RU2611083C2 - Разрывная муфта и положительная индикация открытия муфты для гидроразрыва - Google Patents
Разрывная муфта и положительная индикация открытия муфты для гидроразрыва Download PDFInfo
- Publication number
- RU2611083C2 RU2611083C2 RU2014148748A RU2014148748A RU2611083C2 RU 2611083 C2 RU2611083 C2 RU 2611083C2 RU 2014148748 A RU2014148748 A RU 2014148748A RU 2014148748 A RU2014148748 A RU 2014148748A RU 2611083 C2 RU2611083 C2 RU 2611083C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- downhole tool
- belt
- liner
- tool
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title description 16
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title description 16
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 42
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 10
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 18
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Группа изобретений относится к многостадийному гидроразрыву пласта со множеством зон пласта, которые должны быть последовательно изолированы для обработки. Для этого предусмотрен скважинный инструмент и способ его открытия. Технический результат - повышение надежности работы скважинного инструмента и повышение эффективности способа. Скважинный инструмент содержит корпус с внутренним отверстием и по меньшей мере одно выпускное отверстие, сообщающее внутреннее отверстие с наружной частью корпуса. Имеется вкладыш, размещенный во внутреннем отверстии и выполненный с возможностью перемещения под действием первого уровня давления, приложенного к сбрасываемой в скважину пробке для открытия вкладыша. Вкладыш выполнен с возможностью перемещения по меньшей мере из закрытого положения в открытое положение относительно упомянутого по меньшей мере одного выпускного отверстия и получения первой реакции на давление, указывающей на открытие вкладыша. Имеется разрывной пояс, размещенный с уплотнением на наружной части корпуса в месте расположения упомянутого по меньшей мере одного выпускного отверстия. Разрывной пояс обеспечен возможностью разрыва под действием второго уровня приложенного давления, передаваемого через упомянутое по меньшей мере одно выпускное отверстие к разрывному поясу, когда вкладыш находится в открытом положении. Имеется возможность получения второй реакции на давление, указывающей на надежное открытие по меньшей мере одного выпускного отверстия. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 20 ил.
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявки
Настоящая заявка притязает на преимущество приоритета на основании предварительной заявки США номер 61/911,614, поданной 04 декабря 2013 года, которая включена в настоящее описание путем ссылки.
Область техники
При многостадийном гидроразрыве пласта множество зон пласта должны быть последовательно изолированы для обработки. Для этого операторы устанавливают в стволе скважины компоновку гидроразрыва пласта, которая типично имеет верхний пакер хвостовика, ствольные пакеры, разобщающие ствол скважины на зоны, различные сдвижные муфты и изолирующий клапан для ствола скважины. При отсутствии необходимости закрывать зоны после открытия операторы могут использовать для гидроразрыва пласта сдвижные муфты однократного действия. Муфты этого типа обычно приводятся в действие с помощью шара и блокируются в открытом положении после приведения в действие. Муфта другого типа также приводится в действие с помощью шара, но может перемещаться в закрытое положение после открытия.
Вначале операторы опускают компоновку гидроразрыва пласта в ствол скважины, при этом все сдвижные муфты закрыты и клапан изоляции ствола скважины открыт. Операторы далее сбрасывают установочный шар, чтобы закрыть изолирующий клапан для ствола скважины, при этом изолируется колонна насосно-компрессорных труб компоновки, так что пакеры могут быть гидравлически установлены. На этой стадии операторы монтируют наземное оборудование гидроразрыва и перекачивают текучую среду в ствол скважины для открытия приводимой в действие давлением муфты, обеспечивая возможность обработки первой зоны.
В продолжение выполнения операции операторы сбрасывают шары с последовательно увеличивающимися размерами по колонне насосно-компрессорных труб и перекачивают текучую среду для поэтапной обработки отдельных зон. Когда сброшенный шар входит в контакт и устанавливается в соответствующем ему седле в сдвижной муфте, перекачиваемая текучая среда прилагает давление к установленному в седле шару и перемещает муфту в открытое положение. В свою очередь, установленный в седле шар отклоняет перекачиваемую текучую среду в примыкающую зону и предотвращает проход текучей среды в нижние зоны. Сбрасывая шары с последовательно увеличивающимися размерами для приведения в действие соответствующих муфт, операторы могут точно обрабатывать каждую зону в стволе скважины.
На фиг. 1А показан пример сдвижной муфты 10 для многозонной системы гидроразрыва пласта, с частичным разрезом и в открытом состоянии. Эта сдвижная муфта 10 подобна сдвижной муфте для гидроразрыва типа ZoneSelect MultiShift компании Weatherford и может быть размещена между изолирующими пакерами при многозонном заканчивании. Сдвижная муфта 10 включает в себя корпус 20, образующий отверстие 25 и имеющий верхнюю и нижнюю части 22 и 24. Внутренняя втулка или вкладыш 30 может перемещаться в отверстии 25 корпуса, чтобы открыть или перекрыть поток текучей среды через выпускные отверстия 26 корпуса на основе положения внутренней втулки 30.
При первоначальном опускании в скважину положение внутренней втулки 30 в корпусе 20 соответствует закрытому состоянию. Разрушаемое удерживающее средство 38 вначале удерживает внутреннюю втулку 30 у верхней части 22, и стопорное кольцо или поводок 36 на втулке 30 вставлено в кольцевой паз в корпусе 20. Наружные уплотнительные средства на внутренней втулке 30 зацепляют внутреннюю стенку корпуса 20 выше и ниже выпускных отверстий 26, чтобы изолировать их.
Внутренняя втулка 30 образует отверстие 35, в котором закреплено седло 40. Когда шар соответствующего размера устанавливается в седле 40, сдвижная муфта 10 может быть открыта, когда давление в насосно-компрессорной трубе прилагается к установленному в седле шару 40, чтобы переместить внутреннюю втулку 30 в открытое положение. Чтобы открыть сдвижную муфту 10 во время операции гидроразрыва пласта, после того как соответствующее количество проппанта было перекачано в нижнюю зону пласта, например, операторы сбрасывают в скважину шар В соответствующего размера и принудительно перемещают шар В до тех пор, пока он не достигнет седла 40, расположенного во внутренней втулке 30.
