RU2604525C2 - Высокопроизводительная многоблочная система интенсификации добычи - Google Patents
Высокопроизводительная многоблочная система интенсификации добычи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2604525C2 RU2604525C2 RU2012135477/03A RU2012135477A RU2604525C2 RU 2604525 C2 RU2604525 C2 RU 2604525C2 RU 2012135477/03 A RU2012135477/03 A RU 2012135477/03A RU 2012135477 A RU2012135477 A RU 2012135477A RU 2604525 C2 RU2604525 C2 RU 2604525C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- insert
- open position
- hole
- fluid
- pusher
- Prior art date
Links
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 70
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 15
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 15
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 10
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer 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
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
- E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к скважинной сборке для обработки углеводородсодержащего пласта и, в частности, к его множественному гидроразрыву за одну операцию. Технический результат - повышение надежности работы скважинной сборки. Скважинная сборка имеет по меньшей мере две скользящие муфты, каждая из которых содержит корпус, имеющий наружный диаметр, внутренний диаметр, первое отверстие, обеспечивающее сообщение посредством флюида между внутренним диаметром и наружным диаметром, а также второе отверстие, обеспечивающее сообщение посредством флюида между внутренним диаметром и наружным диаметром, продольно смещенным от первого отверстия. Имеется вставка, расположенная в пределах внутреннего диаметра корпуса и имеющая наружный диаметр вставки, внутренний диаметр вставки, расцепляемое седло, профиль переключения, а также первое положение в корпусе, при котором поток флюида через первое и второе отверстия заблокирован. Имеется толкатель активирования расцепляемого седла для облегчения перемещения вставки между первым положением и вторым положением. При этом вставка обеспечивает поток флюида через первое отверстие и толкатель имеет возможность высвобождения. Толкатель имеет возможность вступления в зацепление с вставкой для облегчения перемещения вставки между вторым положением и третьим положением. Вставка обеспечивает поток флюида по меньшей мере через второе отверстие. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 14 ил.
Description
Ссылка на родственную заявку
Данная заявка испрашивает приоритет предварительной заявки 61/525525 от 19 августа 2011 года, содержание которой включено сюда путем ссылки.
Предпосылки создания изобретения
Обычной практикой при добыче углеводородов является гидроразрыв углеводородосодержащего пласта. Гидроразрыв углеводородосодержащего пласта увеличивает общую проницаемость пласта и тем самым увеличивает добычу углеводородов из зоны разрыва. Все чаще одиночный ствол скважины может пересекать несколько углеводородосодержащих пластов. В этих случаях каждая углеводородосодержащая зона может быть изолирована от любой другой, и операция гидроразрыва пласта проходит последовательно через каждую зону.
Для последовательной обработки каждой зоны в стволе скважины устанавливают блок гидроразрыва пласта. Блок гидроразрыва пласта обычно включает в себя насосно-компрессорную колонну, как правило, выходящую на поверхность, отсечной клапан ствола скважины в нижней части колонны, различные скользящие муфты, расположенные в определенных интервалах вдоль колонны, пакеры необсаженного ствола скважины, расположенные вдоль колонны для изоляции зон скважины, а также верхний пакер хвостовика.
Блок гидроразрыва пласта обычно вводят в ствол с закрытыми скользящими муфтами и открытым отсечным клапаном ствола скважины. Чтобы открыть скользящие муфты, в колонну спускают шар, наконечник или пробку другого типа. Для целей настоящего изобретения шар может представлять собой шар, наконечник или любое другое приемлемое устройство для образования уплотнения с седлом.
Сущность изобретения
Скользящая муфта имеет подвижную вставку, которая блокирует радиальный поток флюида через скользящую муфту, когда скользящая муфта закрыта. К вставке прикреплено расцепляемое седло, которое по периферии седла опирается на внутренний диаметр корпуса. По достижении первого расцепляемого седла шар может образовывать уплотнение. При этом насосы гидроразрыва поверхности могут приложить давление флюида к сидящему на седле шару и соответствующему расцепляемому седлу для открывания скользящей муфты и блокирования ее в постоянно открытом положении. При перемещении скользящей муфты и соответствующего расцепляемого седла вниз седло достигает области, где расцепляемое седло больше не опирается на внутренний диаметр корпуса, что приводит к высвобождению шара расцепляемым седлом. Далее шар продолжает спускаться до седла в следующей скользящей муфте, и процесс повторяется, пока все скользящие муфты, которые могут быть активированы определенным шаром, не будут переключены в постоянно открытое положение, а шар не примет опорное положение в шаровом седле, которое не высвободит его и, таким образом, герметизирует ствол скважины.
После эффективной герметизации нижней части ствола скважины сидящим на седле переключающим шаром и открывания скользящих муфт, насосы гидроразрыва поверхности пласта могут увеличить давление и разорвать углеводородосодержащий пласт, прилегающий к скользящим муфтам, создавая нескольких точек инициирования разрыва за один этап.
Поскольку современная технология обеспечивает переключение нескольких скользящих муфт одиночным шаром определенного размера, разрыв нескольких углеводородосодержащих зон может быть произведен поэтапно, когда в нижнем комплекте скользящих муфт применен сбрасываемый шар и седло малого диаметра, а в последовательных более высоких зонах последовательно использованы сбрасываемый шар и седла большего диаметра.
На насосно-компрессорной колонне в стволе скважины может быть развернута группа скользящих муфт. Каждая скользящая муфта имеет внутреннюю муфту или вставку, перемещающуюся из закрытого положения в несколько открытых или частично открытых положений. Когда вставка находится в закрытом положении, вставка предотвращает сообщение между каналом и отверстием в корпусе муфты. Чтобы открыть скользящую муфту, в ствол скважины сбрасывают шар и закачивают его в скользящую муфту, где он образует уплотнение с расцепляемым седлом. В отверстии пролегают клинья или плошки седла вставки, которые вступают в зацепление со сброшенным шаром, позволяя седлу обеспечивать перемещение вставки в открытом положении под приложенным давлением флюида. После открытия наружный диаметр корпуса сообщается посредством флюида с внутренним участком корпуса через каналы в корпусе.
