500 для обсаженной секции ствола скважины к рабочей трубной колонне может быть использована уплотнительная втулка или другие средства, известные в данной отрасли техники.
Хвостовик вводят в подготовленный ствол скважины с помощью рабочей колонны или на колонне разрыва. На заданной глубине для остановки протекания флюида приводят в действие активационный инструмент 100. При этом величина давления в хвостовике нарастает от запускающего давления, при котором начинают устанавливаться и пакер 500 для обсаженной секции ствола скважины, и пакер 300 для необсаженной секции ствола скважины, до давления окончательной установки пакеров, при котором и пакер 500 для обсаженной секции ствола скважины, и пакер 300 для необсаженной секции ствола скважины установлены окончательно. Внутри обсаженной секции ствола скважины факультативно может быть проведено испытание давлением, чтобы убедиться, что пакер 500 для обсаженной секции ствола скважины установлен должным образом. Если хвостовик вводился на рабочей трубной колоне, то затем с пакера 500 для обсаженной секции ствола скважины может быть снята уплотнительная втулка или другое соединительное средство, после чего рабочую трубную колонну и уплотнительную втулку извлекают из скважины и разворачивают колонну гидравлического разрыва пласта и уплотнительную втулку. Если же хвостовик вводился на колонне гидравлического разрыва пласта, то никаких замен не делается.
К колонне гидравлического разрыва пласта прикладывается дополнительное давление. При заданной величине открывающего давления, которое выше, чем давление полной установки пакеров, клапанный инструмент 200 для гидравлического разрыва первой секции пласта переходит в открытое состояние, и в пласт закачивается продавливающий флюид, осуществляя разрыв пласта. Затем в разломы заканчивается расклинивающий агент. Затем в хвостовик запускается первый шар 402, размер которого соответствует размеру клапанного седла клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта, самого близкого к носку скважины. При этом клапанный инструмент 400 для гидравлического разрыва пласта приходит в действие, открывая, тем самым, порты 410, обеспечивая сообщение между внутренним пространством хвостовика и изолированной секцией пласта между двумя пакерами 300 для необсаженной секции ствола скважины, расположенными по обе стороны от конкретного клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта. Аналогично путем запуска последующих шаров 402 приводятся в действие последующие клапанные инструменты 400 для гидравлического разрыва пласта.
Продавочный флюид, перекачиваемый через порты клапанного инструмента 400 для гидравлического разрыва пласта, разрывает секцию пласта между используемыми для изоляции этой секции пласта пакерами 300 для необсаженной секции ствола скважины. По завершении разрыва этой секции пласта приводят в действие следующий клапанный инструмент 400 для гидравлического разрыва пласта, и процесс повторяется. Например, для 4,5-дюймового (11,43 см) хвостовика этот процесс может быть повторен до 40 раз. Для других размеров хвостовиков потребовалось бы другое количество клапанных инструментов 400 для гидравлического разрыва пласта и пакеров 300 для необсаженной секции ствола скважины. По завершении разрыва всех требовавшихся секций пласта обеспечивается возможность для истечения из скважины, и давление пласта действует для деактивации клапанных инструментов 400 для гидравлического разрыва пласта путем выдавливания шаров 402 из клапанных седел 404, в результате чего обеспечивается возможность затекания пластовой жидкости в хвостовик. После этого колонна разрыва пласта и соединительные средства могут быть извлечены из скважины.
При желании клапанные седла клапанных инструментов 400 для гидравлического разрыва пласта могут быть высверлены позже.
В приведенном выше описании предлагаемое изобретение было описано на конкретных вариантах его осуществления. Однако должно быть понятно, что без выхода за объем предлагаемого изобретения и без нарушения его духа в отношении этих вариантов возможны различные модификации и изменения.