После того как шар В устанавливается в седле, повышенное давление действует на внутреннюю втулку 30 в корпусе 20, разрушает путем срезания разрушаемое удерживающее средство 38 и освобождает стопорное кольцо или поводок 36 из кольцевого паза корпуса, так что внутренняя втулка 30 может скользить вниз. В ходе своего скольжения внутренняя втулка 30 открывает выпускные отверстия 26, так что поток может быть отведен в окружающий пласт. Величина срезывающего усилия, требуемая, чтобы открыть сдвижные муфты 10, может находиться, как правило, в диапазоне от 1000 до 4000 фунт/дюйм2 (от 6,895 до 27,58 МПа).
После того как муфта 10 открыта, операторы могут далее перекачивать проппант под высоким давлением вниз в колонну насосно-компрессорных труб до открытой муфты 10. Проппант и текучая среда под высоким давлением выходят из открытых выпускных отверстий 26, так как установленный в седле шар В препятствует сообщению текучей среды и проппанта с областью, находящейся далее вниз по колонне насосно-компрессорных труб. Давления, используемые в операции гидроразрыва пласта, могут достигать до 15000 фунт/дюйм2 (103,4 МПа).
После выполнения операции гидроразрыва пласта скважина типично промывается, и шар В всплывает на поверхность. Затем осуществляется фрезерование для разбуривания седла 40 шара (и шара В, если он остался). Седло 40 шара может быть изготовлено из чугуна, чтобы облегчить фрезерование, и шар В может быть образован из алюминия или неметаллического материала, такого как композит. После завершения фрезерования внутренняя втулка 30 может быть закрыта или открыта с помощью стандартного инструмента переключения типа «B shifting tool», действующего на профили 32 и 34 для инструмента во внутренней втулке 30, так что сдвижная муфта 10 может далее функционировать подобно любой обычной сдвижной муфте, перемещаемой с помощью инструмента переключения. Возможность открывать и закрывать по выбору сдвижную муфту 10 позволяет операторам изолировать конкретный участок компоновки.
Так как зоны пласта обрабатываются поэтапно с помощью сдвижных муфт 10, самая нижняя сдвижная муфта 10 имеет седло 40 шара для наименьшего размера шара, и последовательно расположенные более высоко сдвижные муфты 10 имеют большие седла 40 для больших шаров В. Таким образом, шар В специфического размера, сброшенный в колонну насосно-компрессорных труб, будет проходить через седла 40 верхних муфт 10 и будет устанавливаться и обеспечивать изоляцию в требуемом седле 40 в колонне насосно-компрессорных труб. Несмотря на эффективность этой компоновки, на практике количество шаров В, которые могут эффективно использоваться в одной колонне насосно-компрессорных труб, ограничено.
На фиг. 2А-2В иллюстрируются другая известная сдвижная муфта 10, приводимая в действие с помощью шара. Чтобы защитить муфту 10 во время спуска, цементирования в стволе скважины и т.п., защитная оболочка 27 может быть размещена вокруг наружной части корпуса муфты, чтобы закрыть выпускные отверстия 26. Защитная оболочка 27 типично образована из композитного материала и предотвращает попадание в выпускные отверстия 26 сдвижной муфты грязи, цемента и т.п. до того, как сдвижная муфта 10 будет открыта. Наружная часть корпуса 20 может иметь паз 29 для размещения оболочки 27 заподлицо с наружной частью корпуса 20. Когда сдвижная муфта 10 открыта, давление текучей среды из выпускных отверстий 26 быстро разрушает композитную защитную оболочку 27.
На фиг. 3 иллюстрируется на виде с частичным разрезом другая известная сдвижная муфта 10, приводимая в действие с помощью шара. Эта приводимая в действие с помощью шара сдвижная муфта 10 считает шары одного размера перед открытием внутренней втулки 60. Для этого сдвижная муфта 10 включает в себя счетчик 50 и отдельное седло 70. Подобно описанной выше сдвижной муфте, эта сдвижная муфта 10 также включает в себя защитную оболочку 80 для защиты выпускных отверстий 80 сдвижной муфты во время спуска и других операций до тех пор, пока она не будет открыта. Оболочка 80 может также вначале удерживать смазочный материал или другой наполняющий материал в муфте 10 во время ее развертывания.
Защитная оболочка 80, которая показана более подробно на фиг. 4А-4С, представляет собой тонкую гильзу и может быть образована из алюминиевого сплава. Защитная оболочка 80 типично имеет толщину t1 около 0,09 дюймов (2,29 мм) и имеет диаметр d1, подходящий для того, чтобы облегать вокруг наружную часть корпуса 20, который может иметь диаметр около 5,65 дюймов (143,51 мм). Оболочка 80 включает в себя различные отверстия или каналы 84, проходящие от внутренней стороны 82 до наружной стороны 86, что обеспечивает возможность начальному потоку текучей среды из открытых выпускных отверстий 26 проходить через оболочку 80. В итоге поток, который может включать в себя проппант, разрушает путем эрозии оболочку 80 вокруг корпуса 20 и выпускных отверстий 26, что позволяет использовать сдвижную муфту 10 для гидроразрыва пласта и других операций обработки.
Во время операций сбрасывания шаров для приведения в действие сдвижных муфт в скважине, чтобы обрабатывать различные зоны, операторы хотят обнаруживать доступный для идентификации скачок давления на поверхности, который помогает указать, что сдвижная муфта в скважине была открыта. В настоящее время для получения подходящей индикации на поверхности используют срезные винты, срезные кольца и т.п. в сдвижных муфтах. Когда сброшенный шар устанавливается в седло в сдвижной муфте, давление текучей среды, прилагаемое к установленному в седло шару, разрушает срезные винты, чтобы переместить вкладыш в открытое положение в сдвижной муфте. Скачок давления и его падение, измеряемые на поверхности, которые создаются вследствие повышения и снижения давления, разрушающего срезные винты, могут использоваться операторами для определения того, что сдвижная муфта была открыта. В некоторых случаях скачок давления является недостаточным, чтобы указать на открытие сдвижной муфты.