Когда вставка достигает своего открытого положения, клинья втягиваются из канала ствола и позволяют шару пройти через седло на другую скользящую муфту, установленную в стволе скважины. Эта другая скользящая муфта может представлять собой групповую муфту, которая открывается с помощью того же шара и позволяет шару пройти через нее после открытия. Однако в конечном итоге шар может достигать отсечной муфты или одноразовой скользящей муфты далее вниз по насосно-компрессорной колонне, который открывается, когда шар садится на свое седло, но не позволяет шару пройти через него. Операторы могут использовать различные компоновки групповых и отсечных муфт для шаров разного размера с целью обработки нужных изолированных зон пласта.
После срабатывания различных скользящих муфт через ствол скважины иногда необходимо пропустить инструмент для фрезеровочных работ, чтобы убедиться в том, что внутренний диаметр колонны оптимизирован для потока флюида из конкретной скважины. Расфрезеровка может включать в себя удаление частей шаровых седел скользящей муфты, не являющихся расцепляемыми, и любого другого мусора, который может остаться от процесса гидроразрыва пласта.
В определенный момент периода эксплуатации скважины может оказаться предпочтительным поменять характеристики потока флюида в стволе скважины. Обычно после гидроразрыва первый комплект отверстий в скользящей муфте не имеет достаточной площади для максимального увеличения потока флюида через ствол скважины на поверхность. Первый комплект отверстий превращается в ограничитель потока в скважине. Чтобы максимально увеличить поток флюида, может оказаться необходимым обеспечение второго комплекта отверстий. Второй комплект отверстий может быть выполнен с возможностью добавления их проходного сечения к проходному сечению первого комплекта отверстий с целью достижения, по меньшей мере, равного проходного сечения с проходным сечением насосно-компрессорной колонны.
Может оказаться предпочтительным перекрыть поток через первый комплект отверстий и перенаправить весь поток флюида через второй комплект отверстий. В случае если весь поток флюида течет через второй комплект отверстий, отверстия могут быть выполнены так, чтобы соответствовать проходному сечению насосно-компрессорной колонны.
Типовая конфигурация скользящей муфты имеет, по меньшей мере, две скользящие муфты. В свою очередь, каждая скользящая муфта обычно имеет корпус с наружным диаметром корпуса, внутренним диаметром корпуса, первым отверстием, обеспечивающим сообщение посредством флюида между внутренним диаметром корпуса и наружным диаметром корпуса, а также вторым отверстием, продольно смещенным от первого отверстия, обеспечивающим сообщение посредством флюида между внутренним диаметром корпуса и наружным диаметром корпуса. Каждая скользящая муфта имеет также вставку, обычно расположенную во внутреннем диаметре корпуса. Каждая вставка имеет наружный диаметр вставки, внутренний диаметр вставки, расцепляемое седло, а также профиль переключения. Каждая вставка обычно расположена во внутреннем диаметре корпуса, при этом она занимает первое положение во внутреннем диаметре корпуса, когда поток флюида через, по меньшей мере, первое и второе отверстия заблокирован.
Закачанный вниз с поверхности сбрасываемый шар активирует расцепляемое седло для облегчения перемещения вставки между первым положением и вторым положением, в котором вставка обеспечивает поток флюида через первое отверстие, после перемещения вставки из своего первого положения во второе положение сбрасываемый шар высвобождается.
Затем в ствол скважины может быть введен толкатель на гибкой насосно-компрессорной трубе, скважинном тракторе или любом другом устройстве, способном развить необходимое усилие для перевода вставки из ее второго положения в третье положение. Толкателем можно управлять с поверхности, например при использовании гибкой насосно-компрессорной трубы, им можно управлять удаленно, например, скважинным трактором с электрическим либо гидравлическим приводом, или же им можно управлять с помощью любого другого удаленного устройства, способного развивать достаточное усилие для перемещения вставки из одного положения в любое другое, например из второго открытого положения в закрытое положение или из второго открытого положения в первое открытое положение.
Третье положение вставки обеспечивает поток флюида через второе отверстие. Поскольку вставка перемещается между вторым и третьим положениями, первое и второе отверстия могут быть выполнены так, что во втором положении поток флюида через второе отверстие может быть заблокирован, а когда вставка находится в третьем положении, может быть заблокирован поток флюида через первое отверстие. В некоторых случаях может оказаться предпочтительным пропустить поток флюида и через первое, и через и второе отверстие, когда вставка находится в своем третьем положении.
Первое отверстие может состоять из ряда отверстий, занимающих приблизительно одинаковое продольное положение вокруг корпуса скользящих муфт. Второе отверстие продольно смещено от первого отверстия, однако также может состоять из ряда отверстий, занимающих приблизительно одинаковое продольное положение вокруг корпуса скользящих муфт. Первое отверстие и второе отверстие могут не иметь одинакового поперечного сечения, также не является необходимым, чтобы каждое отверстие из числа первых отверстий или вторых отверстий имело одинаковое поперечное сечение.
Альтернативной конфигурацией флюидной системы ствола скважины является множество скользящих муфт, имеющих центральный сквозной канал и прикрепленных к насосно-компрессорной колонне, введенной в ствол скважины. Каждую скользящую муфту обычно активирует одиночный шар, прокачиваемый вниз по насосно-компрессорной колонне. Скользящие муфты имеют закрытое положение и, по меньшей мере, два открытых положения, а каждая скользящая муфта может быть переведена из закрытого положения в первое открытое положение.
Закрытое положение предотвращает радиальное протекание флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а первое открытое положение обеспечивает радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины. Каждая скользящая муфта в открытом положении обеспечивает прохождение через себя одиночного шара.
Каждая скользящая муфта может быть переведена из первого открытого положения во второе открытое положение. Второе открытое положение обычно обеспечивает больший поток флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, чем первое открытое положение. Отверстия в скользящей муфте могут быть выполнены так, что скользящая муфта во втором открытом положении блокирует поток флюида через первые отверстия.