Claims (19)

1. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта, содержащий
(а) один или более портов,
(б) муфту, выполненную с возможностью перемещения между закрытым положением, в котором она исключает возможность протекания флюида через упомянутые один или более портов, и открытым положением, в котором она обеспечивает возможность протекания флюида через упомянутые один или более портов, и
(в) клапанное седло для принятия шара, с возможностью разъема соединенное с упомянутой муфтой, являющееся высверливаемым клапанным седлом с упрочненной поверхностью и содержащее
вмещающий профиль для принятия шара, при этом упомянутый вмещающий профиль согласован по радиусу с шаром для обеспечения возможности принятия и неформирующего охватывания этого шара,
при этом перемещение седла и муфты из закрытого положения в открытое обусловлено попаданием шара в упомянутое клапанное седло.
2. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.1, в котором установленное с возможностью разъема клапанное седло является сменным для обеспечения возможности принятия шаров разных размеров.
3. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.2, дополнительно содержащий один или более срезных винтов, прикрепляющих муфту к клапанному инструменту и выполненных с возможностью быть срезанными при заданном давлении в хвостовике в случае нарастания этого давления внутри клапанного инструмента при установке шара в клапанном седле, при этом при срезании упомянутых одного или более срезных винтов обеспечена возможность перехода клапанного седла и муфты в открытое положение.
4. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.3, дополнительно содержащий шпиндель, внутри которого с возможностью перемещения прикреплена с помощью срезных винтов муфта, и по периферии которого выполнены один или более портов.
5. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.2, в котором общее проходное сечение через все порты клапанного инструмента больше, чем проходное сечение хвостовика.
6. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.2, в котором высверливаемое клапанное седло выполнено из хрупкого материала, крошащегося при сверлении.
7. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.6, в котором клапанное седло выполнено из литейного чугуна.
8. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.7, в котором твердость клапанного седла по шкале Роквелла С составляет в пределах от HRC 50 до HRC 55.
9. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.2, выполненный с возможностью приведения в закрытое состояние.
10. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.9, выполненный с возможностью закрытия до высверливания клапанного седла.
11. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.9, выполненный с возможностью закрытия после высверливания клапанного седла.
12. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.2, дополнительно содержащий один или более противовращательных выступов для удержания клапанного седла от вращения при его высверливании.
13. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.12, в котором клапанное седло ввинчено в муфту по резьбе в направлении затягивания резьбы с созданием препятствия для вращения при высверливании клапанного седла.
14. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.13, в котором клапанное седло ввинчено в муфту по левой резьбе, затягивающейся при высверливании клапанного седла.
15. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.2, дополнительно содержащий арматуру проверки качества для проверки одной или более размерных характеристик клапанного инструмента.
16. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.15, в котором упомянутая арматура проверки качества выполнена с возможностью проверки размера сквозного просвета клапанного седла, сквозного просвета вмещающего профиля клапанного седла, концентричности этих двух сквозных просветов, геометрической формы вмещающего профиля и расстояния от клапанного седла до верхней поверхности клапанного инструмента.
17. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.16, в котором упомянутая арматура проверки качества прикреплена к установочному инструменту для клапанного седла, предназначенному для установки требуемого клапанного седла в клапанный инструмент.
18. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.2, содержащий клапанное седло с увеличенными геометрическими размерами просвета вблизи скважинного конца, остающегося незатронутым в процессе высверливания и обеспечивающего поддержание контакта с внутренней частью муфты после высверливания.
19. Клапанный инструмент для гидравлического разрыва пласта по п.18, в котором снабженный резьбой участок клапанного седла, имеющий тот же просвет, что и увеличенные геометрические размеры клапанного седла, после высверливания остается.
RU2015123021/03A 2012-12-21 2013-12-20 Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта RU2597231C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261745123P 2012-12-21 2012-12-21
US61/745,123 2012-12-21
PCT/CA2013/001073 WO2014094136A1 (en) 2012-12-21 2013-12-20 Multi-stage well isolation and fracturing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2597231C1 true RU2597231C1 (ru) 2016-09-10

Family

ID=50263165

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015123020A RU2015123020A (ru) 2012-12-21 2013-12-20 Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта
RU2015123022A RU2015123022A (ru) 2012-12-21 2013-12-20 Многоступенчатое изолирование скважины
RU2015123021/03A RU2597231C1 (ru) 2012-12-21 2013-12-20 Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015123020A RU2015123020A (ru) 2012-12-21 2013-12-20 Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта
RU2015123022A RU2015123022A (ru) 2012-12-21 2013-12-20 Многоступенчатое изолирование скважины

Country Status (6)

Country Link
US (5) US20150330185A1 (ru)
CN (3) CN104968888A (ru)
AU (3) AU2013362803B2 (ru)
CA (6) CA2837997C (ru)
RU (3) RU2015123020A (ru)
WO (3) WO2014094135A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2709892C1 (ru) * 2017-08-25 2019-12-23 Кузяев Салават Анатольевич Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты)
RU2726096C1 (ru) * 2019-12-10 2020-07-09 Публичное акционерное общество "Газпром" Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола

Families Citing this family (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6907936B2 (en) 2001-11-19 2005-06-21 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US8167047B2 (en) 2002-08-21 2012-05-01 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US8757273B2 (en) 2008-04-29 2014-06-24 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
US9441440B2 (en) * 2011-05-02 2016-09-13 Peak Completion Technologies, Inc. Downhole tools, system and method of using
US9650866B2 (en) 2013-03-07 2017-05-16 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US10138709B2 (en) 2013-03-07 2018-11-27 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US10066461B2 (en) 2013-03-07 2018-09-04 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US10138725B2 (en) 2013-03-07 2018-11-27 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
CN104179485B (zh) * 2014-09-02 2017-01-25 安东石油技术（集团）有限公司 一种固井压裂工艺管柱
US10301902B2 (en) * 2014-12-05 2019-05-28 Halliburotn Energy Services, Inc. Anti-preset and anti-reset feature for retrievable packers with slips above elements
RU2578136C1 (ru) * 2015-03-11 2016-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ герметизации эксплуатационной колонны
CA2939576A1 (en) * 2015-08-31 2017-02-28 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US9995103B2 (en) 2015-10-20 2018-06-12 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Extended reach anti-extrusion ring assembly with anchoring feature
US10221669B2 (en) * 2015-12-02 2019-03-05 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore tubulars including a plurality of selective stimulation ports and methods of utilizing the same
CN106869908A (zh) * 2015-12-11 2017-06-20 中国石油天然气股份有限公司 管柱
US9752409B2 (en) 2016-01-21 2017-09-05 Completions Research Ag Multistage fracturing system with electronic counting system
CN105587285B (zh) * 2016-03-07 2018-03-13 中国石油天然气股份有限公司 解封装置
EP3244002A1 (en) * 2016-05-09 2017-11-15 Welltec A/S Geothermal energy extraction subterranean system
CN106223920B (zh) * 2016-08-19 2018-07-27 重庆市能源投资集团科技有限责任公司 一种多煤层滑套隔离分层压裂装置及方法
WO2018057958A1 (en) * 2016-09-23 2018-03-29 Tam International, Inc. Hydraulic port collar
GB2569706B (en) 2016-09-30 2022-02-16 Halliburton Energy Services Inc Well packers
US10294754B2 (en) 2017-03-16 2019-05-21 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Re-closable coil activated frack sleeve
CN107366522B (zh) * 2017-08-01 2023-08-18 中国石油天然气集团有限公司 一种可变长度的滑套开启工具及其套管滑套
CA3070863A1 (en) 2017-08-02 2019-02-07 Geodynamics, Inc. Opening a casing with a hydraulic-powered setting tool
US11261701B2 (en) 2017-08-22 2022-03-01 Weatherford Technology Holdings, Llc Shifting tool and associated methods for operating downhole valves
US10590748B2 (en) * 2017-09-22 2020-03-17 Statoil Gulf Services LLC Reservoir stimulation method and apparatus
RU2749874C1 (ru) * 2017-12-08 2021-06-17 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Механические барьеры для контроля внутрискважинного износа и обломков породы
US20190242215A1 (en) * 2018-02-02 2019-08-08 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Wellbore treatment system
RU2735225C9 (ru) * 2018-07-13 2020-12-21 Игорь Александрович Гостев Устройство и способ проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (мгрп) за одну спуско-подъемную операцию
CA3056524A1 (en) 2018-09-24 2020-03-24 Resource Well Completion Technologies Inc. Systems and methods for multi-stage well stimulation
CN109184613B (zh) * 2018-10-26 2023-09-15 晋中学院 一种聚氨酯瓦斯封孔装置
CA3104454A1 (en) * 2019-01-24 2020-07-30 The Wellboss Company, Inc. Downhole sleeve tool
CN111021973B (zh) * 2019-12-18 2023-10-31 中国石油天然气股份有限公司 一种捕收球式适配器及其安装方法
CN111287690B (zh) * 2020-04-05 2021-06-22 新疆正通石油天然气股份有限公司 一种钻井裸眼地层注灰方法
CN111502594B (zh) * 2020-04-28 2024-05-10 大庆兴华天义石油钻采设备制造有限公司 可钻桥塞双管分注工具
CN111535775B (zh) * 2020-05-21 2022-08-30 东营市华科石油科技开发有限责任公司 可调定压可洗井封隔器
CN113803023A (zh) * 2020-06-12 2021-12-17 中国石油化工股份有限公司 压裂短节和包含其的压裂管柱
AU2021286694A1 (en) 2020-06-12 2023-01-19 China Petroleum & Chemical Corporation Sliding sleeve device
AU2021356761A1 (en) 2020-10-09 2023-02-02 The Wellboss Company, Inc. Systems and methods for multistage fracturing
CN114645688B (zh) * 2020-12-17 2024-05-28 中国石油化工股份有限公司 一种用于封隔井下高压地层溢流的随钻封隔器
US11634972B2 (en) * 2021-02-12 2023-04-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Catcher for dropped objects
CN113250642B (zh) * 2021-05-25 2023-05-12 胜利油田利丰稠油技术开发有限公司 一种固井用封隔器
CN113494264B (zh) * 2021-07-09 2023-07-07 中煤科工集团西安研究院有限公司 一种基于分段压裂的隔水层强化注浆改造装置及方法
CN114016948B (zh) * 2022-01-05 2022-03-18 海塔石油科技有限公司 一种油气井可溶式多级分层压裂封隔器及其使用方法
CA3239345A1 (en) * 2022-03-23 2023-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Packer system with a spring and ratchet mechanism for wellbore operations
CN114607340A (zh) * 2022-03-25 2022-06-10 中煤科工集团重庆研究院有限公司 一种触发式封孔压裂结构及压裂方法
US11946336B1 (en) 2022-09-15 2024-04-02 Saudi Arabian Oil Company Isolating a section of a wellbore
US20240183234A1 (en) * 2022-12-02 2024-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Internal slip design with minimum backlash for packers seal enhancement