Целью настоящего изобретения является преодоление, или по меньшей мере ослабление, влияния одной или более приведенных выше проблем.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно изобретению сдвижная муфта открывается с помощью сбрасываемой пробки. Сдвижная муфта содержит корпус, образующий первое отверстие и образующий выпускное отверстие, сообщающее первое отверстие с наружной частью корпуса. Внутренняя втулка образует второе отверстие и выполнена с возможностью перемещения в осевом направлении внутри первого отверстия из закрытого положения в открытое положение относительно выпускного отверстия. Седло, расположенное в сдвижной муфте, зацепляет сброшенную пробку. Давление текучей среды, прилагаемое к установленной пробке, открепляет ее от корпуса. Например, срезные штифты или другие средства временного крепления могут удерживать вкладыш в закрытом положении, и повышение давления текучей среды, действующего на установленную пробку, может разрушить это крепление и дать возможность вкладышу перемещаться в открытое положение. Первое повышение давления текучей среды и его снижение могут обеспечить первую индикацию, что муфта была открыта.
Разрывной пояс размещается вокруг наружной части корпуса в месте расположения выпускных отверстий. После того как вкладыш перемещается в открытое положение, давление текучей среды, прилагаемое к установленной пробке, проходит через открытые выпускные отверстия и воздействует на разрывной пояс. В итоге разрывной пояс, который может иметь множество надрезов, углублений и т.п., разрушается и позволяет потоку текучей среды из выпускных отверстий выходить из корпуса. Разрыв пояса и соответствующее повышение давления, которое его вызывает, обеспечивают вторую индикацию давления для операторов на поверхности, что сдвижная муфта была открыта.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг. 1А иллюстрирует известную приводимую в действие с помощью шара сдвижную муфту, с частичным разрезом.
Фиг. 1В иллюстрирует укрупненный вид приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфты на фиг. 1А.
Фиг. 2А-2В иллюстрируют другую известную приводимую в действие с помощью шара сдвижную муфту.
Фиг. 3 иллюстрирует еще одну известную приводимую в действие с помощью шара сдвижную муфту, имеющую защитную оболочку.
Фиг. 4А-4С иллюстрируют виды в перспективе, в продольном разрезе и в поперечном разрезе известной защитной оболочки.
Фиг. 5А-5В иллюстрируют вид с частичным разрезом приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфты, имеющей разрывной пояс согласно настоящему изобретению.
Фиг. 5С - график, иллюстрирующий пример индикаций на поверхности, получаемых при открытии приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфты, имеющей разрывной пояс.
Фиг. 6А-6С иллюстрируют виды в перспективе, в продольном разрезе и в поперечном разрезе разрывного пояса согласно настоящему изобретению.
Фиг. 7 иллюстрирует вид с частичным разрезом другой приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфты, имеющей разрывной пояс согласно настоящему изобретению.
Фиг. 8А иллюстрирует вид в продольном разрезе верхнего компонента корпуса для приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфты на фиг. 6.
Фиг. 8В-8С иллюстрируют виды в продольном разрезе и в поперечном разрезе другого компонента корпуса приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфты на фиг. 6.
Фиг. 9А иллюстрирует расчет разрыва для четырех тестов при различных конфигурациях разрывных поясов согласно настоящему изобретению.
Фиг. 9В - график, иллюстрирующий корреляцию между давлением разрыва разрывных поясов и диаметром разрывного пояса.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг. 5А-5В иллюстрируется вид с частичным разрезом скважинного инструмента 10, имеющего разрывной пояс 100 согласно настоящему изобретению. Как показано на чертеже, скважинный инструмент 10 может быть приводимой в действие с помощью шаров сдвижной муфтой 10, которая опускается в колонну насосно-компрессорных труб в ствол скважины и может использоваться для операций гидроразрыва пласта. Сдвижная муфта 10 включает в себя корпус 20, образующий отверстие 25 и имеющий верхнюю и нижнюю части 22 и 24. Внутренняя втулка или вкладыш 30 может перемещаться в отверстии 25 корпуса, чтобы открывать или перекрывать поток текучей среды через выпускные отверстия 26 корпуса на основе положения внутренней втулки 30.
При первоначальном опускании в скважину вкладыш 30 располагается в корпусе 20 в закрытом положении, перекрывая выпускные отверстия 26. Разрушаемое удерживающее средство 38 вначале удерживает вкладыш 30 у верхней части 22, и стопорное кольцо или поводок 36 на втулке 30 вставлено в кольцевой паз в корпусе 20. Наружные уплотнительные средства на вкладыше 30 зацепляют внутреннюю стенку корпуса 20 выше и ниже выпускных отверстий 26, чтобы изолировать их. Срезные штифты или другие известные средства могут использоваться, чтобы удерживать вкладыш 30 в закрытом положении.
Вкладыш 30 образует отверстие 35, в котором закреплено седло 40. Когда пробка соответствующего размера (например, шар, дротик и т.д.) устанавливается в седле 40, сдвижная муфта 10 может быть открыта, когда давление в насосно-компрессорной трубе прилагается к установленному в седле шару 40, чтобы переместить вкладыш 30 в открытое положение. Чтобы открыть сдвижную муфту 10 во время операции гидроразрыва пласта, после того как соответствующее количество проппанта было перекачано в нижнюю зону пласта, например, операторы сбрасывают в скважину шар В соответствующего размера и принудительно перемещают шар В до тех пор, пока он не достигнет седла 40, расположенного во вкладыше 30.