Может оказаться предпочтительным выполнить отверстия таким образом, что сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины будет больше во втором открытом положении, чем в первом открытом положении. Однако в некоторых случаях может быть необходимым выполнить отверстия в скользящих муфтах таким образом, что второе открытое положение обеспечит поток флюида и через первые отверстия, и через вторые отверстия. В некоторых случаях скользящая муфта в первом открытом положении блокирует радиальное сообщение посредством флюида через вторые отверстия.
В ствол скважины может быть введен толкатель на гибкой насосно-компрессорной трубе, скважинном тракторе или любом другом устройстве, способном развить необходимое усилие для перевода скользящих муфт из их второго положения в третье положение. Толкателем можно управлять с поверхности при использовании гибкой насосно-компрессорной трубы, им можно управлять дистанционно, например, скважинным трактором с электрическим либо гидравлическим приводом, или же им можно управлять с помощью любого другого удаленного устройства, способного развивать достаточное усилие для перемещения вставки из одного положения в любое другое.
Способ обработки флюида ствола скважины может включать в себя установку, по меньшей мере, двух скользящих муфт на насосно-компрессорную колонну в стволе скважины, при этом каждая скользящая муфта имеет корпус, наружный диаметр, внутренний диаметр, центральный сквозной канал, причем первое отверстие обеспечивает радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, второе отверстие, продольно смещенное от первого отверстия, обеспечивает радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а закрытое положение предотвращает радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины.
Обычно шар закачивают или сбрасывают вниз по насосно-компрессорной колонне для перевода скользящих муфт из закрытого положения в первое открытое положение, обеспечивающее доступ к первому отверстию. Затем шар высвобождается из скользящей муфты и во многих случаях активирует другую нижерасположенную скользящую муфту.
Через некоторое время, после того как шар был высвобожден из скользящей муфты, вниз насосно-компрессорной колонны вводят толкатель для перевода скользящей муфты из первого открытого положения во второе открытое положение, обеспечивающее доступ ко второму отверстию. В зависимости от потребностей оператора переключение между первым открытым положением и вторым открытым положением герметизирует первое отверстие или, возможно, переключение между первым открытым положением и вторым открытым положением обеспечивает доступ и ко второму отверстию, и к первому отверстию. В зависимости от условий ствола скважины переключение между первым открытым положением и вторым открытым положением обеспечивает или ограничивает доступ к различным отверстиям, и радиальный поток флюида может увеличиваться или уменьшаться.
Вышеизложенная сущность изобретения не предназначена для обобщения каждого потенциального варианта осуществления настоящего изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 показан схематический вид блока гидроразрыва пласта, установленного в стволе скважины.
На фиг.2 показана скользящая муфта с расцепляемым седлом в закрытом положении.
На фиг.3 показана скользящая муфта с расцепляемым седлом в открытом положении.
На фиг.4А показана группа скользящих муфт с использованием, по меньшей мере, шаров двух различных размеров перед активацией.
На фиг.4В показана группа скользящих муфт с использованием, по меньшей мере, шаров двух различных размеров во время активации.
На фиг.5 показана высокопроизводительная скользящая муфта с закрытыми отверстиями.
На фиг.6 показана высокопроизводительная скользящая муфта с открытыми отверстиями гидроразрыва пласта.
На фиг.7 показана скользящая муфта с расцепляемым седлом в открытом положении, имеющая профиль переключения.
На фиг.8А показан толкатель с радиально подвижной защелкой во втянутом положении на гибкой насосно-компрессорной трубе.
На фиг.8B показан толкатель с радиально подвижной защелкой в выдвинутом положении на гибкой насосно-компрессорной трубе.
На фиг.8C показан толкатель с радиально подвижной защелкой в выдвинутом положении на скважинном тракторе.
На фиг.9 показана высокопроизводительная скользящая муфта с высокопроизводительными открытыми отверстиями.
Подробное описание
Нижеследующее описание включает в себя примерные устройства, способы, технологии и последовательности команд, которые воплощают технологии объекта изобретения. Однако понятно, что описанные варианты осуществления могут быть реализованы без этих конкретных деталей.
На фиг.1 показан схематический вид ствола скважины 11 с одной зоной и установленным в ней блоком 10 гидроразрыва пласта. Блок 10 гидроразрыва пласта обычно состоит из насосно-компрессорной колонны 12, проходящей до поверхности 20, пакера 14 необсаженного ствола скважины около верхнего конца скользящих муфт 16 и отсечного клапана 18 ствола скважины. На поверхности 20 насосно-компрессорная колонна 12 соединена с насосами 30 гидроразрыва пласта через буровую установку 40. Насосы 30 гидроразрыва пласта создают необходимое давление флюида для активирования скользящих муфт 16. Пакер 14 необсаженного ствола скважины на верхнем конце скользящих муфт 16 изолирует верхний конец разрываемой зоны 22 пласта. На нижнем конце скользящей муфты 16 помещен отсечной клапан 18 ствола скважины для уплотнения нижнего конца разрываемой зоны 22 пласта.
Блок 10 гидроразрыва пласта может быть собран и запущен в ствол скважины 11 на заданное расстояние таким образом, что отсечной клапан 18 ствола скважины окажется за концом разрываемой зоны 22 пласта, пакер 14 необсаженного ствола скважины будет расположен над зоной 22 пласта, а скользящие муфты 16 распределены в соответствующих местах вдоль зоны 22 пласта. Как правило, когда блок 10 гидроразрыва пласта спускают в ствол скважины 11, каждая из скользящих муфт 16 закрыта, отсечной клапан 18 ствола скважины открыт, и пакер 14 необсаженного ствола скважины не посажен.
Как показано на фиг.2, после надлежащего размещения блока 10 гидроразрыва пласта в стволе скважины 11 оператор закачивает вниз переключающий шар 66, наконечник или пробку другого типа для перевода в открытое положение нужных скользящих муфт 16. Достигнув первого расцепляемого седла 52 соответствующего размера, шар 66 может образовать уплотнение.