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2064041C1 (ru) * 1991-11-21 1996-07-20 Научно-исследовательский и проектный институт по использованию геотермальных и гидроминеральных ресурсов Устройство для многозабойного вскрытия пласта одной скважиной
RU2316643C2 (ru) * 2004-12-14 2008-02-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система и способ заканчивания скважины, имеющей множество зон (варианты)
US20100252280A1 (en) * 2009-04-03 2010-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. System and Method for Servicing a Wellbore
WO2010124371A1 (en) * 2009-04-27 2010-11-04 Source Energy Tool Services Inc. Selective fracturing tool
US20120067583A1 (en) * 2010-09-22 2012-03-22 Mark Zimmerman System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore with a tubing deployed ball seat
US20120205120A1 (en) * 2011-02-10 2012-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation

Family Cites Families (93)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2609879A (en) * 1949-01-05 1952-09-09 Atlantic Refining Co Permanent type packing means for wells
US2602513A (en) 1949-03-11 1952-07-08 Baker Oil Tools Inc Well packer
US2857972A (en) * 1955-08-12 1958-10-28 Baker Oil Tools Inc Well bore packer
US3002561A (en) * 1957-12-23 1961-10-03 Baker Oil Tools Inc Subsurface well tool
US2997107A (en) 1958-02-24 1961-08-22 Oil Recovery Corp Well packer confining means
US3059699A (en) * 1958-04-17 1962-10-23 Brown Oil Tools Well packer and well production apparatus
US3061012A (en) * 1959-08-31 1962-10-30 Johnston Testers Inc Well packers
US3036639A (en) 1960-05-02 1962-05-29 Baker Oil Tools Inc Expandible packing apparatus
US3109493A (en) 1962-04-30 1963-11-05 Baker Oil Tools Inc Subsurface well apparatus with packing structures
US3221818A (en) * 1962-06-11 1965-12-07 Otis Eng Co Fluid pressure actuated well packer
US3229767A (en) 1962-12-31 1966-01-18 Baker Oil Tools Inc Well packer
US3289762A (en) 1963-12-26 1966-12-06 Halliburton Co Multiple fracturing in a well
US3285343A (en) 1964-03-11 1966-11-15 Schlumberger Well Surv Corp Permanently set bridge plug
US3306362A (en) 1964-03-11 1967-02-28 Schlumberger Technology Corp Permanently set bridge plug
US3311171A (en) * 1964-06-29 1967-03-28 Baker Oil Tools Inc Retrievable well packer
US3412803A (en) 1966-09-27 1968-11-26 Schlumberger Technology Corp Well tool anchors
US3706342A (en) 1969-09-15 1972-12-19 Brown J Woolley Packer for wells
US3587736A (en) * 1970-04-09 1971-06-28 Cicero C Brown Hydraulic open hole well packer
US3882936A (en) * 1971-10-06 1975-05-13 Brown Oil Tools Apparatus for evacuating drilling fluids from a well
US4099563A (en) 1977-03-31 1978-07-11 Chevron Research Company Steam injection system for use in a well
US4281840A (en) 1980-04-28 1981-08-04 Halliburton Company High temperature packer element for well bores
US4403660A (en) * 1980-08-08 1983-09-13 Mgc Oil Tools, Inc. Well packer and method of use thereof
US4452463A (en) 1981-09-25 1984-06-05 Dresser Industries, Inc. Packer sealing assembly
US4576196A (en) * 1983-09-26 1986-03-18 Baker Oil Tools, Inc. Unloading injection control valve
US4671354A (en) * 1985-08-27 1987-06-09 Otis Engineering Corporation Well packer
US4745972A (en) 1987-06-10 1988-05-24 Hughes Tool Company Well packer having extrusion preventing rings
US4791992A (en) * 1987-08-18 1988-12-20 Dresser Industries, Inc. Hydraulically operated and released isolation packer
CA2024347C (en) 1989-08-31 2001-05-29 Mike A. Luke Sealing assembly for subterranean well packing unit
US5176217A (en) 1989-08-31 1993-01-05 Baker Hughes Incorporated Sealing assembly for subterranean well packing unit