После того как шар В устанавливается в седле, повышенное давление толкает вкладыш 30 в корпусе 20, в итоге разрушает путем срезания разрушаемое удерживающее средство 38 и освобождает стопорное кольцо или поводок 36 из кольцевого паза корпуса, так что вкладыш 30 может затем скользить вниз. В ходе ее скольжения вкладыш 30 открывает выпускные отверстия 26.
Во время открытия сдвижной муфты 10 может быть получена первая индикация на поверхности, когда шар В устанавливается в седло 40 и повышенное давление превышает величину срезывающего усилия и сдвигает вкладыш 30 в открытое положение. Величина этой первой индикации на поверхности может зависеть от типа используемой сдвижной муфты 10, рабочего давления, величин срезывающих усилий и т.п. Величина срезающего усилия, требуемая, чтобы открыть вкладыш 30, может находиться, как правило, в диапазоне от 1000 до 4000 фунт/дюйм2 (от 6,9 до 27,6 МПа).
Когда вкладыш 30 перемещается в открытое положение, прилагаемое давление текучей среды, отклоняемое установленным шаром В, действует на разрывной пояс 100. Как было рассмотрено вначале, разрывной пояс 100 располагается вокруг наружной части корпуса 20 муфты и закрывает выпускные отверстия 26. Тем самым разрывной пояс 100 может обеспечить обычные преимущества предохранения муфты 10 от грязи и удержания любой смазки или т.п.
Однако, дополнительно к этим обычным преимуществам, разрывной пояс 100 обеспечивает получение второй индикации на поверхности, когда повышенной давление разрывает разрывной пояс 100. Вторая индикация на поверхности будет создавать характерный скачок давления, который может быть предварительно сконфигурирован до требуемой величины для конкретного варианта воплощения. После того как разрывной пояс 100 разрывается, сдвижная муфта 10 открывается в скважине, и операторы на поверхности, обнаружившие характерный скачок давления, могут определить, что муфта 10 была успешно открыта в скважине.
Когда он разрывается, пояс 100 предпочтительно разделяется на две или более частей, которые отпадают от муфты 10. В некоторых вариантах воплощения может быть допустимо получить щель в поясе 100 в одном месте вместо разделения на несколько частей. В любом случае, если какая-либо часть остается рядом с отверстиями 26, материал может быть разрушен путем эрозии во время последующих операций обработки.
После того как муфта 10 открыта, операторы могут далее перекачивать проппант под высоким давлением вниз в колонну насосно-компрессорных труб до открытой муфты 10. Проппант и текучая среда под высоким давлением выходят из открытых выпускных отверстий 26, так как установленный в седле шар В препятствует сообщению текучей среды и проппанта с областью, находящейся далее вниз по колонне насосно-компрессорных труб. Давления, используемые в операции гидроразрыва пласта, могут достигать до 15000 фунт/дюйм2 (103,4 МПа).
Как показано на чертеже, предпочтительно разрывной пояс 100 не связан с функциями, выполняемыми внутри сдвижной муфты 10. Поэтому разрывной пояс 100 предпочтительно размещается на наружной части корпуса 20, который может иметь наружный паз 29 для размещения пояса 100. Уплотнительные средства 28 для текучей среды, такие как уплотнительные кольца или т.п., могут быть размещены на наружной части корпуса 20 (и/или на внутренней части разрывного пояса 100, в зависимости от толщины пояса). Эти уплотнительные средства 28 могут удерживать давление текучей среды по меньшей мере частично внутри сдвижной муфты 10 после того, как вкладыш 30 был открыт. В других вариантах воплощения уплотнительные средства могут не использоваться или уплотнительные средства могут быть размещены на поясе 100.
Величина разрывающего усилия или величина индикации на поверхности, указывающей на разрыв разрывного пояса 100, может быть намного больше, чем обычная индикация на поверхности. Дополнительно, как показано на графике на фиг. 5С, два скачка давления или индикации на поверхности могут быть созданы во время открытия сдвижной муфты 10 в скважине. В частности, первую индикацию получают в результате повышения и последующего уменьшения давления текучей среды, приложенного к установленному в седле шару В, чтобы открепить и переместить вкладыш 30 в открытое положение. Затем вторая индикация, получаемая в результате повышения и последующего уменьшения давления текучей среды, чтобы разорвать разрывной пояс 100, закрывающий выпускные отверстия 26. На поверхности, используя данные измерения давления и известные устройства измерения давления, операторы могут затем использовать двойную индикацию на поверхности для дополнительного подтверждения, что сдвижная муфта 100 была успешно открыта в скважине.
На фиг. 6А-6С с помощью различных видов показаны подробности одного варианта воплощения разрывного пояса 100. Разрывной пояс 100 предпочтительно образован из чугуна, хотя возможно использовать другие материалы, включая другие металлы или неметаллические материалы. Разрывной пояс 100 может иметь толщину t2 около 0,4 дюйма (10,16 мм), но конкретная толщина t2 может быть подобрана для конкретного варианта воплощения и требуемого давления разрыва, как описывается здесь. Диаметр d2 пояса 100 зависит от диаметра корпуса 20 муфты, и в одном примере пояс 100 может иметь внутренний диаметр d2 около 5,25 дюйма (133,35 мм) для сдвижной муфты диаметром 5,5 дюйма (139,7 мм). Высота пояса 100 для этой сдвижной муфты может быть около 3,2 дюйма (81,28 мм). Внутренние края пояса 100 могут быть скошены на угол от 15 до 30 градусов на длину 0,1 дюйма (2,54 мм). Здесь также конкретный диаметр, высота и т.п. разрывного пояса 100 могут быть подобраны для конкретного варианта воплощения и требуемого давления разрыва, как описывается здесь.
Множество надрезов 104, углублений, канавок и т.п. могут быть образованы по окружности разрывного пояса 100, чтобы облегчить разрыв разрывного пояса 100, вызываемый внутренним давлением, прилагаемым к внутренней поверхности 102 пояса 100. Надрезы 104 могут быть образованы путем механической обработки или другим соответствующим образом и предпочтительно образованы на наружной поверхности 106 пояса 100. Дополнительно, надрезы 104 предпочтительно продолжаются вдоль продольной оси пояса 100 от его верха до его низа, чтобы способствовать образованию щели в поясе 100.