Шар 66 образует уплотнение с седлом 52 в скользящей муфте 16, при этом муфта находится в закрытом положении с расцепляемым шаровым седлом 52 определенного типа, таким как использовано в МНОГОБЛОЧНОЙ СИСТЕМЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ WEATHERFORD'S. На фиг.3 показана скользящая муфта 16 в открытом положении и включает в себя аналогичные ссылочные позиции. Как показано на виде в разрезе фиг.3, представленном на фиг.3АА, скользящая муфта 16 имеет корпус 50, с наружным диаметром 51, внутренним диаметром 53, образующим проходящее через него продольное отверстие 54, и с концами 56 и 58 для соединения с насосно-компрессорной колонной 12. В корпусе 50 образованы отверстия 60 для обеспечения сообщения посредством флюида между внутренней частью корпуса 50 и внешней частью корпуса 50. Во внутренней части корпуса 50 расположена внутренняя муфта или вставка 62, имеющая наружный диаметр 61 вставки и внутренний диаметр 63 корпуса, которая может перемещаться между открытым положением (см. фиг.3) и закрытым положением (см. фиг.2). Вставка 62 имеет пазы 64, образованные по его окружности, для размещения в них расцепляемого седла 52. Расцепляемое седло 52 опирается на свой наружный диаметр по внутреннему диаметру корпуса 50.
Обычно оператор использует насосы 30 гидроразрыва пласта для перемещения переключающего шара 66 вниз по стволу скважины 11. Когда переключающий шар 66 вступает в зацепление и садится на расцепляемое седло 52, образуется уплотнение. Насосы 30 гидроразрыва пласта увеличивают сверху давление флюида на переключающий шар 66, что заставляет расцепляемое седло 52 и соответствующую вставку 62 передвигаться в направлении нижней части ствола скважины 11. Когда вставка 62 перемещается в направлении нижней части, отверстия 60 ствола скважины становятся неприкрытыми, что обеспечивает радиальный доступ между внутренним участком корпуса 50 или продольным каналом 54 корпуса и наружной частью корпуса 50, обеспечивая доступ к зоне 22 пласта. При совместном передвижении расцепляемого седла 52 и вставки 62 расцепляемое седло 52 достигает, по меньшей мере частично, кольцевого паза 68, как показано на виде в разрезе фиг.3, представленном на фиг.3BB. По меньшей мере, частично кольцевой паз 68 может быть расположен во внутреннем диаметре корпуса 50, где обычно выполняют расфрезеровку материала для увеличения внутреннего диаметра корпуса 50. До того как переключающий шар 66 активирует скользящую муфту 16, передвигая расцепляемое седло 52 и вставку 62, расцепляемое седло 52 опирается на внутренний диаметр корпуса 55. При достижении наружным диаметром расцепляемого седла 67 паза 68 расцепляемое седло 52, по меньшей мере частично, углубляется в кольцевой паз 68. Как правило, расцепляемое седло 52, по меньшей мере частично, углубляется в кольцевой паз 68, поскольку при передвижении вниз расцепляемого седла 52 и вставки 62 расцепляемое седло 52 больше не опирается на внутренний диаметр корпуса 53, в результате чего наружный диаметр расцепляемого седла 67 заходит, по меньшей мере частично, в кольцевой паз 68 и тем самым вызывает соответствующее увеличение внутреннего диаметра 65 расцепляемого седла 52, что обеспечивает прохождение переключающего шара 66 через скользящую муфту 16.
Как правило, скользящие муфты 16 сгруппированы так, что эти скользящие муфты 16, активированные сбрасываемым шаром определенного размера, расположены последовательно рядом друг с другом. Однако иногда нужно открыть скользящие муфты не в последовательном порядке. Например, когда перемежающиеся, по меньшей мере, три скользящие муфты активируют двумя сбрасываемыми шарами различных размеров. В этих случаях несколько скользящих муфт в стволе скважины 11 могут быть активированы сбрасываемыми шарами одинакового размера, при этом данные скользящие муфты не должны быть последовательно расположены рядом друг с другом. Например, как показано на фиг.4A, скользящие муфты 120 и 122 находятся в насосно-компрессорной колонне 124 и активируются переключающим шаром 128 одного размера. На фиг.4А скользящие муфты 120 и 122 расположены выше и ниже третьей скользящей муфты 126, которую активируют переключающим шаром другого, большего размера (не показан). При этом переключающий шар 128 меньшего размера может быть прокачан вниз скважины, где он опускается на первое расцепляемое седло 130 в скользящей муфте 120. Как показано на фиг.4В, давление, оказываемое насосами 30 гидроразрыва пласта (фиг.1) на переключающий шар 128 и соответствующее расцепляемое седло 130, перемещает вставку 132 и первое расцепляемое седло 130 вниз, пока расцепляемое седло не достигнет кольцевого паза 134. Расцепляемое седло 130 затем перемещается в наружном направлении в кольцевой паз 134, тем самым увеличивая внутренний диаметр расцепляемого седла 130 и выпуская переключающий шар 128. Расцепляемое седло 136 имеет достаточно большой внутренний диаметр, чтобы переключающий шар 128 прошел через скользящую муфту 126 без активирования скользящей муфты 126. Затем переключающий шар 128 опустится на второе расцепляемое седло 138, заставляя вставку 140 и второе расцепляемое седло 138 перемещаться вниз, пока расцепляемое седло не достигнет кольцевого паза 142. Затем второе расцепляемое седло 138 может переместиться в наружном направлении в паз 142, тем самым увеличивая внутренний диаметр расцепляемого седла 138 и выпуская переключающий шар 128.
После активации скользящих муфт соответствующего размера сбрасываемый шар может сесть в изолирующее устройство 18 ствола скважины или активировать любое другое устройство для герметизации ствола скважины 11. При этом флюид отводят через отверстия 60 в скользящих муфтах 16 в кольцевое пространство 24, созданное между насосно-компрессорной колонной 12 и стволом скважины 11.
Чтобы изолировать зону 22 пласта, пакер 14 необсаженного ствола скважины и пакер, соединенный с отсечным клапаном 18 ствола скважины, могут быть установлены выше и ниже скользящих муфт 16 для изолирования зоны 22 пласта и участка скользящих муфт 16 от остальной части ствола скважины.