US5048611A (en) * 1990-06-04 1991-09-17 Lindsey Completion Systems, Inc. Pressure operated circulation valve
US5277253A (en) * 1992-04-03 1994-01-11 Halliburton Company Hydraulic set casing packer
US5333685A (en) * 1993-05-14 1994-08-02 Bruce Gilbert Wireline set and tubing retrievable packer
US5411099A (en) * 1993-11-30 1995-05-02 Braddick; Britt O. Well tool and method
US5472049A (en) 1994-04-20 1995-12-05 Union Oil Company Of California Hydraulic fracturing of shallow wells
US5540279A (en) 1995-05-16 1996-07-30 Halliburton Company Downhole tool apparatus with non-metallic packer element retaining shoes
US5749585A (en) 1995-12-18 1998-05-12 Baker Hughes Incorporated Downhole tool sealing system with cylindrical biasing member with narrow width and wider width openings
US5884699A (en) 1996-02-26 1999-03-23 Halliburton Energy Services, Inc. Retrievable torque-through packer having high strength and reduced cross-sectional area
US5701959A (en) 1996-03-29 1997-12-30 Halliburton Company Downhole tool apparatus and method of limiting packer element extrusion
US6050336A (en) 1996-10-25 2000-04-18 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus to isolate a specific zone
US5775429A (en) * 1997-02-03 1998-07-07 Pes, Inc. Downhole packer
GB9715001D0 (en) * 1997-07-17 1997-09-24 Specialised Petroleum Serv Ltd A downhole tool
US6722440B2 (en) * 1998-08-21 2004-04-20 Bj Services Company Multi-zone completion strings and methods for multi-zone completions
US6446717B1 (en) 2000-06-01 2002-09-10 Weatherford/Lamb, Inc. Core-containing sealing assembly
US6598672B2 (en) 2000-10-12 2003-07-29 Greene, Tweed Of Delaware, Inc. Anti-extrusion device for downhole applications
US6612372B1 (en) * 2000-10-31 2003-09-02 Weatherford/Lamb, Inc. Two-stage downhole packer
US20020070503A1 (en) 2000-12-08 2002-06-13 Zimmerman Patrick J. High temperature and pressure element system
US6843315B2 (en) * 2001-06-07 2005-01-18 Baker Hughes Incorporated Compression set, large expansion packing element for downhole plugs or packers
US6712153B2 (en) 2001-06-27 2004-03-30 Weatherford/Lamb, Inc. Resin impregnated continuous fiber plug with non-metallic element system
CA2396242C (en) 2001-08-20 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable retaining shoe
US6907936B2 (en) 2001-11-19 2005-06-21 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
GB2392697B (en) 2001-12-12 2006-07-12 Weatherford Lamb Bi-directional and internal pressure trapping packing element system
US7051805B2 (en) 2001-12-20 2006-05-30 Baker Hughes Incorporated Expandable packer with anchoring feature
US20050217869A1 (en) * 2002-04-05 2005-10-06 Baker Hughes Incorporated High pressure expandable packer
US6769491B2 (en) 2002-06-07 2004-08-03 Weatherford/Lamb, Inc. Anchoring and sealing system for a downhole tool
US6695050B2 (en) 2002-06-10 2004-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable retaining shoe
US6695051B2 (en) 2002-06-10 2004-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable retaining shoe
US6691788B1 (en) 2002-07-25 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Retrievable packer having a positively operated support ring
US7021384B2 (en) 2002-08-21 2006-04-04 Packers Plus Energy Services Inc. Apparatus and method for wellbore isolation
US8167047B2 (en) 2002-08-21 2012-05-01 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7108067B2 (en) 2002-08-21 2006-09-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US20090071644A1 (en) 2002-08-21 2009-03-19 Packers Plus Energy Services Inc. Apparatus and method for wellbore isolation