Глубина надрезов 104 может зависеть от варианта воплощения и других факторов (например, толщина пояса 100, используемый материал, требуемое давление разрыва и т.д.). Как правило, надрезы 104 могут иметь глубину от около 0,005 до 0,015 дюйма (от 0,127 до 3,81 мм), и они могут иметь V-образный профиль со сторонами, наклоненными под углом 45 градусов.
На поясе 100 может быть обеспечено любое подходящее количество надрезов 104, и в этом примере показаны четыре надреза. Количество надрезов 104 по окружности пояса 100 может быть подобрано с учетом облегчения разрыва при требуемом давлении и/или образования требуемого количества частей пояса 100 после разрыва. Предпочтительно обеспечиваются по меньшей мере два надреза 104, так что пояс 100 разделяется после разрыва на две или более части. В одном частном варианте воплощения четыре надреза 104 образованы через каждые 90 градусов по окружности пояса 100.
В целом, уровень давления, требуемый для разрыва пояса 100, подбирается на основе толщины t2 пояса 100, материала пояса 100, диаметра d2 пояса 100, количества выпускных отверстий 26, закрытых поясом 100, количества образованных надрезов 104, глубины надрезов 104 и других факторов.
На фиг.7 иллюстрируется на виде с частичным разрезом другой скважинный инструмент 10, имеющий разрывной пояс 100 согласно настоящему изобретению. Этот скважинный инструмент 10 является приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфтой, которая считает прохождения шаров одного размера перед открытием и подобна сдвижной муфте, раскрытой в US 2013/0186644 и US 2013/0025868, которые включены в настоящее описание полностью путем ссылки. Для осуществления подсчета сдвижная муфта 10 включает в себя счетчик 50, вкладыш 60 и отдельное седло 70. Вкладыш 60 имеет проточные каналы 66 и размещается с уплотнением внутри корпуса 26. Когда вкладыш 60 перемещается, каналы 66 вкладыша совмещаются с выпускными отверстиями 26, чтобы позволить потоку текучей среды выходить из сдвижной муфты 10.
Чтобы помочь операторам определить открытие вкладыша 60 сдвижной муфты внутри корпуса 20, сдвижная муфта 10 включает в себя разрывной пояс 100, размещенный вокруг корпуса 20 в месте расположения выпускных отверстий 26. Индикация открытия вкладыша 60 может обеспечиваться в первую очередь разрывом пояса 100, так как срезной штифт или другое временное удерживающее средство может не удерживать вкладыш 60 в закрытом положении. Еще в качестве другой индикации может использоваться реакция на давление от счетчика 50 и/или седла 70. Чтобы способствовать уплотнению разрывного пояса 100 на месте его размещения, корпус 20 включает в себя уплотнительные средства 28, такие как уплотнительные кольца, размещенные вокруг корпуса 20, но выше и ниже выпускных отверстий 26. Возможно использовать другие уплотнительные средства.
Чтобы облегчить установку разрывного пояса 100 на сдвижной муфте 10, корпус 20 сдвижной муфты 10 может включать в себя отдельные компоненты корпуса. Например, на фиг. 8А иллюстрируется вид в продольном разрезе верхнего компонента 21а корпуса для приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфты 10 на фиг. 6. На фиг. 8В-8С иллюстрируются виды в продольном разрезе и поперечном разрезе другого компонента 21b корпуса приводимой в действие с помощью шара сдвижной муфты 10 на фиг. 6. Два компонента 21а и 21b корпуса соединяются вместе с разрывным поясом (не показан), размещенным вокруг места их сочленения в месте расположения выпускных отверстий 26. Оба компонента 21а и 21b образуют кольцевые пазы 28 для размещения на наружной части кольцевых уплотнений для взаимодействия с внутренней поверхностью разрывного пояса (не показан).
Как было отмечено выше, давление, при котором происходит разрыв разрывного пояс 100, зависит от множества факторов и может быть подобрано для конкретного варианта воплощения. Например, на фиг. 9А иллюстрируются расчеты разрыва для четырех тестов при различных конфигурациях разрывных поясов 100 согласно настоящему изобретению. В каждом из тестовых расчетов разрыва разрывные пояса 100 образованы из чугуна.
В таблицах для каждого расчета показаны наружный и внутренний диаметры (минимальный, номинальный, максимальный) разрывного пояса 100, предел прочности на разрыв, толщина стенки пояса, отношение наружного диаметра к толщине стенки, поправочный коэффициент и результаты расчета для тонкой и толстой стенки.
В первом тестовом расчете (Тест 1) пояс 100 имеет первую толщину около 0,188 дюйма (4,78 мм), и согласно расчету разрыв происходит при давлении разрыва в диапазоне от около 3732 до 4258 фунт/дюйм2 (от 25,73 до 29,36 МПа), в зависимости от различных факторов. В первом тестовом испытании разрывной пояс 100, имеющий эту первую толщину и имеющий глубину углубления 0,009 дюйма (0,23 мм) для надрезов, был подвергнут воздействию давления разрыва от выпускных отверстий на сдвижной муфте. Было обнаружено, что пояс 100 разрывается при давлении 3920 фунт/дюйм2 (27,03 МПа) на две части.
Во втором тестовом расчете (Тест 2) пояс 100 имеет вторую толщину около 0,172 дюйма (4,37 мм), и согласно расчету разрыв происходит при давлении разрыва в диапазоне от около 2479 до 2851 фунт/дюйм2 (от 17,09 до 19,66 МПа), в зависимости от различных факторов. Во втором тестовом испытании было обнаружено, что разрывной пояс 100, имеющий эту вторую толщину и имеющий глубину углубления 0,025 дюйма (0,64 мм) для надрезов, разрывается при давлении 2608 фунт/дюйм2 (17,98 МПа) на три части.