Теперь насосы 30 гидроразрыва пласта имеют возможность подавать флюид гидроразрыва пласта под должным давлением для разрыва только того участка зоны 22 пласта, который был изолирован. После разрыва пласта 22 можно начинать добычу любых углеводородов.
Обычно отверстие 60, используемое во время гидроразрыва пласта, имеет меньшее поперечное сечение, чем насосно-компрессорная колонна 12. Поскольку любой произведенный флюид выходит из зоны 22 пласта и поступает в насосно-компрессорную колонну 12, отверстие 60 становится ограничителем потока для произведенного флюида. Для преодоления потенциального ограничения потока может оказаться предпочтительным выполнить второй комплект отверстий потока вокруг корпуса скользящей муфты.
На фиг.5 изображен вид в разрезе скользящей муфты 200, имеющей отверстие 60, а также второе отверстие 202, продольно смещенное от отверстия 60. Когда скользящую муфту 200 вводят в ствол скважины 11 (фиг.1), вставка 210 находится в закрытом положении, при этом радиальный поток флюида через отверстие 60 и второе отверстие 202 заблокирован.
На фиг.6 изображен вид в разрезе скользящей муфты 200, имеющей отверстие 60, а также второе отверстие 202, продольно смещенное от отверстия 60. После введения скользящей муфты 200 в скважину переключающий шар 66 (фиг.2) образует уплотнение с расцепляемым седлом 52 (фиг.2), вынуждая вставку 210 переместиться вниз к нижнему стопору 212. Это открывает отверстие 60 и обеспечивает радиальный поток флюида через отверстие 60 между внутренней частью и наружной частью скользящей муфты 200, а переключающий шар 66 (фиг.2) высвобождается. Оператор теперь может выполнить гидроразрыв зоны 22 пласта (фиг.1).
При проведении гидроразрыва зоны 22 пласта (фиг.1) необходимо, чтобы небольшие отверстия поддерживали достаточно высокий профиль давления через соответствующий блок 10 гидроразрыва пласта (фиг.1) с целью обеспечения гидроразрыва зоны 22 пласта (фиг.1) согласно плану. После выполнения гидроразрыва зоны 22 пласта (фиг.1) оператор может начать разрабатывать скважину. Поскольку обычно отверстие 60 имеет меньшее поперечное сечение, чем поперечное сечение насосно-компрессорной колонны 12 (фиг.1) и блока 10 гидроразрыва пласта (фиг.1), включая сюда скользящую муфту 200 и вставку 210, отверстие 60 теперь становится ограничителем потока для произведенного флюида. Соответственно становится предпочтительным иметь простое средство увеличения общей пропускной способности скользящей муфты для обеспечения радиального потока флюида между наружной частью скользящей муфты и внутренней частью скользящей муфты.
На фиг.7 показана скользящая муфта 70 с расцепляемым шаровым седлом 72 определенного типа в открытом положении, обеспечивающем сообщение посредством флюида через отверстия 90 между внутренней частью корпуса и наружной частью корпуса. Скользящая муфта 70 имеет корпус 74, образующий проходящий через него продольный канал 76 и имеющий концы 78 и 80 для соединения с насосно-компрессорной колонной. Во внутренней части корпуса расположена внутренняя муфта или вставка 82, которая может перемещаться между открытым положением и закрытым положением. Вставка 82 имеет пазы 84, образованные по ее окружности, для размещения в них расцепляемого седла 72. Вставка 82 имеет профиль 88, образованный на внутреннем диаметре 91 вставки. Профиль 88, как правило, образован путем выполняемой по окружности расфрезеровки участка материала, по меньшей мере, вокруг одного конца внутреннего диаметра 91 вставки. Расцепляемое седло 72 опирается на наружный диаметр расцепляемого седла 72 по внутреннему диаметру корпуса 74. В окружном пазу 92 по наружному диаметру вставки 82 размещено упорное кольцо 93. Упорное кольцо 93 зафиксировано в кольцевом пазу 92 по внутреннему диаметру корпуса 74 для удержания вставки 82 в открытом положении. При перемещении вставки 82 между ее открытым положением и закрытым положением упорное кольцо втягивается в кольцевой паз 92, пока не достигнет кольцевого паза 94 по внутреннему диаметру корпуса, при этом оно пролегает по кольцевому пазу 94 и тем самым удерживает вставку 82 в закрытом положении.
На фиг.8А показан толкатель 100, имеющий радиально подвижную защелку 102A для замкового зацепления с профилем 88. Толкатель 100 может быть установлен в блоке 10 гидроразрыва пласта на гибкой насосно-компрессорной трубе 106, скважинном тракторе или любом другом устройстве, которое может нести на себе толкатель 100 в блоке 10 гидроразрыва пласта. Обычно толкатель может быть установлен в стволе скважины 11 с подвижной защелкой в радиально убранном положении 102A, что уменьшает наружный диаметр толкателя 100 и позволяет толкателю 100 очищать любые области уменьшенного диаметра внутри блока 10 гидроразрыва пласта.
На фиг.8B изображен толкатель 100 с радиально подвижной защелкой 102B в выдвинутом положении. После размещения толкателя 100 в профиле 88 подвижная защелка перемещается из своего радиально втянутого положения 102А в радиально выдвинутое положение 102B и вступает в зацепление с профилем 88 (фиг.7) во вставке 82 (фиг.7). При этом прикладывают усилие натяжения для перемещения толкателя 100 и соответственно вставки 82 из открытого положения в закрытое положение с целью блокировки потока флюида между наружной частью корпуса 74 через отверстия 90 и внутренней частью корпуса. Обычно усилие натяжения прилагают от буровой установки 40 (фиг.1) на поверхности, однако, как показано на фиг.6C, может быть использовано любое устройство, например электрическое (электрическая линия 110) или скважинный трактор 108 с гидравлическим приводом, который может обеспечить достаточное усилие толкателя 100 для перемещения вставки 82.
После перемещения вставки 82 в закрытое положение усилие натяжения с поверхности уменьшается. Подвижная защелка 102 на толкателе 100 перемещается из своего выдвинутого положения во втянутое положение и, таким образом, расцепляется с профилем 88. При этом толкатель может быть перемещен в свое следующее положение для перемещения вставки на другой инструмент или же толкатель может быть извлечен из скважины.