US7017672B2 (en) 2003-05-02 2006-03-28 Go Ii Oil Tools, Inc. Self-set bridge plug
US7424909B2 (en) 2004-02-27 2008-09-16 Smith International, Inc. Drillable bridge plug
SE527426C2 (sv) * 2004-07-08 2006-02-28 Atlas Copco Rocktech Ab Anordning för fastsättning av en expanderbar packer i ett hål
GB0417328D0 (en) 2004-08-04 2004-09-08 Read Well Services Ltd Apparatus and method
US7360590B2 (en) 2005-04-29 2008-04-22 Baker Hughes Incorporated Energized thermoplastic sealing element and method of use
US20070012460A1 (en) 2005-07-13 2007-01-18 Baker Hughes Incorporated Hydrostatic-set open hole packer with electric, hydraulic and/or optical feed throughs
US7387158B2 (en) 2006-01-18 2008-06-17 Baker Hughes Incorporated Self energized packer
US7455118B2 (en) * 2006-03-29 2008-11-25 Smith International, Inc. Secondary lock for a downhole tool
US8336615B2 (en) 2006-06-02 2012-12-25 Bj Tool Services Ltd. Low pressure-set packer
US7373973B2 (en) 2006-09-13 2008-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Packer element retaining system
US7681645B2 (en) * 2007-03-01 2010-03-23 Bj Services Company System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore
US7735549B1 (en) 2007-05-03 2010-06-15 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Drillable down hole tool
US7806193B2 (en) 2007-06-06 2010-10-05 Baker Hughes Incorporated Swellable packer with back-up systems
US9004155B2 (en) * 2007-09-06 2015-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Passive completion optimization with fluid loss control
US20090255690A1 (en) 2008-04-09 2009-10-15 Baker Hughes Incorporated Multi-Piece Packing Element Containment System
US7748468B2 (en) 2008-04-10 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Sealing devices having a metal foam material and methods of manufacturing and using same
AU2009242942B2 (en) * 2008-04-29 2014-07-31 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
US8757273B2 (en) 2008-04-29 2014-06-24 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
US7814981B2 (en) * 2008-08-26 2010-10-19 Baker Hughes Incorporated Fracture valve and equalizer system and method
US8459347B2 (en) 2008-12-10 2013-06-11 Oiltool Engineering Services, Inc. Subterranean well ultra-short slip and packing element system
GB0900846D0 (en) 2009-01-19 2009-03-04 Red Spider Technology Ltd Support assembly
US8109340B2 (en) 2009-06-27 2012-02-07 Baker Hughes Incorporated High-pressure/high temperature packer seal
US8083001B2 (en) * 2009-08-27 2011-12-27 Baker Hughes Incorporated Expandable gage ring
US8087458B2 (en) * 2009-09-08 2012-01-03 Weatherford/Lamb, Inc. Removable hydraulic-set packer
EP2483518A4 (en) 2009-09-28 2017-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Compression assembly and method for actuating downhole packing elements
CA2795798C (en) * 2010-04-23 2019-08-27 Smith International, Inc. High pressure and high temperature ball seat
US8397802B2 (en) 2010-06-07 2013-03-19 Weatherford/Lamb, Inc. Swellable packer slip mechanism
CA2713684C (en) 2010-08-20 2013-07-02 Baker Hughes Incorporated High pressure/high temperature packer seal
AU2011313781A1 (en) 2010-10-06 2013-05-02 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore packer back-up ring assembly, packer and method
CN201972655U (zh) * 2010-12-17 2011-09-14 中国石油集团长城钻探工程有限公司 一种裸眼完井压裂封隔器
AU2012250456A1 (en) * 2011-05-03 2013-11-14 Packers Plus Energy Services Inc. Sliding sleeve valve and method for fluid treating a subterranean formation
CN102330546B (zh) * 2011-09-30 2014-05-07 中国石油化工股份有限公司 安置可控阀的裸眼分段压裂完井管柱及液控开关管柱