В третьем тестовом расчете (Тест 3) пояс 100 имеет третью толщину около 0,138 дюйма (3,51 мм), и согласно расчету разрыв происходит при давлении разрыва в диапазоне от около 1523 до 1723 фунт/дюйм2 (от 10,5 до 11,88 МПа), в зависимости от различных факторов. В третьем тестовом испытании было обнаружено, что разрывной пояс 100, имеющий эту третью толщину и имеющий глубину углубления 0,059 дюйма (1,5 мм) для надрезов, разрывается при давлении 1602 фунт/дюйм2 (11,05 МПа) на две части.
В четвертом тестовом расчете (Тест 4) пояс 100 имеет четвертую толщину около 0,152 дюйма (3,86 мм), и согласно расчету разрыв происходит при давлении разрыва в диапазоне от около 1879 до 2132 фунт/дюйм2 (от 12,96 до 14,7 МПа), в зависимости от различных факторов. В четвертом тестовом испытании было обнаружено, что разрывной пояс, имеющий эту четвертую толщину и имеющий глубину углубления 0,045 дюйма (1,14 мм) для надрезов, разрывается при давлении 1977 фунт/дюйм2 (13,63 МПа) на две части.
Наконец, на фиг. 9В на графике иллюстрируется корреляция между расчетными давлениями разрыва разрывных поясов 100 и наружными диаметрами разрывных поясов 100 для диапазона от 5,52 дюйма до 5,64 дюйма (от 140,21 до 143,26 мм). Этот график корреляции строится с помощью полиномиального уравнения и может использоваться для конфигурирования конкретных факторов разрывного пояса 100 для конкретного варианта воплощения и требуемого давления разрыва.
Приведенное выше описание предпочтительных и других вариантов воплощения не ограничивает и не сужает объем или применимость идей изобретения, предложенных заявителями. Например, хотя настоящее изобретение фокусируется на верификации открытия сдвижной муфты, такой как муфта для гидроразрыва, открытой с помощью сброшенной пробки или шара, идеи настоящего изобретения могут использоваться для скважинного инструмента любого другого типа, используемого в колонне насосно-компрессорных труб, такого как, например, приводимая в действие с помощью давления муфта, приводимая в действие с помощью шара муфта, инструмент многостадийной обработки и т.п.
Следует понимать, что описанные выше признаки для любого варианта воплощения или аспекта раскрываемого изобретения могут использоваться, по одному или в комбинации, с любым другим описанным признаком, в любом другом варианте воплощения или аспекте раскрываемого изобретения.
Раскрывая идеи изобретения в данном документе, заявители притязают на все патентные права, предоставляемые прилагаемой формулой изобретения. Таким образом, прилагаемая формула изобретения включает в себя все модификации и изменения в полной мере, соответствующие объему следующей формулы изобретения и ее эквивалентам.
Claims (27)
1. Скважинный инструмент, содержащий:
корпус, образующий внутреннее отверстие и образующий по меньшей мере одно выпускное отверстие, сообщающее внутреннее отверстие с наружной частью корпуса;
вкладыш, размещенный во внутреннем отверстии и выполненный с возможностью перемещения под действием первого уровня давления, приложенного к сбрасываемой в скважину пробке для открытия вкладыша, причем вкладыш выполнен с возможностью перемещения по меньшей мере из закрытого положения в открытое положение относительно упомянутого по меньшей мере одного выпускного отверстия и получения первой реакции на давление, указывающей на открытие вкладыша; и
разрывной пояс, размещенный с уплотнением на наружной части корпуса в месте расположения упомянутого по меньшей мере одного выпускного отверстия, причем разрывной пояс разрывается под действием второго уровня приложенного давления, передаваемого через упомянутое по меньшей мере одно выпускное отверстие к разрывному поясу, когда вкладыш находится в открытом положении, обеспечивая получение второй реакции на давление, указывающей на надежное открытие по меньшей мере одного выпускного отверстия.
2. Инструмент по п. 1, в котором вкладыш содержит седло, зацепляющее пробку, сброшенную в него, причем вкладыш перемещается из закрытого положения в открытое положение под действием давления текучей среды, прилагаемого к сброшенной пробке, зацепленной с седлом.
3. Инструмент по п. 1 или 2, в котором средство временного крепления удерживает вкладыш в закрытом положении и освобождает вкладыш для перемещения в открытое положение под действием первого уровня давления.
4. Инструмент по п. 3, в котором первый уровень давления меньше, чем второй уровень давления.
5. Инструмент по п. 3 или 4, в котором первый уровень давления составляет приблизительно от 1000 до 4000 фунт/дюйм2 (от 6,895 до 27,58 МПа).
6. Инструмент по п. 5, в котором второй уровень давления составляет приблизительно от 1500 до 4300 фунт/дюйм2 (от 10,34 до 29,65 МПа).
7. Инструмент по п. 1, в котором первый уровень давления обеспечивает первую реакцию на давление на поверхности, указывающую на перемещение вкладыша в открытое положение, и причем второй уровень давления обеспечивает вторую реакцию на давление на поверхности, указывающую на разрыв разрывного пояса.
8. Инструмент по п. 1, в котором корпус содержит уплотнительные средства, размещенные вокруг корпуса и уплотняющие упомянутое по меньшей мере одно выпускное отверстие относительно внутренней поверхности разрывного пояса.
9. Инструмент по п. 1, в котором разрывной пояс образован из чугуна.
10. Инструмент по п. 1, в котором в разрывном поясе образуется по меньшей мере одно углубление на наружной поверхности.
11. Инструмент по п. 10, в котором упомянутое по меньшей мере одно углубление образовано от одного конца до другого конца вдоль оси разрывного пояса.
12. Инструмент по п. 1, в котором корпус содержит первый и второй компоненты корпуса, соединенные вместе конец в конец, причем разрывной пояс надевается по меньшей мере частично на один из концов одного из компонентов корпуса.