На фиг.9 изображен вид в разрезе скользящей муфты 200, имеющей отверстие 60, а также второе отверстие 202, продольно смещенное от отверстия 60. После гидроразрыва зоны 22 пласта (фиг.1) общий радиальный поток флюида между наружной частью скользящей муфты и внутренней частью скользящей муфты может быть увеличен путем применения толкателя 100 (фиг.8A) для зацепления с профилем 88 переключения (фиг.7) с целью перемещения вставки 210 вверх к верхнему стопору 214, что обеспечивает радиальный поток флюида через второе отверстие 202. Обычно второе отверстие имеет большее поперечное сечение, чем отверстие 60. Каждое отверстие 60 и второе отверстие 202 может включать в себя несколько отверстий, расположенных по окружности вокруг скользящей муфты. В зависимости от конкретных характеристик нужное второе отверстие 202 может иметь большее, меньшее или одинаковое поперечное сечение с отверстием 60. Также в зависимости от конкретных характеристик нужное второе отверстие 202 и отверстие 60 могут открываться вместе или в любом нужном порядке.
При том, что варианты осуществления описаны со ссылкой на различные внедрения и применения, понятно, что эти варианты являются иллюстративными и что объем объекта изобретения ими не ограничен. Возможны многие изменения, модификации, дополнения и улучшения. Например, описанный здесь способ перемещения вставки между открытым положением и закрытым положением представляет собой всего лишь одно средство приложения усилия к скользящей муфте, и могут быть использованы любые средства приложения усилия к скользящей муфте для перемещения между открытым и закрытым положением.
Множественные вариации могут быть предусмотрены в отношении компонентов, операций или конструкций, описанных здесь в одном варианте. В целом, конструкции и функции, представленные в виде отдельных компонентов в примерной конфигурации, могут быть реализованы в качестве комбинированной конструкции или компонента. Аналогичным образом конструкции и функции, представленные в виде одинарного компонента, могут быть реализованы в виде отдельных компонентов. Эти и другие вариации, изменения, дополнения и усовершенствования могут быть выполнены в пределах объема объекта изобретения.
Claims (21)
1. Скважинная сборка, содержащая по меньшей мере две скользящие муфты, при этом каждая скользящая муфта дополнительно содержит:
- корпус, имеющий наружный диаметр, внутренний диаметр, первое отверстие, обеспечивающее сообщение посредством флюида между внутренним диаметром и наружным диаметром, а также второе отверстие, обеспечивающее сообщение посредством флюида между внутренним диаметром и наружным диаметром, продольно смещенным от первого отверстия,
- вставку, расположенную в пределах внутреннего диаметра корпуса и имеющую наружный диаметр вставки, внутренний диаметр вставки, расцепляемое седло, профиль переключения, а также первое положение в корпусе, при котором поток флюида через первое и второе отверстия заблокирован, причем
- толкатель активирует расцепляемое седло для облегчения перемещения вставки между первым положением и вторым положением, при этом вставка обеспечивает поток флюида через первое отверстие, и толкатель высвобождается, при этом
- толкатель вступает в зацепление с вставкой для облегчения перемещения вставки между вторым положением и третьим положением, при этом вставка обеспечивает поток флюида по меньшей мере через второе отверстие.
- корпус, имеющий наружный диаметр, внутренний диаметр, первое отверстие, обеспечивающее сообщение посредством флюида между внутренним диаметром и наружным диаметром, а также второе отверстие, обеспечивающее сообщение посредством флюида между внутренним диаметром и наружным диаметром, продольно смещенным от первого отверстия,
- вставку, расположенную в пределах внутреннего диаметра корпуса и имеющую наружный диаметр вставки, внутренний диаметр вставки, расцепляемое седло, профиль переключения, а также первое положение в корпусе, при котором поток флюида через первое и второе отверстия заблокирован, причем
- толкатель активирует расцепляемое седло для облегчения перемещения вставки между первым положением и вторым положением, при этом вставка обеспечивает поток флюида через первое отверстие, и толкатель высвобождается, при этом
- толкатель вступает в зацепление с вставкой для облегчения перемещения вставки между вторым положением и третьим положением, при этом вставка обеспечивает поток флюида по меньшей мере через второе отверстие.
2. Скважинная сборка по п.1, в которой толкатель вступает в зацепление с вставкой для облегчения перемещения вставки между вторым положением и третьим положением, при этом вставка обеспечивает поток флюида через первое и второе отверстия.
3. Скважинная сборка по п.1, в которой поперечное сечение первого отверстия меньше поперечного сечения корпуса.
4. Скважинная сборка по п.1, в которой поперечное сечение первого отверстия и второго отверстия приблизительно равно или больше поперечного сечения корпуса.
5. Скважинная сборка по п.1, в которой толкатель перемещают гибкой насосно-компрессорной трубой, управляемой с поверхности.
6. Скважинная сборка по п.1, в которой толкатель перемещают по стволу скважинным трактором, управляемым с поверхности.
7. Скважинная сборка по п.1, в которой с профилем переключения вступает в зацепление толкатель, управляемый из ствола скважины.
8. Скважинная флюидная система, содержащая:
- множество скользящих муфт, имеющих центральный сквозной канал и расположенных на насосно-компрессорной колонне, установленной в стволе скважины,
- при этом каждую из скользящих муфт приводят в действие одиночным шаром, размещаемым вниз по насосно-компрессорной колонне,
- при этом каждая из скользящих муфт может перемещаться между закрытым положением и открытым положением, причем закрытое положение предотвращает сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а первое открытое положение обеспечивает сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины,
- при этом каждая из скользящих муфт в открытом положении обеспечивает проход через нее одиночного шара, и
- при этом каждая из скользящих муфт может переключаться между первым открытым положением и вторым открытым положением, причем второе открытое положение обеспечивает более интенсивное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, чем первое открытое положение.