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2064041C1 (ru) * 1991-11-21 1996-07-20 Научно-исследовательский и проектный институт по использованию геотермальных и гидроминеральных ресурсов Устройство для многозабойного вскрытия пласта одной скважиной
RU2316643C2 (ru) * 2004-12-14 2008-02-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система и способ заканчивания скважины, имеющей множество зон (варианты)
US20100252280A1 (en) * 2009-04-03 2010-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. System and Method for Servicing a Wellbore
WO2010124371A1 (en) * 2009-04-27 2010-11-04 Source Energy Tool Services Inc. Selective fracturing tool
US20120067583A1 (en) * 2010-09-22 2012-03-22 Mark Zimmerman System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore with a tubing deployed ball seat
US20120205120A1 (en) * 2011-02-10 2012-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2709892C1 (ru) * 2017-08-25 2019-12-23 Кузяев Салават Анатольевич Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты)
RU2726096C1 (ru) * 2019-12-10 2020-07-09 Публичное акционерное общество "Газпром" Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола

Also Published As

Publication number Publication date
CA2837997A1 (en) 2014-03-14
US20180238142A1 (en) 2018-08-23
US10584562B2 (en) 2020-03-10
WO2014094135A1 (en) 2014-06-26
RU2015123022A (ru) 2017-01-27
CA2874913A1 (en) 2014-03-12
CN104968888A (zh) 2015-10-07
WO2014094137A1 (en) 2014-06-26
CN105143597A (zh) 2015-12-09
CA2838092C (en) 2015-06-02
CA2838094A1 (en) 2014-03-13
CN104428487A (zh) 2015-03-18
WO2014094136A1 (en) 2014-06-26
AU2013362803A1 (en) 2015-07-09
CA2903648A1 (en) 2014-03-12
US20170051574A1 (en) 2017-02-23
CA2873198A1 (en) 2014-03-12
CA2838094C (en) 2015-02-17
CA2838092A1 (en) 2014-03-12
RU2015123020A (ru) 2017-01-27
AU2013362803B2 (en) 2016-07-28
CA2837997C (en) 2014-11-25
US9995111B2 (en) 2018-06-12
AU2013362802A1 (en) 2015-07-09
AU2013362804A1 (en) 2015-07-09
US20150285025A1 (en) 2015-10-08
US20180252074A1 (en) 2018-09-06
CA2873198C (en) 2018-03-27
US20150330185A1 (en) 2015-11-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2597231C1 (ru) Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта
AU2008221282B2 (en) Improved system and method for stimulating multiple production zones in a wellbore
US9765594B2 (en) Apparatus and method for stimulating subterranean formations
US8567501B2 (en) System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore with a tubing deployed ball seat
US7096954B2 (en) Method and apparatus for placement of multiple fractures in open hole wells
CA2613757C (en) Wellbore plug adapter kit
CA2743381C (en) Apparatus and method for servicing a wellbore
US7681654B1 (en) Isolating well bore portions for fracturing and the like
RU2599748C2 (ru) Забойная система клапанов с гильзовым затвором и способ ее применения
NO332985B1 (no) Fremgangsmater for behandling av ±n eller flere soner av en bronnboring og et rorfort fraktureringsverktoy for bronner.
AU2015201029B2 (en) Apparatus and method for stimulating subterranean formations
US10465478B2 (en) Toe valve
US10119382B2 (en) Burst plug assembly with choke insert, fracturing tool and method of fracturing with same
US20220056781A1 (en) Reverse Stage Cementing Sub
CA2884170A1 (en) Valve, system and method for completion, stimulation and subsequent re-stimulation of wells for hydrocarbon production
WO2016065170A1 (en) Remedial second-stage cementing packer

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171221