13. Способ открытия скважинного инструмента, включающий в себя:
перемещение вкладыша в скважинном инструменте в открытое положение относительно по меньшей мере одного выпускного отверстия посредством приложения первого давления текучей среды с первым уровнем давления в скважине к пробке, размещенной во вкладыше в скважинном инструменте;
получение первой реакции на давление, указывающей на открытие вкладыша в скважинном инструменте под действием первого приложенного давления текучей среды с первым уровнем давления;
разрыв разрывного пояса, размещенного с уплотнением на наружной части по меньшей мере одного выпускного отверстия на скважинном инструменте, посредством приложения второго давления текучей среды со вторым уровнем давления в скважине к разрывному поясу через по меньшей мере одно выпускное отверстие скважинного инструмента после первой реакции на давление; и
получение второй реакции на давление, указывающей на надежное открытие по меньшей мере одного выпускного отверстия скважинного инструмента под действием второго приложенного давления текучей среды со вторым уровнем давления.
14. Способ по п. 13, в котором приложение первого давления текучей среды с первым уровнем давления в скважине к скважинному инструменту включает в себя открытие вкладыша под действием первого уровня давления в скважинном инструменте первым приложенным давлением текучей среды.
15. Способ по п. 13 или 14, в котором получение первой реакции на давление, указывающей на открытие скважинного инструмента под действием первого приложенного давления текучей среды, включает в себя открепление вкладыша для перемещения в скважинном инструменте под действием первого уровня давления первого приложенного давления текучей среды.
16. Способ по п. 15, включающий в себя вначале сбрасывание пробки в скважину до седла во вкладыше скважинного инструмента.
17. Способ по п. 16, в котором приложение первого давления текучей среды с первым уровнем давления в скважине к скважинному инструменту включает в себя приложение первого давления текучей среды к сброшенной пробке, зацепленной с седлом во вкладыше в скважинном инструменте.
18. Способ по п. 17, в котором приложение второго давления текучей среды со вторым уровнем давления в скважине к скважинному инструменту после первой реакции на давление включает в себя отклонение второго давления текучей среды от выпускного отверстия в скважинном инструменте и приложение отклоненного давления текучей среды к разрывному поясу, размещенному на наружной части скважинного инструмента.
19. Способ по п. 18, в котором приложение отклоненного давления текучей среды к разрывному поясу, размещенному на наружной части скважинного инструмента, включает в себя приложение отклоненного давления текучей среды к разрывному поясу, размещенному с уплотнением относительно выпускного отверстия скважинного инструмента.
20. Способ по п. 18 или 19, в котором получение второй реакции на давление, указывающей на открытие скважинного инструмента под действием второго приложенного давления текучей среды со вторым уровнем давления, включает в себя разрыв разрывного пояса под действием второго уровня давления второго приложенного давления текучей среды.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361911614P | 2013-12-04 | 2013-12-04 | |
| US61/911,614 | 2013-12-04 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014148748A RU2014148748A (ru) | 2016-06-20 |
| RU2611083C2 true RU2611083C2 (ru) | 2017-02-21 |
Family
ID=52015924
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014148748A RU2611083C2 (ru) | 2013-12-04 | 2014-12-03 | Разрывная муфта и положительная индикация открытия муфты для гидроразрыва |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9885224B2 (ru) |
| EP (1) | EP2881536B1 (ru) |
| AU (1) | AU2014271275B2 (ru) |
| CA (1) | CA2873153C (ru) |
| NO (1) | NO3044084T3 (ru) |
| RU (1) | RU2611083C2 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU181716U1 (ru) * | 2017-12-27 | 2018-07-26 | Акционерное общество "ОКБ Зенит" АО "ОКБ Зенит" | Муфта гидроразрыва пласта с растворимым седлом |
| RU2739882C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-12-29 | Симойл Пте. Лтд. | Муфта для многостадийного гидравлического разрыва пласта |
| 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 |
| RU2741884C1 (ru) * | 2020-11-03 | 2021-01-29 | Общество с ограниченной ответственностью «УралНИПИнефть» | Растворимый клапан для многостадийного гидроразрыва пласта |
| RU2765186C1 (ru) * | 2021-03-23 | 2022-01-26 | Тарасов Алексей Сергеевич | Способ гидравлического разрыва пласта (варианты) и муфта для его осуществления |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9909384B2 (en) * | 2011-03-02 | 2018-03-06 | Team Oil Tools, Lp | Multi-actuating plugging device |
| CN105003227B (zh) * | 2015-08-03 | 2018-05-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 油气井用可分离式液压滑套 |
| WO2017132744A1 (en) | 2016-02-03 | 2017-08-10 | Tartan Completion Systems Inc. | Burst plug assembly with choke insert, fracturing tool and method of fracturing with same |
| US10487622B2 (en) | 2017-04-27 | 2019-11-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Lock ring hold open device for frac sleeve |
| US11156050B1 (en) | 2018-05-04 | 2021-10-26 | Paramount Design LLC | Methods and systems for degrading downhole tools containing magnesium |
| US11035197B2 (en) * | 2019-09-24 | 2021-06-15 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Anchoring extrusion limiter for non-retrievable packers and composite frac plug incorporating same |
| CN113803027B (zh) * | 2021-09-09 | 2024-01-30 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种用于配合可溶性压裂球使用的油井压裂滑套 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1694861A1 (ru) * | 1989-03-27 | 1991-11-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Муфта дл ступенчатого цементировани обсадной колонны |
| RU2047734C1 (ru) * | 1992-12-29 | 1995-11-10 | Научно-производственный кооператив "Техноимпульс" | Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колонн |
| RU47958U1 (ru) * | 2005-04-01 | 2005-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Муфта ступенчатого цементирования обсадной колонны |
| RU2316643C2 (ru) * | 2004-12-14 | 2008-02-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ заканчивания скважины, имеющей множество зон (варианты) |
| US20090308588A1 (en) * | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5456317A (en) * | 1989-08-31 | 1995-10-10 | Union Oil Co | Buoyancy assisted running of perforated tubulars |
| US7063152B2 (en) * | 2003-10-01 | 2006-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Model HCCV hydrostatic closed circulation valve |
| US7870907B2 (en) * | 2007-03-08 | 2011-01-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Debris protection for sliding sleeve |
| US7703510B2 (en) * | 2007-08-27 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless multi-position frac tool |
| US8522936B2 (en) * | 2008-04-23 | 2013-09-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Shock absorber for sliding sleeve in well |
| US8245788B2 (en) * | 2009-11-06 | 2012-08-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use |
| GB2478995A (en) | 2010-03-26 | 2011-09-28 | Colin Smith | Sequential tool activation |
| GB2478998B (en) | 2010-03-26 | 2015-11-18 | Petrowell Ltd | Mechanical counter |
| US8403068B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-03-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
| EP2402554A1 (en) * | 2010-06-30 | 2012-01-04 | Welltec A/S | Fracturing system |
| EP2484862B1 (en) | 2011-02-07 | 2018-04-11 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
| CA2983696C (en) | 2012-07-24 | 2020-02-25 | Tartan Completion Systems Inc. | Tool and method for fracturing a wellbore |
| FR2996247B1 (fr) * | 2012-10-03 | 2015-03-13 | Saltel Ind | Procede de fracturation hydraulique et materiel correspondant |
| CA2935508C (en) * | 2014-04-02 | 2020-06-09 | W. Lynn Frazier | Downhole plug having dissolvable metallic and dissolvable acid polymer elements |
-
2014
- 2014-09-09 NO NO14772024A patent/NO3044084T3/no unknown
- 2014-12-03 RU RU2014148748A patent/RU2611083C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-12-03 AU AU2014271275A patent/AU2014271275B2/en not_active Ceased
- 2014-12-04 EP EP14196403.1A patent/EP2881536B1/en not_active Not-in-force
- 2014-12-04 CA CA2873153A patent/CA2873153C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-12-04 US US14/560,364 patent/US9885224B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1694861A1 (ru) * | 1989-03-27 | 1991-11-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Муфта дл ступенчатого цементировани обсадной колонны |
| RU2047734C1 (ru) * | 1992-12-29 | 1995-11-10 | Научно-производственный кооператив "Техноимпульс" | Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колонн |
| RU2316643C2 (ru) * | 2004-12-14 | 2008-02-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ заканчивания скважины, имеющей множество зон (варианты) |
| RU47958U1 (ru) * | 2005-04-01 | 2005-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Муфта ступенчатого цементирования обсадной колонны |
| US20090308588A1 (en) * | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU181716U1 (ru) * | 2017-12-27 | 2018-07-26 | Акционерное общество "ОКБ Зенит" АО "ОКБ Зенит" | Муфта гидроразрыва пласта с растворимым седлом |
| RU2739882C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-12-29 | Симойл Пте. Лтд. | Муфта для многостадийного гидравлического разрыва пласта |
| 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 |
| RU2741884C1 (ru) * | 2020-11-03 | 2021-01-29 | Общество с ограниченной ответственностью «УралНИПИнефть» | Растворимый клапан для многостадийного гидроразрыва пласта |
| RU2765186C1 (ru) * | 2021-03-23 | 2022-01-26 | Тарасов Алексей Сергеевич | Способ гидравлического разрыва пласта (варианты) и муфта для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2873153A1 (en) | 2015-06-04 |
| EP2881536A3 (en) | 2016-04-20 |
| AU2014271275A1 (en) | 2015-06-18 |
| EP2881536A2 (en) | 2015-06-10 |
| CA2873153C (en) | 2018-09-04 |
| RU2014148748A (ru) | 2016-06-20 |
| AU2014271275B2 (en) | 2016-10-27 |
| US9885224B2 (en) | 2018-02-06 |
| EP2881536B1 (en) | 2018-01-31 |
| US20150152709A1 (en) | 2015-06-04 |
| NO3044084T3 (ru) | 2018-04-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2611083C2 (ru) | Разрывная муфта и положительная индикация открытия муфты для гидроразрыва | |
| CA3056066C (en) | Modular insert float system | |
| US11486204B2 (en) | Disconnect sub | |
| EA026933B1 (ru) | Устройство и способ обработки подземных пластов для интенсификации притока | |
| MX2014009905A (es) | Asiento segmentado mejorado para sistema de servicio de pozo de sondeo. | |
| CN103562490A (zh) | 维护井筒的系统和方法 | |
| US20150136403A1 (en) | Ball seat system | |
| CN107148509B (zh) | 用于压力控制的陶瓷破裂穹顶 | |
| CA3056846A1 (en) | Delayed opening port assembly | |
| CA3002949A1 (en) | Tool assembly with collet and shiftable valve and process for directing fluid flow in a wellbore | |
| US20160333660A1 (en) | Dual Barrier Pump-Out Plug | |
| US20190128088A1 (en) | Plug assembly for a pipe system | |
| JP5346332B2 (ja) | 分断可能なチュービングストリング遮断ディスクを有する油井仕上げツール | |
| US9228421B2 (en) | Insert assembly for downhole perforating apparatus | |
| US20220065070A1 (en) | Port sub with delayed opening sequence | |
| EP3080386B1 (en) | A downhole production casing string | |
| US11346171B2 (en) | Downhole apparatus | |
| NO20140332A1 (no) | Kuttesammenstilling og fremgangsmåte for kutting av kveilerør | |
| US20230012820A1 (en) | Delayed opening port assembly | |
| CA2820283A1 (en) | Valve and method for hydraulic fracturing | |
| US20200370392A1 (en) | Ultrashort plug | |
| US9022121B1 (en) | Back-up ring for a liner top test tool | |
| CA2980358C (en) | Hydraulic port collar | |
| MX2015004249A (es) | Asiento segmentado de enclavamiento para herramientas en el interior de pozos. | |
| US20210404286A1 (en) | Plug piston barrier |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191204 |