- множество скользящих муфт, имеющих центральный сквозной канал и расположенных на насосно-компрессорной колонне, установленной в стволе скважины,
- при этом каждую из скользящих муфт приводят в действие одиночным шаром, размещаемым вниз по насосно-компрессорной колонне,
- при этом каждая из скользящих муфт может перемещаться между закрытым положением и открытым положением, причем закрытое положение предотвращает сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а первое открытое положение обеспечивает сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины,
- при этом каждая из скользящих муфт в открытом положении обеспечивает проход через нее одиночного шара, и
- при этом каждая из скользящих муфт может переключаться между первым открытым положением и вторым открытым положением, причем второе открытое положение обеспечивает более интенсивное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, чем первое открытое положение.
9. Скважинная система по п.8, в которой скользящая муфта во втором открытом положении блокирует радиальное сообщение посредством флюида через первые отверстия.
10. Скважинная система по п.9, в которой сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины более интенсивное во втором открытом положении, чем в первом открытом положении.
11. Скважинная система по п.8, в которой скользящая муфта во втором открытом положении обеспечивает радиальное сообщение посредством флюида через первые отверстия.
12. Скважинная система по п.8, в которой скользящая муфта в первом открытом положении блокирует радиальное сообщение посредством флюида через вторые отверстия.
13. Скважинная система по п.8, в которой толкатель вступает в зацепление со скользящими муфтами для переключения скользящей муфты между первым положением, вторым положением и третьим положением.
14. Скважинная система по п.8, в которой толкателем управляют с поверхности.
15. Скважинная система по п.8, в которой толкатель перемещают гибкой насосно-компрессорной трубой, управляемой с поверхности.
16. Скважинная система по п.8, в которой толкатель перемещают по стволу скважинным трактором, управляемым с поверхности.
17. Скважинная система по п.8, в которой толкатель перемещают дистанционно.
18. Способ обработки скважинного флюида, содержащий:
- размещение по меньшей мере двух скользящих муфт на насосно-компрессорной колонне в стволе скважины, при этом каждая из скользящих муфт имеет корпус с наружным диаметром, внутренним диаметром, центральным сквозным каналом, первым отверстием, обеспечивающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, вторым отверстием, продольно смещенным от первого отверстия, обеспечивающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а также закрытым положением, предотвращающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины,
- сбрасывание шара вниз по насосно-компрессорной колонне,
- переключение скользящих муфт между закрытым положением и первым открытым положением, обеспечивающим доступ к первому отверстию,
- высвобождение шара из скользящей муфты,
- введение толкателя вниз насосно-компрессорной колонны,
- переключение скользящей муфты между первым открытым положением и вторым открытым положением, обеспечивающим доступ ко второму отверстию.
- размещение по меньшей мере двух скользящих муфт на насосно-компрессорной колонне в стволе скважины, при этом каждая из скользящих муфт имеет корпус с наружным диаметром, внутренним диаметром, центральным сквозным каналом, первым отверстием, обеспечивающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, вторым отверстием, продольно смещенным от первого отверстия, обеспечивающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а также закрытым положением, предотвращающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины,
- сбрасывание шара вниз по насосно-компрессорной колонне,
- переключение скользящих муфт между закрытым положением и первым открытым положением, обеспечивающим доступ к первому отверстию,
- высвобождение шара из скользящей муфты,
- введение толкателя вниз насосно-компрессорной колонны,
- переключение скользящей муфты между первым открытым положением и вторым открытым положением, обеспечивающим доступ ко второму отверстию.
19. Способ по п.18, в котором переключение между первым открытым положением и вторым открытым положением герметизирует первое отверстие.
20. Способ по п.18, в котором переключение между первым открытым положением и вторым открытым положением обеспечивает доступ как ко второму отверстию, так и к первому отверстию.
21. Способ по п.18, в котором переключение между первым открытым положением и вторым открытым положением увеличивает радиальный поток флюида.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161525525P | 2011-08-19 | 2011-08-19 | |
| US61/525,525 | 2011-08-19 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012135477A RU2012135477A (ru) | 2014-02-27 |
| RU2604525C2 true RU2604525C2 (ru) | 2016-12-10 |
Family
ID=46717781
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012135477/03A RU2604525C2 (ru) | 2011-08-19 | 2012-08-17 | Высокопроизводительная многоблочная система интенсификации добычи |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9523261B2 (ru) |
| EP (1) | EP2559845B1 (ru) |
| AU (1) | AU2012216239B2 (ru) |
| CA (1) | CA2785542C (ru) |
| RU (1) | RU2604525C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740460C1 (ru) * | 2020-06-26 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Устройство для проведения многостадийного гидроразрыва пласта и способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта при помощи этого устройства |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9353599B2 (en) * | 2012-11-09 | 2016-05-31 | Watson Well Solutions, Llc | Pressure response fracture port tool for use in hydraulic fracturing applications |
| US9885225B2 (en) | 2013-11-27 | 2018-02-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for treating a wellbore |
| NO342718B1 (no) * | 2014-08-19 | 2018-07-30 | Frac Tech As | Ventilsystem for et produksjonsrør i en brønn |
| US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
| CN104727779B (zh) * | 2015-03-31 | 2017-03-08 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 小通径滑套用开关工具 |
| CA2997105C (en) * | 2015-09-04 | 2023-09-19 | National Oilwell Varco, L.P. | Apparatus, systems and methods for multi-stage stimulation |
| US10082003B2 (en) | 2016-05-16 | 2018-09-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Through tubing diverter for multi-lateral treatment without top string removal |
| CA2994290C (en) | 2017-11-06 | 2024-01-23 | Entech Solution As | Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore |
| US20190242215A1 (en) * | 2018-02-02 | 2019-08-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Wellbore treatment system |
| US10648285B2 (en) * | 2018-05-18 | 2020-05-12 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Fracturing system and method |
| WO2020097545A1 (en) | 2018-11-09 | 2020-05-14 | Flowserve Management Company | Fluid exchange devices and related controls, systems, and methods |
| US11286958B2 (en) | 2018-11-09 | 2022-03-29 | Flowserve Management Company | Pistons for use in fluid exchange devices and related devices, systems, and methods |
| AU2019377592A1 (en) | 2018-11-09 | 2021-05-27 | Flowserve Pte. Ltd. | Methods and valves including flushing features. |
| CA3119069A1 (en) | 2018-11-09 | 2020-05-14 | Flowserve Management Company | Fluid exchange devices and related controls, systems, and methods |
| US10865810B2 (en) | 2018-11-09 | 2020-12-15 | Flowserve Management Company | Fluid exchange devices and related systems, and methods |
| AU2019377868A1 (en) | 2018-11-09 | 2021-05-27 | Flowserve Pte. Ltd. | Fluid exchange devices and related controls, systems, and methods |
| CA3155580A1 (en) | 2019-12-12 | 2021-06-17 | William J. BOYKO | Fluid exchange devices and related controls, systems, and methods |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2314415C2 (ru) * | 2004-12-14 | 2008-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и устройство для многопластового заканчивания скважины (варианты) |
| RU2318116C2 (ru) * | 2001-12-31 | 2008-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и устройство для образования множества трещин в скважинах, не закрепленных обсадными трубами |
| WO2010120469A2 (en) * | 2009-04-17 | 2010-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Open hole frac system |
| RU2412347C1 (ru) * | 2007-05-10 | 2011-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты) |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5146992A (en) * | 1991-08-08 | 1992-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Pump-through pressure seat for use in a wellbore |
| US6644412B2 (en) * | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
| 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 |
| US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
| US20070284106A1 (en) * | 2006-06-12 | 2007-12-13 | Kalman Mark D | Method and apparatus for well drilling and completion |
| US7681645B2 (en) * | 2007-03-01 | 2010-03-23 | Bj Services Company | System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore |
| EP2185790A2 (en) | 2007-08-13 | 2010-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Multi-position valve for fracturing and sand control and associated completion methods |
| US7703510B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless multi-position frac tool |
| US8245788B2 (en) * | 2009-11-06 | 2012-08-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use |
| US8215411B2 (en) * | 2009-11-06 | 2012-07-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use |
| EP2513417A4 (en) | 2009-12-16 | 2015-11-18 | Packers Plus Energy Serv Inc | BORE HOLE WITH HYDRAULICALLY OPERATED SLEEVE VALVE |
| US20110284232A1 (en) * | 2010-05-24 | 2011-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Disposable Downhole Tool |
| US8297358B2 (en) | 2010-07-16 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Auto-production frac tool |
| AU2011305004A1 (en) | 2010-09-22 | 2013-04-04 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore frac tool with inflow control |
| WO2012174662A1 (en) * | 2011-06-20 | 2012-12-27 | Packers Plus Energy Services Inc. | Kobe sub with inflow control, wellbore tubing string and method |
| US9080420B2 (en) * | 2011-08-19 | 2015-07-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Multiple shift sliding sleeve |
| US9394773B2 (en) * | 2012-01-27 | 2016-07-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Resettable ball seat |
| US8931557B2 (en) * | 2012-07-09 | 2015-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing assemblies and methods of using the same |
| US9080421B2 (en) * | 2012-08-07 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mechanically adjustable flow control assembly |
| US9353599B2 (en) * | 2012-11-09 | 2016-05-31 | Watson Well Solutions, Llc | Pressure response fracture port tool for use in hydraulic fracturing applications |
| US9546537B2 (en) * | 2013-01-25 | 2017-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-positioning flow control apparatus using selective sleeves |
-
2012
- 2012-08-08 US US13/569,391 patent/US9523261B2/en active Active
- 2012-08-14 CA CA2785542A patent/CA2785542C/en active Active
- 2012-08-16 AU AU2012216239A patent/AU2012216239B2/en not_active Ceased
- 2012-08-17 RU RU2012135477/03A patent/RU2604525C2/ru active
- 2012-08-20 EP EP12181091.5A patent/EP2559845B1/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2318116C2 (ru) * | 2001-12-31 | 2008-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и устройство для образования множества трещин в скважинах, не закрепленных обсадными трубами |
| RU2314415C2 (ru) * | 2004-12-14 | 2008-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и устройство для многопластового заканчивания скважины (варианты) |
| RU2412347C1 (ru) * | 2007-05-10 | 2011-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ заканчивания с гидроразрывом в множестве продуктивных интервалов (варианты) |
| WO2010120469A2 (en) * | 2009-04-17 | 2010-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Open hole frac system |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740460C1 (ru) * | 2020-06-26 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Устройство для проведения многостадийного гидроразрыва пласта и способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта при помощи этого устройства |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2012216239A1 (en) | 2013-03-07 |
| CA2785542C (en) | 2015-11-17 |
| EP2559845B1 (en) | 2020-07-08 |
| RU2012135477A (ru) | 2014-02-27 |
| CA2785542A1 (en) | 2013-02-19 |
| AU2012216239B2 (en) | 2015-04-09 |
| US9523261B2 (en) | 2016-12-20 |
| EP2559845A2 (en) | 2013-02-20 |
| US20130043043A1 (en) | 2013-02-21 |
| EP2559845A3 (en) | 2015-08-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2604525C2 (ru) | Высокопроизводительная многоблочная система интенсификации добычи | |
| RU2531407C2 (ru) | Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины | |
| RU2733998C2 (ru) | Устройство, системы и способы многоступенчатой стимуляции | |
| EP2941531B1 (en) | Sliding sleeve bypass valve for well treatment | |
| CA2760107C (en) | Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment | |
| US9291044B2 (en) | Method and apparatus for isolating and treating discrete zones within a wellbore | |
| US7401651B2 (en) | Wellbore fluid saver assembly | |
| CA2984951C (en) | Sliding sleeve having indexing mechanism and expandable sleeve | |
| US10472919B2 (en) | Tension release packer for a bottomhole assembly | |
| AU2012351995A1 (en) | Expandable seat assembly for isolating fracture zones in a well | |
| US11255154B2 (en) | Tandem releasable bridge plug system and method for setting such tandem releasable bridge plugs | |
| CA2904312C (en) | Sliding sleeve having retrievable ball seat | |
| US20170218725A1 (en) | Actuation dart for wellbore operations, wellbore treatment apparatus and method | |
| US20200063524A1 (en) | Plug system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant |