RU2613697C2 - Скользящая муфта с деформируемым шаровым гнездом - Google Patents

Скользящая муфта с деформируемым шаровым гнездом Download PDF

Info

Publication number
RU2613697C2
RU2613697C2 RU2015128000A RU2015128000A RU2613697C2 RU 2613697 C2 RU2613697 C2 RU 2613697C2 RU 2015128000 A RU2015128000 A RU 2015128000A RU 2015128000 A RU2015128000 A RU 2015128000A RU 2613697 C2 RU2613697 C2 RU 2613697C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
ring
ball
channel
socket
sleeve
Prior art date
Application number
RU2015128000A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015128000A (ru
Inventor
Скотт КРОУЛИ
Дэвид УОРД
Сезар Г. ГАРСИЯ
Айан М. ГРИНЕН
Original Assignee
Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК filed Critical Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК
Publication of RU2015128000A publication Critical patent/RU2015128000A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2613697C2 publication Critical patent/RU2613697C2/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • E21B34/142Valve 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16KVALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
    • F16K11/00Multiple-way valves, e.g. mixing valves; Pipe fittings incorporating such valves
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16KVALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
    • F16K15/00Check valves
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06Sleeve valves
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00Fluid handling
    • Y10T137/0318Processes
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00Fluid handling
    • Y10T137/7722Line condition change responsive valves
    • Y10T137/7781With separate connected fluid reactor surface

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
  • Check Valves (AREA)
  • Pivots And Pivotal Connections (AREA)
  • Mechanical Operated Clutches (AREA)
  • Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
  • Sealing Devices (AREA)
  • Taps Or Cocks (AREA)
  • Pens And Brushes (AREA)

Abstract

Изобретение относится к инструментам для ступенчатого гидроразрыва пласта. Скользящая муфта открывается сброшенным шаром. Муфта имеет гнездо, установленное в корпусе, и гнездо имеет сегменты с отклонением наружу друг от друга разрезным кольцом или другим отклоняющим элементом. Вначале гнездо имеет расширенное состояние в скользящей муфте, при этом сегменты гнезда расширены наружу в упор к каналу корпуса. Когда шар надлежащего диаметра сбрасывается на забой скважины, шар сцепляется с расширенным гнездом. Подаваемое давление текучей среды, действующее на посаженный в гнездо шар, перемещает гнездо в канал внутренней втулки. Когда данное происходит, гнездо сокращается, что увеличивает площадь сцепления гнезда с шаром. В конечном итоге гнездо достигает заплечика во внутренней втулке, при этом подаваемое давление, действующее на посаженный в гнездо шар, перемещает внутреннюю втулку в корпусе для открытия окна прохода потока скользящей муфты. Технический результат заключается в повышении эффективности скользящей муфты с деформируемым шаровым гнездом. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 37 ил.

Description

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[1] В ступенчатом гидроразрыве пласта многочисленные зоны пласта требуют последовательной изоляции для обработки. Для получения указанного, операторы устанавливают в забойную зону ствола скважины компоновку гидроразрыва пласта, которая обычно имеет верхний пакер хвостовика, пакеры для необсаженной зоны ствола, разобщающие зоны в стволе скважины, различные скользящие муфты и скважинный изолирующий клапан. Когда зоны не требуют закрытия после открытия, операторы могут применять скользящие муфты одноразового действия для обработки пласта гидроразрывом. Муфты данного типа обычно приводятся в действие шаром и блокируются в открытом положении, когда приведены в действие. Муфта другого типа также приводится в действие шаром, но может переключаться в закрытое положение после открытия.
[2] Вначале, операторы спускают компоновку гидроразрыва пласта в стволе скважины со всеми закрытыми скользящими муфтами и с открытым скважинным изолирующим клапаном. Операторы затем сбрасывают установочный шар для закрытия скважинного изолирующего клапана. Данное изолирует колонну насосно-компрессорных труб компоновки, так что пакеры могут гидравлически устанавливаться в рабочее положение. В данный момент операторы монтируют наземное оборудование гидроразрыва пласта и нагнетают насосом текучую среду в ствол скважины для открытия приводимой в действие давлением муфты, обеспечивая обработку первой зоны.
[3] В продолжение работы операторы сбрасывают последовательно более крупные шары в колонну насосно-компрессорная труб и нагнетают насосом текучую среду для постадийной обработки отдельных зон. Когда сброшенный шар встречает предназначенное для него гнездо в скользящей муфте, сила давления подаваемой насосом текучей среды, действующая на установленный шар, сдвигает муфту в открытое положение. В свою очередь, посаженный в гнездо шар отводит нагнетаемую насосом текучую среду в смежную зону и предотвращает проход текучей среды в зону, расположенную ниже. С помощью сбрасывания шаров с последовательно увеличивающимся диаметром для приведения в действие соответствующих муфт операторы могут точно обрабатывать каждую зону, двигаясь вверх по стволу скважины.
[4] На фиг. 1A показан пример скользящей муфты 10 для системы многозонного гидроразрыва пласта с частью в виде сечения в открытом положении. Данная скользящая муфта 10 является аналогичной скользящей муфте гидроразрыва пласта ZoneSelect MultiShift компании Weatherford и может устанавливаться между изолирующими пакерами в многозонном заканчивании. Скользящая муфта 10 включает в себя корпус 20, образующий канал 25 и имеющий верхний и нижний переводники 22 и 24. Внутренняя втулка или вставка 30 может перемещаться в канале 25 корпуса для открытия или закрытия прохода потока текучей среды через окна 26 корпуса на основе положения внутренней втулки 30.
[5] Вначале при спуске в скважину внутренняя втулка 30 установлена в корпусе 20 в закрытом положении. Разрушаемое удерживающее устройство 38 вначале поджимает внутреннюю втулку 30 к верхнему переводнику 22, и блокирующее кольцо или фиксатор 36 на муфте 30 плотно входит в кольцевой паз в корпусе 20. Наружные уплотнения на внутренней втулке 30 взаимодействуют с внутренней поверхностью стенки корпуса 20 над и под окнами 26 прохода потока для их изоляции.
[6] Внутренняя втулка 30 образует канал 35, имеющий гнездо 40 закрепленное в нем. Когда шар подходящего диаметра садится в гнездо 40, скользящая муфта 10 может открываться при действии давления в насосно-компрессорной трубе на посаженный в гнездо шар 40 для перемещения внутренней втулки 30 в открытое положение. Для открытия скользящей муфты 10 в процессе гидроразрыва пласта после подачи подходящего объема проппанта насосом в нижнюю зону пласта, например, операторы сбрасывают шар В подходящего диаметра в скважину и подают насосом шар B до достижения им посадочного гнезда 40, расположенного во внутренней втулке 30.
[7] После посадки шара B в гнездо, силы растущего давления, действующие на внутреннюю втулку 30 в корпусе 20, срезают разрушаемое удерживающее устройство 38 и освобождают блокирующее кольцо или фиксатор 36 из кольцевого паза в корпусе, при этом внутренняя втулка 30 может скользить вниз. При скольжении внутренняя втулка 30 открывает окно 26 прохода потока, так что поток может отводиться в окружающий пласт. Величины срезывающего усилия, требуемого для открытия скользящих муфт 10 могут находиться обычно в диапазоне от 1000 до 4000 фунт/дюйм2 (6,9-27,6 МПа).
[8] Когда муфта 10 открыта, операторы могут подавать насосом проппант под высоким давлением по колонне насосно-компрессорных труб в открытую муфту 10. Проппант и текучая среда под высоким давлением выходят из открытого окна 26, поскольку посаженный в гнездо шар B предотвращает перемещение текучей среды и проппанта дальше вниз по колонне насосно-компрессорных труб. Давление, применяемое в процессе гидроразрыва пласта может достигать 15000-фунт/дюйм2 (103 МПа).
[9] После проведения гидроразрыва пласта скважину обычно очищают промывкой, и шар B выносится циркуляцией на поверхность. Затем, шаровое гнездо 40 (и шар B, если остался) выбуривают. Шаровое гнездо 40 может выполняться из чугуна для облегчения выбуривания, и шар B может изготавливаться из алюминия или неметаллического материала, например, композита. По завершении выбуривания внутренняя втулка 30 может закрываться или открываться толкателем стандарта "B" на профилях 32 и 34 под инструмент во внутренней втулке 30, так что скользящая муфта 10 может впоследствии функционировать, как любая обычная скользящая муфта, сдвигающаяся инструментом "B". Возможность избирательного открытия и закрытия скользящей муфты 10 обеспечивает операторам изоляцию конкретной части компоновки.
[10] Поскольку зоны пласта обрабатываются постадийно с помощью скользящих муфт 10, самая нижняя скользящая муфта 10 имеет шаровое гнездо 40 для шара наименьшего диаметра, и последовательно кверху муфты 10 имеют увеличивающиеся гнезда 40 под более крупные шары B. В данном способе шар B конкретного диаметра, сброшенный в колонне насосно-компрессорных труб, должен пройти через гнезда 40 верхних муфт 10 и устанавливаться и уплотняться только в требуемом гнезде 40 в колонне насосно-компрессорных труб. Несмотря на эффективность такой компоновки, на практике число шаров B, которые можно эффективно спускать в одной колонне насосно-компрессорных труб, ограничено.
[11] В зависимости от прикладываемого давления и состава шара B, который применяют, могут проявляться несколько недостатков. Например, высокое давление, приложенное к композитному шару B, установленному в гнездо 40 муфты, диаметр которого близок к наружному диаметру шара, может обуславливать продавливание шара B через гнездо 40, при этом кромка гнезда 40 срезает шар B сбоку. Соответственно, надлежащие установка и сцепление шара B и гнезда 40 ужесточает требование к разности диаметров композитных шаров B и чугунных гнезд 40. Данные ограничения на практике снижают число шаров B, которые можно применять для гнезд 40 в компоновке скользящих муфт 10.
[12] В общем, компоновка гидроразрыва пласта с применением композитных шаров B может ограничиваться количеством от тринадцати до двадцати одной скользящей муфты в зависимости от диаметра применяемой насосно-компрессорной трубы. Например, в насосно-компрессорной трубе с диаметром 5-1/2''(140 мм) можно разместить двадцать одну скользящую муфту 10 для двадцати одного композитного шара B с отличающимися диаметрами. Требуемая разность между максимальным внутренним диаметром шарового гнезда 40 и наружным диаметром композитного шара B может находиться в диапазоне от 0,09'' для гнезд и шаров малого диаметра до 0,22'' для гнезд и шаров большого диаметра (2-6 мм). В общем, двадцать один композитный шар B может иметь диаметры в диапазоне от около 0,9'' до около 4'' (23-102 мм) с разностью диаметров около 0,12''(3 мм) между первыми восемью шарами, около 0,15''(4 мм) между следующими восемью шарами, около 0,20''(5 мм) между следующими тремя шарами и около 0,25''(6 мм) между последними двумя шарами. Минимальные внутренние диаметры для двадцати одного гнезда 40 могут находиться в диапазоне от около 0,81''(21 мм) до около 3,78''(96 мм), и разности между ними можно принимать аналогичными разностям для шаров B.
[13] Когда применяютcя алюминиевые шары B, можно применять больше скользящих муфт 10 вследствие уменьшенных допусков, которые можно применять между диаметрами алюминиевых шаров B и железных гнезд 40. Например, сорок отличающихся приращений можно применять для скользящих муфт 10, имеющих твердые гнезда 40, применяемые для сцепления с алюминиевыми шарами B. Вместе с тем, алюминиевый шар B, сцепляющийся в гнезде 40 может значительно деформироваться, когда на него действует высокое давление. Любые вариации в нагнетании и сбросе давления, которые обеспечивают установку алюминиевого шара B в гнездо, и затем вынос шара циркуляцией B могут менять форму шара B, отрицательно влияя на его способность установки в гнездо. Дополнительно, алюминиевые шары B могут особенно трудно выбуриваться из скользящей муфты 10 вследствие их способности вращаться во время выбуривания. По данной причине, композитные шары B являются предпочтительными.
[14] Объект настоящего изобретения дает возможность преодоления или по меньшей мере уменьшения действия одной или нескольких проблем, изложенных выше.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[15] Скользящая муфта открывается сбрасываемой пробкой (например, шаром). Внутренняя втулка установлена в канале корпуса и перемещается аксиально относительно окна прохода потока в корпусе из закрытого положения в открытое положение. Гнездо, установленное в скользящей муфте, сцепляется со сброшенным шаром и открывает внутреннюю втулку аксиально, когда подается начальное давление текучей среды, действующее на посаженный в гнездо шар.
[16] После открытия скользящей муфты последующее давление текучей среды при гидроразрыве или другой обработке пласта действует на посаженный в гнездо шар. Гнездо, в котором вначале шар опирается на начальную контактную площадь, или которое имеет соответствующий размер, затем трансформируется в ответ на последующее давление до увеличенной контактной площади или уменьшенного размера с дополнительным опиранием шара в гнезде.
[17] В одном варианте осуществления гнездо имеет сегменты с отклонением наружу друг от друга. Вначале гнездо имеет расширенное состояние в скользящей муфте, при этом сегменты гнезда расширены наружу в упор к каналу корпуса. Когда шар подходящего диаметра сбрасывается на забой скважины, шар сцепляется с расширенным гнездом. Подаваемое давление текучей среды, действующее на посаженный в гнездо шар, перемещает гнездо в канал внутренней втулки. Когда данное происходит, гнездо сокращается, что увеличивает площадь сцепления гнезда с шаром. В конечном итоге гнездо достигает заплечика во внутренней втулке, при этом подаваемое давление, действующее на посаженный в гнездо шар, перемещает внутреннюю втулку в корпусе для открытия окна прохода потока скользящей муфты.
[18] Гнездо имеет по меньшей мере один отклоняющий элемент, который отклоняет сегменты наружу друг от друга, и данный отклоняющий элемент может являться разрезным кольцом с сегментами, установленными по его окружности. Для содействия сокращению сегментированного гнезда при перемещении во внутреннюю втулку корпус может иметь промежуточное кольцо, отделяющее гнездо в начальном положении от внутренней втулки в закрытом положении.
[19] Скользящая муфта может применятьcя в компоновке одинаковых скользящих муфт для обработки пласта, например, гидроразрыва пласта. В обработке пласта текучей средой скользящие муфты устанавливают в стволе скважины, и шары с увеличивающимися диаметрами сбрасывают на забой скважины для последовательного открытия скользящих муфт с продвижением вверх по колонне насосно-компрессорных труб. При сбросе шар сцепляется в упор с расширенным гнездом в скользящей муфте, для открытия которой шару придан нужный диаметр. Гнездо сокращается при переходе из своего начального положения в скользящей муфте в нижнее положение во внутренней втулке внутри скользящей муфты, когда давление текучей среды действует на шар, сцепленный в упор с гнездом. Затем, внутренняя втулка внутри скользящей муфты перемещается в открытое положение, когда подается давление текучей среды, действующее на шар, сцепленный в упор с гнездом, сокращенным во внутренней втулке.
[20] В другом варианте осуществления гнездо, установленное в канале внутренней втулки, может перемещаться в нем аксиально из первого положения во второе положение. Гнездо имеет множество сегментов, и каждый сегмент имеет наклонную поверхность, выполненную с возможностью сцепления с обращенной внутрь поверхностью. Сегменты в первом положении расширяются наружу друг от друга и образуют первую контактную площадь, сцепляющуюся со сброшенным шаром. Гнездо перемещает внутреннюю втулку в открытое положение при подаче давления текучей среды, действующего на сцепленный шар. В частности, сегменты перемещаются из первого положения во второе положение, когда внутренняя втулка находится в открытом положении, при подаче второго давления текучей среды, действующего на сцепленный шар. Сегменты во втором положении сокращаются внутрь благодаря взаимодействию наклонной поверхности сегментов с обращенной внутрь поверхностью втулки и образуют вторую контактную площадь, сцепляющуюся со сброшенным шаром, которая больше первой контактной площади.
[21] В другом варианте осуществления гнездо, установленное в канале внутренней втулки, имеет посадочное кольцо, установленное в канале и перемещающееся в нем аксиально из первого аксиального положения во второе аксиальное положение. Сжимаемое кольцо, которое может иметь сегменты, также установлено в канале и образует пространство между частью сжимаемого кольца и каналом. Посадочное кольцо в первом положении поддерживает сброшенный шар с первым контактным диаметром и перемещает внутреннюю втулку в открытое положение при подаче первого давления текучей среды, действующего на сцепленный шар. Посадочное кольцо перемещается из первого положения во второе положение во внутренней втулке в открытом положении при подаче второго давления текучей среды, действующего на сцепленный шар. Посадочное кольцо во втором положении входит в пространство между сжимаемым кольцом и вторым каналом и сокращает сжимаемое кольцо внутрь. Например, посадочное кольцо, входящее в пространство, перемещает сегменты сжимаемого кольца внутрь друг к другу. В результате, сегменты, перемещенные внутрь, поддерживают сцепленный шар с вторым контактным размером, который меньше первого контактного размера.
[22] В другом варианте осуществления перемещающееся кольцо установлено в канале внутренней втулки смежно с заплечиком. Перемещающееся кольцо сцепляется со сброшенным шаром на первой контактной площади и перемещает внутреннюю втулку в открытое положение со сброшенным шаром. Деформируемое кольцо, которое можно изготавливать из эластомера или т.п., также расположено в канале внутренней втулки между заплечиком и перемещающимся кольцом. При подаче увеличенного давления перемещающееся кольцо перемещается во внутренней втулке со сброшенным шаром к заплечику, и деформируемое кольцо деформируется в ответ на перемещение перемещающегося кольца к заплечику. В результате, деформируемое кольцо сцепляется со сброшенным шаром в деформированном состоянии и увеличивает сцепление со сброшенным шаром на второй контактной площади, которая больше первой контактной площади.
[23] В другом варианте осуществления гнездо, расположенное во внутренней втулке, имеет коническую форму с верхним открытым концом и базовым открытым концом. Например, гнездо может включать в себя кольцо в форме усеченного конуса. Гнездо имеет начальное состояние с верхним открытым концом, установленным ближе к ближнему концу внутренней втулки, чем нижний открытый конец. В данном начальном состоянии гнездо сцепляется со сброшенным шаром на первой контактной площади и перемещает внутреннюю втулку в открытое положение при подаче первого давления текучей среды, действующего на сброшенный шар в гнезде. Когда данное происходит, гнездо деформируется по меньшей мере частично из начального состояния в инвертированное состояние в открытой внутренней втулке при подаче второго давления текучей среды, действующего на сброшенный шар. В данном инвертированном состоянии гнездо сцепляется со сброшенным шаром на второй контактной площади, которая больше первой контактной площади.
[24] В другом варианте осуществления сжимаемое гнездо, которое может включать в себя разрезное кольцо, установлено в первом положении во внутренней втулке и имеет расширенное состояние для сцепления со сброшенным шаром на первой контактной площади. Сцепленное с шаром сжимаемое гнездо сдвигается из первого положения во второе положение в упор к месту сцепления и сокращается из расширенного состояния в сокращенное состояние при подаче давления текучей среды, действующего на сброшенный шар в сжимаемом гнезде. В сокращенном состоянии сжимаемое гнездо сцепляется со сброшенным шаром на второй контактной площади, которая больше контактной площади первой поверхности.
[25] В приведенной выше сущности изобретения не рассматривается каждый возможный вариант осуществления или каждый аспект настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[26] На фиг. 1A показана скользящая муфта известной техники, в которой шар сцеплен с гнездом для открытия скользящей муфты.
[27] На фиг. 1B показана с увеличением скользящая муфта фиг. 1А.
[28] На фиг. 2A показана в закрытом положении скользящая муфта со сжимаемым сегментированным гнездом в первом положении согласно настоящему изобретению.
[29] На фиг. 2B показана в открытом положении скользящая муфта фиг. 2A, со сжимаемым сегментированным гнездом во втором положении.
[30] На фиг. 3 показан участок скользящей муфты фиг. 2A-2B со сжимаемым сегментированным гнездом в его первом и втором положениях.
[31] На фиг. 4A-4D показаны участки скользящей муфты фиг. 2A-2B, а также перемещение сжимаемого сегментированного гнезда из первого и второго положений для открытия скользящей муфты.
[32] На фиг. 5 показана компоновка гидроразрыва пласта, с множеством скользящих муфт согласно настоящему изобретению.
[33] На фиг. 6A-6B показано продольное и поперечное сечения скользящей муфты в закрытом положении со снабженным наклонной поверхностью гнездом, согласно настоящему изобретению.
[34] На фиг. 7A-7B показано продольное и поперечное сечения скользящей муфты в открытом положении со снабженным наклонной поверхностью гнездом фиг. 6A-6B.
[35] На фиг. 8A-8B показаны сечения скользящей муфты со снабженным наклонной поверхностью гнездом фиг. 6A-6B, здесь гнездо стремится продавить сброшенный шар.
[36] На фиг. 9A показана альтернативная форма сегментов для снабженного наклонной поверхностью гнезда.
[37] На фиг. 9B показано альтернативное смещающее устройство для сегментов снабженного наклонной поверхностью гнезда.
[38] На фиг. 10A показана в закрытом положении скользящая муфта, имеющая двойное сегментированное гнездо согласно настоящему изобретению.
[39] На фиг. 10B показана скользящая муфта фиг. 10A, двойное сегментированное гнездо показано с увеличением.
[40] На фиг. 11А показана скользящая муфта фиг. 10A в открытом положении.
[41] На фиг. 11B показана скользящая муфта фиг. 11, двойное сегментированное гнездо показано с увеличением.
[42] На фиг. 12A-12B показана скользящая муфта в закрытом и открытом положениях, с увеличением показан другой вариант осуществления двойного сегментированного гнезда.
[43] На фиг. 13A-13B показана скользящая муфта в закрытом и открытом положениях, снабженное кольцом гнездо показано с увеличением.
[44] На фиг. 13C отдельно показано разрезное кольцо, применяемое для снабженного кольцом гнезда фиг. 13A-13B.
[45] На фиг. 14A-14C подробно показана скользящая муфта с инвертирующимся гнездом в процессе открытия.
[46] На фиг. 14D показана деталь инвертирующегося гнезда, сцепляющегося со сброшенным шаром.
[47] На фиг. 14E показана альтернативная форма конического кольца.
[48] На фиг. 15A-15B показана скользящая муфта в закрытом и открытом положениях, подробно показано деформируемое гнездо.
[49] На фиг. 16A-16C показана скользящая муфта в закрытом и открытом положениях, подробно показаны другие варианты осуществления деформируемого гнезда.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
А. Скользящая муфта с сокращающимся сегментированным шаровым гнездом
[50] На фиг. 2A показана скользящая муфта 100 в закрытом состоянии и с гнездом 150 в первом (вверху) положении согласно настоящему изобретению, а на фиг. 2B показана скользящая муфта 100 в открытом состоянии и с гнездом 150 во втором (внизу) положении. Скользящая муфта 100 может являться частью системы многозонного гидроразрыва пласта, в которой применяется скользящая муфта 100 для открытия и закрытия сообщения с кольцевым пространством ствола скважины. В такой компоновке скользящую муфту 100 можно устанавливать между изолирующими пакерами в многозонном заканчивании.
[51] Скользящая муфта 100 включает в себя корпус 120 с верхним и нижним переводниками 112 и 114. Внутренняя втулка или вставка 130 может перемещаться в корпусе 120 для открытия или закрытия прохода потока текучей среды через окна 126 прохода потока в корпусе на основе положения внутренней втулки 130.
[52] Вначале при спуске в скважину внутренняя втулка 130 установлена в корпусе 120 в закрытом состоянии, как на фиг. 2A. Стопорный элемент 145 временно удерживает внутреннюю втулку 130 по направлению к верхнему переводнику 112, и наружные уплотнения 132 на внутренней втулке 130 сцеплены с внутренней поверхностью стенки корпуса 120 как над, так и под окнами 126 прохода потока для их изоляции. Возможно закрытие окон 126 прохода потока защитной оболочкой 127 для предотвращения входа отходов в скользящую муфту 100.
[53] Скользящая муфта 100 выполнена с возможностью открытия, когда шар B садится в посадочное гнездо 150 и подается давление в насосно-компрессорной трубе для перемещения внутренней втулки 130 в открытое положение. Хотя показан и описан шар B, может применятьcя любое подходящее изделие обычного типа, пробка, дротик, шар, конус или т.п. Термин "шар" применен в данном документе для примера. Для открытия скользящей муфты 100 при гидроразрыве пласта, например, операторы сбрасывают шар В подходящего диаметра в скважину и подают насосом шар B до достижения им посадочного гнезда 150, расположенного во внутренней втулке 130.
[54] Гнездо 150 требует только некоторой площади поверхности для начального сцепления с шаром B. При этом дополнительная площадь поверхности обеспечивается для надлежащей посадки шара B и открытия внутренней втулки 130, когда подается давление. На фиг. 3, например, гнездо 150 показано в двух положениях относительно внутренней втулки 130 и в двух состояниях. В начальном положении гнездо 150 располагается в канале 125 корпуса 120 и имеет расширенное состояние. Для сборки скользящей муфты 100 с установленным гнездом 150 корпус 120 имеет верхний корпусной компонент 122, который свинчивается с нижним корпусным компонентом 122 и прикрепляется к нему вблизи места гнезда 150, и другие компоненты, рассмотренные в данном документе.
[55] Гнездо 150 в расширенном состоянии и в своем верхнем положении сцепляется в упор со сброшенным шаром B и сцепляется в сокращенном состоянии в нижнем положении в упор со сброшенным шаром и внутренней муфтой 130. Для выполнения указанного, гнездо 150 имеет множество сегментов 152, установленных по окружности внутренней поверхности канала 125 корпуса. Разрезное кольцо, пружинное кольцо или другой отклоняющий элемент 154 установлен по окружности внутренней поверхности сегментов 152, предпочтительно в пазах, и толкает сегменты 152 наружу в упор к окружающей поверхности.
[56] В начальном, верхнем положении сегменты 152 толкаются наружу в расширенное состояние разрезным кольцом 154 в упор к внутренней поверхности канала 125 корпуса. Для предотвращения попадания и скопления отходов в сегментах 152 и предотвращения возможного сокращения сегментов 152 промежутки между сегментами 152 и гнездом 150 могут заполняться уплотнительной консистентной смазкой, эпоксидным составом, или другим заполнителем.
[57] При перемещении вниз относительно корпуса 120, как показано пунктирными линиями на фиг. 3, гнездо 150 сокращается до своего сокращенного состояния внутри канала 135 внутренней втулки 130. В данном втором положении сегменты 152 сокращенного гнезда 150 разрезное кольцо 154 толкает наружу в упор к внутренней поверхности канала 135 втулки.
[58] В состоянии спуска в скважину, когда внутренняя втулка 130 закрыта, сегментированное гнездо 150 поддерживается в верхнем положении, расширенным в упор к каналу корпуса 125, что обеспечивает проход шаров диаметром меньше назначенного через гнездо 150 без сцепления. Промежуточное кольцо 140, расположенное внутри корпуса 120, отделяет гнездо 150 от внутренней втулки 130, и стопорный элемент 145 на промежуточном кольце 140 временно удерживает внутреннюю втулку 130 в ее закрытом положении. На фиг. 4A показан участок скользящей муфты 100 с гнездом 150, установленным в данном начальном положении, и с закрытой внутренней муфтой 130.
[59] Как показано, сегменты 152 гнезда 150 в начальном положении расширяются наружу в упор к имеющему больший диаметр каналу 125 корпуса 120. Когда гнездо 150 перемещается мимо промежуточного кольца 140 и во внутреннюю втулку 130, сегменты 152 сокращаются внутрь, вставая в упор к каналу 135 внутренней втулки 130. Переход по фиксированному промежуточному кольцу 140 является предпочтительным. Вместе с тем, могут применятьcя другие устройства. Например, внутренняя втулка 130 может иметь длину больше, чем показано, для удержания расширенного гнезда 150 на участке внутренней втулки 130 для начального сцепления с шаром B. В данном случае сегменты 152 гнезда 150 в начальном положении могут расширяться наружу в упор к каналу 135 внутренней втулки 130. Затем сегменты 152 могут проходить переход (не показано) во внутренней втулке 130 и сокращаться внутрь внутри более узкого канала 130 внутренней втулки.
[60] Когда шар B нужного диаметра сбрасывается на забой скважины в скользящую муфту 100, шар B садится в упор к наклонным концам сегментов 152, образующим площадь сцепления, которая меньше внутреннего канала 125 корпуса 120. На фиг. 4A показан шар B, сброшенный в направлении к гнезду 150, в своем начальном положении. Отмечаем, что сегменты 152 в первом положении образуют внутренний размер (d1) приблизительно на 1/8''(3 мм) меньше наружного размера (dВ) сброшенного шара B.
[61] После посадки шара B в гнездо растущее давление за посаженным в гнездо шаром B поджимает шар B в упор к гнезду 150. В результате давление может обуславливать срезание гнездом 150 держателя или его освобождение от держателя (если имеется) и перемещение в упор к скошенному краю промежуточного кольца 140. Вместо продавливания в упор к внутренней втулке 130 во время данного начального перемещения гнездо 150 сокращается, переходя в свое сокращенное состояние, где сегменты 152 сходятся вместе, противодействуя отклонению разрезным кольцом 154, когда гнездо 150 переходит мимо промежуточного кольца 140.
[62] При продолжающемся действии давления гнездо 150 с шаром B теперь перемещается вниз в канал 135 внутренней втулки 130. На фиг. 4B показано гнездо 150, перемещающееся в следующее положение во внутренней втулке 130. Как можно видеть, при сокращении гнезда 150 увеличивается площадь поверхности гнезда 150 для сцепления с упором к шару B. В частности, верхние внутренние кромки сегментов 152 в начальном положении (фиг. 4A) образуют первый контактный размер (d1) для контакта со сброшенным шаром B. Когда сегменты 152 перемещаются в следующие и затем конечное положения (фиг. 4B-4D), концы сегментов 152 образуют второй размер (d2) меньше первого контактного размера (d1). Кроме того, концы сегментов 152 охватывают увеличенную площадь поверхности сброшенного шара B.
[63] Таким образом, скольжение сегментов 152 в канале 135, сокращение сегментов 152 внутрь, и подаваемое давление, действующее на посаженный в гнездо шар B, действуют совместно, защемляя шар B в гнезде 150. Другими словами, когда сегменты 152 переходят из начального положения (фиг. 4A) в последующие положения (фиг. 4B-4D), сегменты 152 поджимаются в упор сбоку к сброшенному шару B, продавливаемому в сегменты 152 и заставляющему сегменты 152 скользить. При этом сегменты 152 не только несут нижний конец шара B, но также продавливаются или поджимаются в упор сбоку к шару B, который может вначале просто садиться в гнездо 150, когда сегменты 152 расширены, а затем может продавливаться и деформироваться.
[64] Данная форма опирания с защемлением является предпочтительной как для алюминиевых, так и для композитных шаров B. Опирание с защемлением может увеличивать опорную площадь на шаре B и может помогать сохранению шара B посаженным в гнездо и выдерживать высокое давление. Защемление алюминиевого шара B может упрощать выбуривание шара B, а защемление композитных шаров B может предотвращать возможное срезание или разрезание шара сбоку, приводящее к проходу шара B через гнездо 150.
[65] Продолжающееся действие давления в конце концов перемещает гнездо 150 в упор к внутреннему заплечику 137 канала 135 втулки. Сцепление обеспечивает остановку перемещения гнезда 150 в канале 135 втулки. На фиг. 4C показано гнездо 150, переместившееся во внутренней втулке 130 в упор к внутреннему заплечику 137.
[66] Теперь нагнетаемое давление, действующее на шар B, поджимает внутреннюю втулку 130 напрямую, при этом внутренняя втулка 130 перемещается из закрытого состояния в открытое состояние. При скольжении в канале 125 корпуса внутренняя втулка 130 открывает окна 126 прохода потока корпуса 120 и устанавливает гидравлическое сообщение канала 125 с кольцевым пространством (не показано), окружающим скользящую муфту 100. На фиг. 4D показана втулка 130, переместившаяся в открытое состояние.
[67] Можно затем проводить гидроразрыв пласта, подавая текучую среду обработки пласта, например, жидкость для гидроразрыва на забой скважины в скользящую муфту 100, при этом текучая среда может проходить через открытые окна 126 прохода потока в окружающий пласт. Шар B, сцепленный в гнезде 150, предотвращает проход текучей среды обработки пласта в секции компоновки, расположенные ближе к забою скважины, и изолирует данные секции. При этом, концы сегментов 152, охватывающие увеличенную площадь поверхности сброшенного шара B, помогают нести шар B при более высоком давлении текучей среды, применяемом во время обработки (например, гидроразрыве пласта), с помощью скользящей муфты 100.
[68] Следует отметить, что от опоры, создаваемой гнездом 150, не требуется непроницаемости, поскольку обработка пласта гидроразрывом может требовать только достаточного отвода потока с посаженным в гнездо шаром B и поддержания давления. Соответственно, дополнительное сцепление шара B, создаваемое сокращенным гнездом 150, предназначено в основном для несения шара B при действии повышенного давления гидроразрыва пласта. Кроме того, следует отметить, что шар B здесь и по всему описанию могут показывать недеформированным. Данное служит только иллюстрацией. В работе шар B должен деформироваться и менять форму под действием подаваемого давления.
[69] По завершении обработки на данной скользящей муфте 100, аналогичные операции можно проводить ближе к устью скважины для обработки других секций ствола скважины. По завершении гидроразрыва пласта скважину обычно очищают промывкой, и шар B выносит циркуляцией на поверхность. В некоторых случаях шар B может не выноситься циркуляцией или может не удаляться из гнезда 150. В любом случае гнездо 150 (и шар B, если остается в нем) выбуривают для создания требуемого внутреннего диаметра скользящей муфты 100.
[70] Для облегчения выбуривания гнездо 150 и в особенности сегменты 152 можно выполнять из чугуна, и шар B можно изготавливать из алюминия или неметаллического материала, например, композита. Разрезное кольцо 154 можно изготавливать из одинакового с сегментами 152 или отличающегося материала. Предпочтительно, разрезное кольцо 154 можно изготавливать из материала, подходящего для отклонения сегментов 152, который также легко выбуривается. Например, разрезное кольцо 154 можно изготавливать из любого подходящего материала, такого как эластомер, термопласт, органический полимерный термопласт, полиэфирэфиркетон (ПЭЭК), аморфный полимерный термопласт, полиамидоимид, TORLON®, мягкий металл, чугун, и т.д., а также их комбинаций. (TORLON является зарегистрированной торговой маркой SOLVAY ADVANCED POLYMERS L.L.C.).
[71] По завершении выбуривания внутренняя втулка 130 может закрываться или открываться толкателем. Например, внутренняя втулка 130 может иметь профили под инструмент (не показано), при этом скользящая муфта 100 может функционировать, как любая обычная скользящая муфта, которую можно сдвигать в открытое и закрытое положение обычным инструментом, например, инструментом типа "B". Другие устройства также возможны.
[72] Как указано выше, надлежащие установка и взаимодействие шара B и гнезда 150 задают требования к разности диаметров шара B и гнезда 150. С помощью регулирования разности между требуемой начальной площадью первой посадки шара B в сегментированное гнездо 150 в расширенном состоянии и площадью гнезда 150 в сокращенном состоянии, требуемой для последующего перемещения втулки 130 в открытое состояние, скользящая муфта 100 обеспечивает увеличение числа шаров B, которые можно применять для гнезд 150 в компоновке скользящих муфт 100, вне зависимости от состава шаров, благодаря взаимодействию с защемлением, предложенному в данном документе.
[73] Вместо показанного разрезного кольца 154, можно применять отклоняющий элемент другого типа для отклонения сегментов 152 к расширению. Например, сегменты 152 можно отклонять, применяя отклоняющие элементы, установленные между смежными краями сегментов 152. Данные, вставленные между сегментами, отклоняющие элементы, которые могут являться пружинами, эластомерными или другими компонентами, толкают сегменты 152 наружу друг от друга, при этом гнездо 150 расширяется.
[74] Данная скользящая муфта 100 может, прежде всего, уменьшать общее падение давления во время гидроразрыва пласта и может обеспечивать операторам поддержание интенсивности подачи при проведении работ.
[75] Как пример, на фиг. 5 показана компоновка 50 гидроразрыва пласта, в которой применяется предложенное устройство сегментированного гнезда (150) в скользящих муфтах (100A-C) компоновки 50. Как показано, колонна 52 насосно-компрессорных труб развернута в стволе 54 скважины. Колонна 52 имеет несколько скользящих муфт 100A-C, установленных по длине колонны, и различные пакеры 70 изолируют участки ствола 54 скважины на разобщенные зоны. В общем, ствол 54 скважины может являться стволом с открытой или не обсаженной зоной забоя, и пакеры 70 могут являться пакерами любого подходящего типа, предназначенными для изоляции участков ствола скважины с созданием разобщенных зон.
[76] Скользящие муфты 100A-C развернуты на колонне 52 насосно-компрессорных труб между пакерами 70 и могут применятьcя для избирательного отвода текучей среды обработки в разобщенные зоны окружающего пласта. Колонна 52 насосно-компрессорных труб может являться частью компоновки гидроразрыва пласта, которая, например, имеет верхний пакер хвостовика (не показано), скважинный изолирующий клапан (не показано) и другие пакеры и муфты (не показано) в дополнение к показанным. Если ствол 54 скважины имеет обсадную колонну, ствол 54 скважины может иметь перфорации 56 обсадной колонны в различных точках.
[77] В обычной работе операторы сбрасывают установочный шар для закрытия скважинного изолирующего клапана (не показано) снизу забойной зоны скважины. Гнезда в каждой из скользящих муфт 100A-C обеспечивают сквозной проход установочного шара. Затем, операторы присоединяют наземное оборудование 65 гидроразрыва пласта и подают насосом текучую среду в забойную зону ствола 54 скважины для открытия приводимой в действие давлением муфты (не показано) вблизи конца колонны 52 насосно-компрессорных труб. При этом обрабатывается первая зона ствола скважины.
[78] На последующих стадиях работы операторы последовательно приводят в действие скользящие муфты 100A-C между пакерами 70 для обработки разобщенных зон. В частности, операторы сбрасывают последовательно все более крупные шары в колонне 52 насосно-компрессорных труб. Каждый шар выполнен с возможностью садиться в гнездо в одной из скользящих муфт 100A-C последовательно ближе к устью колонны 52 насосно-компрессорных труб. Каждое из гнезд в скользящих муфтах 100A-C может пропускать шары, предназначенные для нижней скользящей муфты 100A-C.
[79] Вследствие начального расширенного состояния гнезд и последующего сокращенного состояния, скользящие муфты 100A-B обеспечивают применение большего числа шаров, чем обычно возможно. Показано не все, например, компоновка 50 может иметь до 21 скользящей муфты. Поэтому 21 шар можно сбрасывать в скважину для последовательного открытия скользящих муфт 100. Отличающиеся диаметры шаров могут находиться в диапазоне от 1'' до 4''(51-102 мм), при этом разность диаметров между предыдущим и последующим шаром B меняется. Начальные диаметры гнезд (150) внутри скользящей муфты 100 могут выполняться для посадки с обжимом в 1/8''(3 мм) для начального сцепления соответствующего сброшенного шара B в скользящей муфте 100. Обжим затем увеличивают, поскольку гнездо трансформируется из убранного состояния в сокращенное состояние. Вместе с тем, допуск в диаметрах для гнезда (150) и шаров B зависит от числа применяемых шаров B, наибольшего наружного диаметра колонны 52 насосно-компрессорных труб и разностей диаметров между шарами B.
[80] В скользящих муфтах 100 для компоновки гидроразрыва пласта, показанных на фиг. 5, можно применять другие сокращающиеся гнезда, описанные в данном документе. Ниже рассматриваются фиг. 6A-16C, на которых показаны дополнительные скользящие муфты 100 с сокращающимися гнездами для перемещения муфты или вставки 130 в корпусе 120 муфты, открывающего окна 126 прохода потока. Аналогичные ссылочные позиции применяютcя для аналогичных компонентов в вариантах осуществления отличающихся муфт. Дополнительно, компоненты описанных гнезд можно изготавливать из железа или другого подходящего материала для облегчения выбуривания.
B. Скользящая муфта со снабженным наклонной поверхностью, сокращающимся, сегментированным шаровым гнездом
[81] Скользящая муфта 100, показанная на фиг. 6A-6B и 7A-7B, имеет снабженное наклонной поверхностью гнездо 160 согласно настоящему изобретению. Аналогично описанному выше, скользящая муфта 100 открывается шаром B назначенного диаметра, установленным в муфте 100, когда сброшенный шар B сцепляется со снабженным наклонной поверхностью гнездом 160, подается давление текучей среды, действующее на посаженный в гнездо шар B, и внутренняя втулка 130 сдвигается в открытое положение относительно окна 126 прохода потока.
[82] Снабженное наклонной поверхностью гнездо 160 включает в себя промежуточное кольцо 162, снабженные наклонной поверхностью сегменты 164 и снабженную наклонной поверхностью втулку или кольцо 168, которые установлены во внутреннем канале 135 втулки. Промежуточное кольцо 162 закреплено в скользящей муфте 100 и помогает защищать сегменты 164 от отходов, а также центрирует сброшенные шары, проходящие к гнезду 160. Хотя промежуточное кольцо 162 показано расположенным во внутренней втулке 130, кольцо может применяться, если необходимо, и может устанавливаться в канале 125 корпуса к ближнему концу внутренней втулки 130. Если целесообразно, внутренний канал 135 внутренней втулки 130 может образовывать интегральное промежуточное кольцо 162.
[83] Снабженная наклонной поверхностью втулка 168 закреплена в скользящей муфте 100 и имеет обращенную внутрь поверхность или наклонную поверхность 169, которая имеет уклон от ближнего конца к дальнему концу внутренней втулки 130. Уклон наклонной поверхности 169 может составлять около 15 - 30 градусов, но другие уклоны могут применятьcя для данного исполнения. Вместо отдельной снабженной наклонной поверхностью втулки 168, которая показана, внутренняя втулка 130 может иметь наклонную поверхность 169, выполненную интегральной внутри канала 135 и имеющую уклон от ближнего конца к дальнему концу муфты.
[84] Снабженные наклонной поверхностью сегменты 164, которые могут являться независимыми сегментами, установлены между промежуточным кольцом 162 и снабженной наклонной поверхностью втулкой 168 и могут перемещаться в канале 135 из убранного состояния (фиг. 6A-6B) в выдвинутое или сокращенное состояние (фиг. 7A-7B). Предпочтительно, один или несколько отклоняющих элементов 166 отклоняют несколько снабженных наклонной поверхностью сегментов 164 наружу в упор к внутренней поверхности канала 135. Показанное здесь отклоняющее кольцо 166 может устанавливаться по окружности сегментов 164. Отклоняющее кольцо 166 может являться разрезным кольцом, обжимным кольцом или пружинным кольцом 166, хотя может применятьcя отклоняющий элемент любого другого типа, например, эластомерное кольцо или т.п. Разрезное кольцо 166 можно изготавливать из любого подходящего материала, например, чугуна, TORLON®, ПЭЭК и т.д., как указано выше. Установленное по окружности сегментов 164 отклоняющее кольцо 166 может располагаться в пазах на внутренней поверхности сегментов 164, как показано, или отклоняющее кольцо 166 может располагаться проходящим через сегменты или закрепленным вокруг наружной поверхности сегментов 164.
[85] При отклонении наружу в убранное состояние, показанное на фиг. 6A-6B, снабженные наклонной поверхностью сегменты 164 образуют внутренний диаметр или размер (d1), который меньше, чем у промежуточного кольца 162, так что верхние концы снабженных наклонной поверхностью сегментов 164 образуют поверхность начальной установки в гнездо для сцепления с шаром назначенного диаметра. Как показано на фиг. 6A-6B, шар B сцепляется с открытыми верхними поверхностями (конкретнее, кромками) снабженных наклонной поверхностью сегментов 164, создавая сцепление начальной установки в гнездо.
[86] Верхние кромки сегментов 164, расширенные наружу друг от друга, образуют первый внутренний размер (d1), который меньше наружного размера (dB) сброшенного шара B. Фактическая применяемая разность между первым внутренним размером (d1) и наружным размером (dB) может зависеть от наибольшего учитываемого наружного диаметра. Например, разность между наружным размером (dB) шара и первым внутренним размером (d1) гнезда может иметь около 3 или 4 интервалов, со значениями около 0,09'' (2 мм), 0,12'' (3 мм), 0,17 дюйм (4 мм) и 0,22дюйм (6 мм), которые увеличиваются с увеличением размера шара от около 0,9'' (23 мм) до около 4'' (102 мм), хотя может применятьcя любая другая группа и диапазон размеров. Промежуточное кольцо 162, которое помогает центрировать сброшенный шар B, имеет внутренний размер больше внутреннего размера (d1) сегментов 164 гнезда, так что контактная площадь сегментов 164 для сцепления со сброшенным шаром B открыта взаимодействию в скользящей муфте 100.
[87] Давление текучей среды, подаваемое в канале 125 муфты, действует на посаженный в гнездо шар B. Снабженные наклонной поверхностью сегменты 164 поджимаются в упор к наклонной поверхности 169 втулки 168, но давление может являться не достаточным для существенного защемления сегментов 164 на наклонной поверхности 169 вследствие трения и силы давления разрезного кольца 166. Для контроля момента времени и величины давления, при котором происходит защемление сегментов 164 в упор к наклонной поверхности 169, один или несколько сегментов 164 могут удерживаться срезными штифтами или другим временным креплением (не показано), требующим приложения конкретной силы для высвобождения сегментов 164. Одновременно, подаваемое давление, действующее на посаженный в гнездо шар B, поджимает внутреннюю втулку 130 в канале 125 в упор к временному стопору 145.
[88] В конечном итоге временный стопор 145 разрушается, высвобождая внутреннюю втулку 130 для перемещения в канале 125 из закрытого состояния (фиг. 6A) в открытое состояние (фиг. 7A). В данной и других скользящих муфтах 100, раскрытых в данном документе, величина срезающего давления, требуемого для открытия скользящей муфты 100, может иметь диапазон в общем, от 1000 до 4000 фунт/дюйм2 (6,9-27,6 МПа).
[89] Когда внутренняя втулка 130 свободна для перемещения, подаваемое давление открывает втулку 130 относительно окна 126 прохода потока. Поскольку давление текучей среды подается для перемещения втулки 130 в открытое положение, при этом снабженные наклонной поверхностью сегменты 164 могут незначительно скользить в упор к наклонной поверхности 169 втулки 168. Поэтому, верхние кромки сегментов 164 в своем расширенном наружу друг от друга состоянии, по существу, образуют контактную площадь между шаром B и гнездом 160 при открытии внутренней втулки 130. На фиг. 8A показано сцепление шара B главным образом с верхними кромками сегментов 164.
[90] Когда скользящая муфта 100 открыта, операторы начинают подачу насосом текучей среды обработки под более высоким давлением (например, жидкости для гидроразрыва пласта) в забойную зону скважины в открытую муфту 100. В данном и других вариантах осуществления скользящих муфт 100, раскрытых в данном документе, давление, применяемое в процессе гидроразрыва пласта, может достигать 15000-фунт/дюйм2 (104 МПа). При подаче увеличенного давления снабженные наклонной поверхностью сегменты 164 придавливаются в упор к наклонной поверхности 169 втулки 168, что обуславливает сокращение сегментов 164 внутрь против отклонения отклоняющим кольцом 166. Когда данное происходит, контактная площадь, на которой сегменты 164 сцепляются в упор к шару B, увеличивается, создавая более стабильное сцепление. В частности, контактная площадь сегментов 164, сокращенных внутрь друг к другу, охватывает площадь поверхности, которая больше, чем только у кромки сегментов 164, вначале применяющейся для сцепления с шаром B. На фиг. 8B показано сцепление шара B с сегментами 164, сокращенными внутрь.
[91] Кроме того, сегменты 164, сокращенные внутрь, образуют размер (d2), который меньше размера кромок, вначале применяемого на сегментах 164 для сцепления с шаром B. Фактически, кромки сегментов 164, сокращенных внутрь друг к другу могут образовывать второй внутренний размер (d2), который меньше наружного размера (dB) сброшенного шара. Здесь также фактическая используемая разность между вторым внутренним размером (d2) и наружным размером (dB) может зависеть от учитываемого наибольшего наружного диаметра. Например, разность между наружным размером (dB) шара и вторым внутренним размером (d2) гнезда может иметь около 3 или 4 интервалов, что меньше начальных интервалов разности, указанных выше, составляющих 0,09'' (2 мм), 0,12'' (3 мм), 0,17'' (4 мм) и 0,22'' (6 мм), хотя может применятьcя любая другая группа и диапазон размеров. Данное обеспечивает увеличенную стабильность скрепления сцепленного шара B с гнездом 160 и обеспечивает более плотные разности зазора между наружным размером (dB) шара и начальным внутренним размером (d1) гнезда, как отмечено в данном документе.
[92] Таким образом, сегменты 164 снабженного наклонной поверхностью гнезда 160 в начальном положении расширены наружу друг от друга (фиг. 6A), образуют первую контактную площадь для сцепления с шаром B назначенного диаметра и перемещают внутреннюю втулку 130 в открытое положение (фиг. 7A) при подаче давления текучей среды, действующего на сцепленный шар B. В результате, сегменты 164 перемещаются из начального расширенного состояния в последующее сокращенное состояние во внутренней втулке 130, когда втулка 130 находится в открытом положении. Главной причиной данного перемещения может являться подача повышенного давления текучей среды, действующего на сцепленный шар B во время обработки пласта (например, гидроразрыва). Сегменты 164 в сокращенном состоянии сокращены внутрь, благодаря взаимодействию наклонных поверхностей сегментов с наклонной поверхностью 169. Дополнительно, сокращенные сегменты 164 образуют контактную площадь, сцепляющуюся со сброшенным шаром B, которая больше начальной контактной площади, используемой вначале для сцепления с шаром B и перемещения внутренней втулки 130 в открытое положение.
[93] Как можно видеть, начальное состояние гнезда 160 обеспечивает внутренний проход, который не сцепляется с шарами диаметра меньше назначенного, не предназначенными для открытия скользящей муфты 100. Однако, когда нужный шар B сцепляется с данным гнездом 160 в данном начальном состоянии, посадочная поверхность гнезда увеличивается при подаче давления, внутренняя втулка 130 открывается, и сегменты 164 сокращаются внутрь. Как подробно описано в данном документе, данное увеличение посадочной площади гнезда или поверхности обеспечивает применение гнезда 160 для пропуска большего числа шаров B по колонне насосно-компрессорных труб и может уменьшать возможность срезания кромками фиксированного гнезда с внутренним диаметром близким к диаметру шара B наружной поверхности шара B сбоку, когда подается давление без открытия внутренней втулки 130.
[94] Здесь также, как отмечено выше, скольжение сегментов 164 в канале 135, сокращение сегментов 164 внутрь и подаваемое давление, действующее на посаженный в гнездо шар B, действуют совместно, защемляя шар B в гнезде 160. Таким образом, как показано на фиг. 8B, сегменты 164 не только несут нижний конец шара B, но также продавливаются или поджимаются в упор сбоку к шару B, которому вначале обеспечивается некоторое вставление в гнездо 160, когда сегменты 164 расширены, и который может затем продавливаться и деформироваться. Данная форма опирания с защемлением является предпочтительной как для алюминиевых, так и для композитных шаров B как указано выше, благодаря увеличению опорной площади на шаре, содействует удержанию шара установленным в гнездо и выдерживает высокое давление.
[95] Как показано на фиг. 6A-7B, сегменты 164 гнезда 160 могут вначале устанавливаться в расширенном состоянии внутри канала 135 внутренней втулки 130. Альтернативно, сегменты 164 могут устанавливаться в расширенном состоянии внутри канала 125 корпуса 120 с устройством, аналогичным показанному на фиг. 3 и 4A-4D. В любом случае гнездо 160 может сокращаться, переходя из первого положения с сегментами 164, расширенными в упор к каналу 125 корпуса 120, во второе положение с сегментами 164, сокращенными внутри внутреннего канала 135 втулки. Промежуточное кольцо 162 можно при этом исключить или перемещать внутри канала 125 корпуса.
[96] Как указано выше, сегменты 164 могут являться независимыми элементами. Альтернативно, сегменты 164 могут соединяться вместе на своих нижних концах с применением секций 165 взаимного соединения, как показано на фиг. 9A. Соединенные на своих нижних концах сегменты 164 перемещаются в виде блока в муфте 130. В любом случае не соединенные верхние концы сегментов могут расширяться и сокращаться относительно друг друга в работе.
[97] Как указано выше, применение отклоняющего кольца 166 обеспечивает уборку сегментов 164 обратно в их убранное положение, когда шар B удаляется циркуляцией из скользящей муфты 100 колонны насосно-компрессорных труб. В любом случае сегменты 164 могут вначале удерживаться в убранном состоянии без отклоняющего кольца 166 и могут вместо этого удерживаться эпоксидным составом, клеем, смолой, или набивкой другого типа. Дополнительно, отклоняющий элемент может применятьcя в других местах для перемещения сегментов 164 в их начальное положение. Как показано на фиг. 9B, отклоняющий элемент 167, например, пружина, установлен в наклонной муфте 168. Данная установка отклоняющего элемента (элементов) 167 не только помогает перемещать сегменты 164 в их убранное состояние, но также помогает перемещению сегментов 164 вверх во внутренней втулке 130 при удалении обратной циркуляцией шара B, что может иметь преимущества в некоторых вариантах исполнения.
C. Скользящая муфта с сокращающим двойным сегментированным шаровым гнездом
[98] Скользящая муфта 100, показанная на фиг. 10A-11B имеет двойное сегментированное гнездо 170, установленное в канале 135 внутренней втулки 130. На фиг. 12A-12B, скользящая муфта 100 показана в закрытом и открытом состояниях, имеющей другое двойное сегментированное гнездо 170 отличающегося диаметра.
[99] Аналогично описанному выше, скользящая муфта 100 открывается сброшенным шаром B назначенного размера в муфте 100, когда сброшенный шар B сцепляется с гнездом 170, подается давление текучей среды, действующее на посаженный в гнездо шар B, и внутренняя втулка 130 сдвигается в открытое положение относительно окна 126 прохода потока.
[100] Гнездо 170 включает в себя скользящее или посадочное кольцо 172 и сжимаемое кольцо, которое может иметь сегменты 174. При развертывании гнездо 170 имеет начальное убранное состояние (фиг. 10A-10B). В данном состоянии скользящее кольцо 172 закреплено одним или несколькими срезными штифтами 173 или другим временным элементом в канале 135 и образует внутренний проход с диаметром, обеспечивающим пропуск шаров B с диаметром меньше назначенного. Сегменты 174, установленные в канале 135 внутренней втулки, находятся в убранном состоянии, в котором сегменты 174 образуют внутренний размер равный или больше внутреннего размера (d1) скользящего кольца 172. Когда убран, каждый сегмент 174 образует пространство между частью сегмента 174 и каналом 135 внутренней втулки. Для защиты сегментов 174 от отходов и т.п., пространства за и между сегментами 174 можно набивать заполняющим материалом, например, консистентной смазкой, эпоксидным составом, смолой или т.п.
[101] Сегменты 174 могут удерживаться убранными несколькими способами. Например, сегменты 174 могут свободно перемещаться во внутренней втулке 130, но могут временно удерживаться убранными с помощью применения эпоксидного состава, смолы и т.д. или другого заполнителя. Альтернативно, соединяющиеся между собой части сегментов 174, установленные между ними, могут удерживать сегменты 174 на расстоянии друг от друга, и данные соединяющиеся между собой части могут разрушаться, когда сегменты 174 перемещаются внутрь в направлении друг к другу некоторой силой. Дополнительно, один или несколько отклоняющих элементов, например, разрезных колец (не показано) могут отклонять сегменты 174 наружу друг от друга аналогично другим устройствам, раскрытым в данном документе.
[102] Когда сбрасывается шар В подходящего диаметра, шар B сцепляется в упор со скользящим кольцом 172 в его начальном положении. Кольцо 172 несет сброшенный шар B с начальным контактным размером (d1). Когда подается давление текучей среды, действующее на посаженный в гнездо шар B, внутренняя втулка 130 отрывается, становясь свободной от временного крепления 145, и перемещается к открытому положению в скользящей муфте 100 (фиг. 11A).
[103] С внутренней втулкой 130 в открытом положении подаваемое давление действует первично на посаженный в гнездо шар B и в результате разрушает срезные штифты 173, которые удерживают кольцо 172, обеспечивая скольжение кольца 172 в канале 135 внутренней втулки (фиг. 11A-11 B). Данное перемещение скользящего кольца 172 может возникать, когда повышенное давление текучей среды подается насосом на забой скважины в скользящую муфту 100 во время гидроразрыва или другой обработки пласта.
[104] При перемещении скользящее кольцо 172 входит в пространство между сегментами 174 и каналом 135 втулки и перемещает сегменты 174 внутрь друг к другу. Как показано на фиг. 10A-10B, например, концы сегментов 174 в убранном состоянии находятся в контакте с кольцом 172 в его начальном положении. Кольцо 172 образует наклонную поверхность на своей нижней кромке, которая взаимодействует с концами сегментов 174, когда кольцо 172 перемещается из первого положения во второе положение. Таким образом, при скольжении кольца 172 нижняя наклонная кромка кольца 172 входит за сегменты 174, которые затем толкает внутрь друг к другу.
[105] После сокращения сегментов 174 внутрь уплотнительная поверхность гнезда 170 для сцепления с посаженным в гнездо шаром B увеличивается. В частности, кромка кольца 172 образует контактный размер (d1) для начального сцепления со сброшенным шаром B (фиг. 10A-10B). Данный внутренний контактный размер (d1) меньше на некоторую величину наружного размера (dB) сброшенного шара B в основном аналогично рассмотренному в других вариантах осуществления в данном документе, хотя любые подходящие размеры могут применятьcя.
[106] После перемещения сегментов 174 внутрь для несения сцепленного шара B (фиг. 11А-11B), вместе с тем, концы сегментов 174 перемещаются для несения сцепленного шара B с контактным размером (d2), который меньше начального контактного размера (d2). Уменьшенный контактный размер (d2) позволяет выдерживать более высокое давление текучей среды во время обработки пласта (например, гидроразрыва пласта). Уменьшенный контактный размер (d2) сегментов 174, сокращенных внутрь, может приблизительно на 0,345'' (99 мм) быть меньше размера (d1) кольца 172.
[107] Дополнительно, последующий контактный диаметр (d2) сегментов 174 как показано на фиг. 11-11 B охватывает площадь поверхности, которая больше, чем площадь, создаваемая кромкой кольца 172, вначале применяемая для опирания шара при открытии внутренней втулки 130. Наконец, сокращение сегментов 174 может действовать согласованно с подаваемым давлением, действующим на сброшенный шар B для создания установки в гнездо с защемлением с конкретными преимуществами, отмеченными в данном документе, что описано ниже и показано на фиг. 11B.
[108] Как показано, опорное кольцо 176 может устанавливаться внутри канала 135 внутренней втулки для опирания нижних концов сегментов 174. Данное опорное кольцо 176 обеспечивает по меньшей мере участок заплечика для опирания сегментов 174. Другая часть внутренней втулки 130 может иметь участок заплечика, выполненный в ней для опирания сегментов 174. Альтернативно, внутренняя втулка 130 может не иметь такого отдельного опорного кольца 176, и только заплечик во внутренней втулке 130 может применятьcя для опирания сегментов 174.
D. Скользящая муфта с сокращающимся кольцевым шаровым гнездом
[109] Скользящая муфта 100, показанная на фиг. 13A-13B, имеет кольцевое гнездо с вставкой 180 и с отклоняемым кольцом 182. Вставка 180 может являться отдельным компонентом, закрепленным во внутренней втулке 130 скользящей муфты 100, и иметь внутренний проход из двух отверстий отличающегося диаметра, пазы или переходы. Один паз 185 имеет внутренний диаметр больше внутреннего диаметра другого паза 187. Изменение внутреннего размера между пазами 185 и 187 может быть постепенным или скачкообразным. Наличие вставки 180, установленной во внутренней втулке 130, облегчает сборку, вместо вставки внутренняя втулка 130 в других устройствах может включать в себя элементы вставки 180.
[110] Отклоняемое кольцо 182 может содержать любое из отклоняемых колец многих видов. Как показано на фиг. 13C, например, отклоняемое кольцо 182 может являться разрезным кольцом или пружинным кольцом. Вырез 184 в кольце 182 может выполняться ступенчатым для предотвращения перекручивания кольца 182 во время перемещения.
[111] На фиг. 13A, показано отклоняемое кольцо 182, установленное в начальном положении в верхнем переходе 185 вставки 180. В данном положении отклоняемое кольцо 182 имеет расширенное состояние, при котором гнездо 180 может пропускать шары с диаметром меньше назначенного через муфту 100. Когда сбрасывается шар В подходящего диаметра, шар B сцепляется в упор с отклоняемым кольцом 182 в расширенном состоянии. Как можно видеть, сцепление охватывает контактную площадь, определяемую главным образом кромкой отклоняемого кольца 182. Также, поскольку отклоняемое кольцо 182 расширено, сцепление образует контактный размер (d1) близкий к наружному размеру (dB) сцепленного шара B. Фактически, отклоняемое кольцо 182 в расширенном состоянии может иметь внутренний размер (d1) для сцепления с шаром B, который меньше наружного размера (dB) шара B аналогично рассмотренному в других вариантах осуществления в данном документе, хотя любые подходящие размеры можно применять.
[112] Подаваемое давление, действующее на посаженный в гнездо шар B, в результате сдвигает отклоняемое кольцо 182 во вставке 180 в более узкий паз 187 (фиг. 12B). При сдвиге в переходе отклоняемое кольцо 182 сокращается внутрь в сокращенное состояние. В данном сокращенном состоянии отклоняемое кольцо 182 сцепляется с шаром B с увеличенной контактной площадью, которая больше начальной контактной площади, и с более узким контактным размером (d2), которые вместе создают улучшенную опору шара B. Затем подаваемое давление текучей среды, действующее на шар B, сцепленный в кольце 182, упирающемся в место сцепления вставки 180, перемещает внутреннюю втулку 130 в открытое положение.
[113] С применением отклоняемого кольца 182, число приращений размеров между диаметрами шара и внутренними диаметрами гнезда можно увеличить. Например, гнездо 180 может обеспечивать до 50 приращений для композитных шаров B, благодаря начальному расширенному состоянию и последующему сокращенному состоянию отклоняемого кольца 182, применяемым для начального сцепления с шаром B и затем открытия втулки 130.
[114] Наконец, кольцевое гнездо может являться предпочтительным, благодаря сцеплению с защемлением, описанному в данном документе, которое показано также на фиг. 13B. Например, при переходе кольца 182 из начального состояния в сокращенное состояние, кольцо сжимается в упор сбоку к шару, на который действует сила, обеспечивающая сцепление в кольце 182 и перемещающая гнездо 180. Любые последующие сдавливание и деформaция шара B создают форму опирания с защемлением, что является предпочтительным как для алюминиевых, так и для композитных шаров B, как указано выше, благодаря увеличению опорной площади на шаре, и помогает шару оставаться на месте посадки и выдерживать высокое давление.
E. Скользящая муфта с инвертирующимся шаровым гнездом
[115] Скользящая муфта 100, показанная на фиг. 14A-14D, имеет инвертирующееся гнездо 190. Аналогично описанному выше, скользящая муфта 100 открывается сброшенным шаром B назначенного размера в муфте 100, когда сброшенный шар B сцепляется с инвертирующимся гнездом 160, подается давление текучей среды, действующее на посаженный в гнездо шар B, и внутренняя втулка 130 сдвигается в открытое положение относительно окна 126 прохода потока.
[116] Инвертирующееся гнездо 190 включает в себя вставку 192, закрепленную во внутренней втулке 130, и включает в себя коническое или в форме усеченного конуса кольцо 194. Как показано, коническое кольцо 194 может являться непрерывным кольцом, закрепленным по окружности внутри вставки 192, кольцо 194 может иметь одну или несколько щелей или пазов по своему внутреннему периметру. Коническое кольцо 194 может содержать любой из нескольких материалов, например, металл, термопласт, эластомер, или их комбинацию.
[117] Вначале, как показано на фиг. 14A, коническое кольцо 194 выступает в сторону устья скважины и образует внутренний проход, который меньше прохода вставки 192. В частности, коническое кольцо 194 в форме усеченного конуса имеет верхний открытый конец, образованный внутренним периметром, и имеет базовый конец, образованный наружным периметром. В начальном состоянии, показанном на фиг. 14A, верхний открытый конец расположен ближе к ближнему концу внутренней втулки 130, чем базовый конец. Верхний конец кольца 194 в начальном состоянии может иметь внутренний размер (d1) для сцепления с шаром B, который меньше на некоторую величину наружного размера (dB) шара B, аналогично рассмотренному в других вариантах осуществления в данном документе, хотя любые подходящие размеры можно применять.
[118] Вместо показанного сплошного корпуса, коническое кольцо 194 может иметь ряд язычков, расположенных по окружности канала 135 внутренней втулки. Например, на фиг. 14E показано коническое кольцо 194 с несколькими щелями или пазами 196, образующими язычки 198. Каждый из язычков 198 может иметь свободный конец, образующий верхний открытый конец в канале 135 втулки, и каждый из язычков может иметь фиксированный конец, прикрепленный к вставке 192.
[119] В своем начальном состоянии (фиг. 14A), гнездо 190 обеспечивает сквозной проход шаров диаметром меньше назначенного для гнезда, которые приводят в действие другие скользящие муфты на колонне насосно-компрессорных труб. Когда сбрасывается шар В подходящего диаметра в скользящую муфту 100, шар B сцепляется в упор с выступающим вверх концом конического кольца 194. Нагнетаемое давление, действующее на шар B в гнезде 190, в результате разрушает крепление 145 внутренней втулки 130 к корпусу 120, и нагнетаемое давление, действующее на шар B в гнезде 190, обуславливает скольжение внутренней втулки 130 в открытое положение (фиг. 14B).
[120] После перемещения внутренней втулки 130 в открытое положение подаваемое давление, действующее на посаженный в гнездо шар B во время гидроразрыва или другой обработки пласта, давит первично на коническое кольцо 194, обуславливая его инвертирование или деформирование вниз. Как показано на фиг. 14C, коническое кольцо 194 деформируется по меньшей мере частично из начального состояния в инвертированное состояние в открытой внутренней втулке 130. Когда коническое кольцо 194 является сплошным, как показано, кольцо 194 деформируется так, что верхний открытый конец изгибается внутрь к нижнему открытому концу. Когда в коническом кольце 194 применяются язычки, такие язычки деформируются так, что свободные концы изгибаются к закрепленным концам.
[121] В любом случае деформaция или инверсия конического кольца 194 создает увеличенную площадь поверхности на гнезде 190 для сцепления с посаженным в гнездо шаром B. В частности, шар B вначале сцепляется с контактной площадью конического кольца 194, в своем начальном состоянии образованной открытой верхней кромкой. Вместе с тем, гнездо 190 в инвертированном состоянии сцепляется со сброшенным шаром B, дополнительно на контактной площади, образованной участками верха кольца 194. Кроме того, гнездо 190 в инвертированном состоянии создает внутренний размер (d2) меньше, чем у гнезда 190 в начальном состоянии. В качестве одного примера, данный внутренний размер (d2), который меньше, может составлять приблизительно на 3/10'' (8 мм), меньше исходного внутреннего размера (d1), хотя любой подходящий размер может применятьcя.
[122] Наконец, инверсия конического кольца 194 дает сцепление с защемлением, которое является предпочтительным, как отмечено в данном документе. Фактически, верхний открытый конец кольца 194 может врезаться или вдавливаться в шар B, когда вначале сцепляется в упор к шару и подается давление. Данное может дополнительно улучшить сцепление с защемлением, которое показано также на фиг. 14D и которое имеет преимущества, как отмечено в данном документе.
F. Скользящая муфта с деформируемым шаровым гнездом
[123] Скользящая муфта 100, показанная на фиг. 15A-15B в закрытом и открытом положениях, имеет деформируемое гнездо 200. Аналогично описанному выше, скользящая муфта 100 имеет много одинаковых компонентов (т.e., корпус 120, внутреннюю втулку 130, и т.д.) с другими вариантами осуществления и открывается, когда соответствующий шар B конкретного диаметра устанавливается в муфте 100.
[124] Деформируемое гнездо 200 включает в себя перемещающееся кольцо 202, деформируемое кольцо 204 и фиксированное кольцо или вставку 206. Как показано на фиг. 15A, срезные штифты или другие временные крепления 134 удерживают перемещающееся кольцо 202 на внутренней втулке 130, и временный стопор 145 удерживает перемещающееся кольцо 202 и с помощью соединения внутреннюю втулку 130 в закрытом положении.
[125] Фиксированное кольцо 206 закреплено внутри канала 135 внутренней втулки 130 и может ввинчиваться внутрь канала 135 втулки, например, или крепиться в нем любым другим подходящим способом. Как можно видеть, фиксированное кольцо 206 образует по меньшей мере часть заплечика для опирания деформируемого кольца 204. Внутренняя втулка 130 может также образовывать часть данного заплечика. Альтернативно, втулка 130 может образовывать весь заплечик для опирания деформируемого кольца 204, при этом применение фиксированного кольца 206 может не требоваться.
[126] Деформируемое кольцо 204 встает между перемещающимся и фиксированным кольцами 202 и 206. Как следует из названия, деформируемое кольцо 204 выполняется из деформируемого материала.
[127] Гнездо 200 обеспечивает сквозной проход шаров диаметром меньше назначенного для гнезда, которые могут применятьcя для открытия скользящих муфт в колонне насосно-компрессорных труб, установленных ближе к забою скважины. В конце концов сбрасывается шар В подходящего диаметра и достигает скользящей муфты 100. Сброшенный шар B затем садится в гнездо в перемещающемся кольце 202, и кромка перемещающегося кольца 202 образует начальную контактную площадь с шаром B. Перемещающееся кольцо 202 образует внутренний размер (d1), который меньше наружного размера (dB) шара B. В общем, требуется разность между наружным размером (dB) шара и внутренним размером (d1) гнезда, при которой шар достаточно мал для прохода через любые гнезда, расположенные выше, но достаточно велик для создания посадки с обжимом при сцеплении с данным гнездом до деформирования гнезда. Хотя любые подходящие размеры можно применять, разность размеров может являться аналогичной рассмотренной выше в других вариантах осуществления в данном документе.
[128] Начальное давление, подаваемое в забойную зону в колонне насосно-компрессорных труб, действующее на посаженный в гнездо шар B в перемещающемся кольце 202, давит на перемещающееся кольцо 202, в результате разрушается временное закрепляющее устройство 145 внутренней втулки 130 под действием срезающей силы на закрепляющее устройство 145, которая меньше силы, срезающей срезные штифты 134. Давление, действующее на перемещающееся кольцо 202 и шар B, затем перемещает внутреннюю втулку 130 вниз, открывая скользящую муфту 100.
[129] После открытия скользящей муфты 100 внутренняя втулка 130 проталкивается в канале 125 муфты, при этом давление текучей среды, подаваемое на забой скважины, может действовать на шар B и перемещающееся кольцо 202. Поскольку муфта 100 сообщается с окружающим стволом скважины, последующее давление текучей среды, например, давление гидроразрыва пласта, может действовать на шар B в перемещающемся кольце 202. При увеличенном давлении перемещающееся кольцо 202 разрушает один или несколько срезных штифтов 132, обеспечивая перемещающемуся кольцу 202 перемещение вниз во внутренней втулке 130 в упор к деформируемому кольцу 204.
[130] Сжатое между перемещающимся кольцом 202 и фиксированным кольцом 206, деформируемое кольцо 204 деформируется при давлении на перемещающееся кольцо 202 к заплечику в колонне и фиксированному кольцу 206. При деформировании кольцо 204 расширяется внутрь во втулке 130, как выступ или деформaция 205, и сцепляется в упор со сброшенным шаром B (фиг. 15B). Данный выступ 205 увеличивает сцепление гнезда 200 с шаром B, создает контактную площадь между гнездом и шаром B, которая больше начальной контактной площади между только перемещающимся кольцом 202 и шаром B, и охватывает площадь поверхности, которая больше, чем только кромка перемещающегося кольца 202, применяемого для открытия втулки 130. Аналогично, сцепление выступа 205 деформируемого кольца с шаром B дает размер (d2) для опирания шара B, который меньше, чем обеспечиваемый только кромкой перемещающегося кольца, так что шар B может получить дополнительную опору при повышенном последующем давлении во время гидроразрыва пласта или другой работы. Например, уменьшенный размер (d2) выступа 205 может составлять приблизительно на около 3/10'' (8 мм) меньше наружного размера (dB) шара B, хотя любую подходящую разность размеров можно применять для конкретного исполнения, применяемых давлений и величины требуемой опоры.
[131] В других вариантах осуществления деформируемого гнезда 200 на фиг. 16A-16C показаны гнезда 200 отличающегося диаметра для опирания шаров отличающегося диаметра. В общем, деформируемое кольцо 204 можно изготавливать из подходящего материала, в том числе, но без ограничения этим, эластомера, резины высокой твердости, термопласта, например, TORLON®, мягкого металла, чугуна, упруго деформируемого материала, пластично деформируемого материала, ПЭЭК или комбинации таких материалов, рассмотренных выше. Конкретный применяемый материал и долговечность материала, применяемого для деформируемого кольца 204 можно подбирать для данного исполнения и прогнозируемого используемого давления.
[132] Кроме того, выбранную долговечность можно согласовывать с прогнозируемым давлением, применяемым на забое скважины во время работ, например, гидроразрыва пласта, и разрушающих усилий срезных штифтов 134 или других временных креплений, применяемых в скользящей муфте 100. Дополнительно, в гнездах 200 отличающегося диаметра можно применять отличающиеся материалы для деформируемого кольца 204 и выполнять гнезда с возможностью создания требуемого выступа 205 при прогнозируемых условиях. Например, гнезда 200 с малым внутренним размером под шары B малого размера могут иметь более мягкий материал, чем гнезда под более крупные шары, при этом твердость деформируемого кольца 204 можно считать обратно пропорциональной диаметру шара и гнезда. Конкретное отношение твердости к диаметру шара и гнезда можно определять для конкретного варианта исполнения, применяемого давления и требуемой величины опирания.
[133] Хотя перемещающееся кольцо 202 показано прикрепленным к временному стопору 145, временно удерживающему внутреннюю втулку 130 в закрытом положении, данное не является строго необходимым. Вместо этого, стопорный элемент 145 может крепиться напрямую к концу внутренней втулки 130, и перемещающееся кольцо 202 может располагаться практически полностью внутри канала 135 внутренней втулки 130 и удерживаться срезными штифтами. При этом для предотвращения чрезмерного выдавливания деформируемого кольца 204 может выполняться заплечик в канале 135 внутренней втулки 130 для подавления перемещения перемещающегося кольца 202 способом сравнимым с зацеплением концом втулки 130 обращенного вниз заплечика перемещающегося кольца 202 в вариантах осуществления, показанных на фиг. 15A-16C.
[134] Дополнительно, фиксированное кольцо 206 показано, как отдельный компонент гнезда 200, но данное не является строго необходимым. Фактически, внутренний канал 135 внутренней втулки 130 может образовывать интегральный заплечик и внутренний размер, сравнимый с фиксированным кольцом 206, делая фиксированное кольцо 206 не необходимым. В любом случае фиксированное кольцо 206 облегчает сборку гнезда 200.
[135] Когда гнездо 200 открывается и перемещающееся кольцо 202 высвобождается, увеличенная площадь поверхности гнезда 200, благодаря деформируемому кольцу 204 помогает опиранию шара B в гнезде 200, когда увеличенное давление гидроразрыва пласта действует на посаженный в гнездо шар B при отводе жидкости обработки пласта гидроразрывом через открытые окна 126. Выступ или деформaция 205 заложенного в промежутке кольца 204 также создает уменьшенный внутренний размер (d2) для опирания посаженного в гнездо шара B. Наконец, выступ или деформaция 205 заложенного в промежутке кольца 204 может дополнительно герметизировать шар B, посаженный в гнезде 200, хотя данное не является главной целью. В общем, деформированное кольцо 204 помогает создавать сцепление с защемлением шара B в гнезде 200, что обеспечивает преимущества, указанные в данном документе, для алюминиевых и композитных шаров.
[136] Приведенное выше описание предпочтительных и других вариантов осуществления не ограничивает объем или применимость концепций изобретения, изложенных Заявителями. Хотя компоненты гнезд можно показывать и описывать, как "кольца" каждый из данных компонентов не обязательно должен быть полностью круглым или непрерывным, поскольку другие формы и разбивка на сегменты могут применятьcя. Для настоящего изобретения понятно, что описанные выше признаки одного варианта осуществления или аспекта предмета изобретения можно использовать как индивидуально, так и в комбинации с другими описанными признаками в любом другом варианте осуществления или аспекте раскрытого объекта изобретения. Соответственно, признаки и материалы, раскрытые для одного варианта осуществления в данном документе, могут применятьcя с признаками и материалами, раскрытыми для любого другого варианта осуществления.
[137] Раскрывая в данном документе концепции изобретения, заявители обладают всеми патентными правами согласно прилагаемой формуле изобретения. При этом прилагаемая формула изобретения включает в себя все модификации в полном в объеме пунктов формулы или их эквивалентов.

Claims (46)

1. Скользящая муфта, открывающаяся сбрасываемой пробкой, содержащая:
корпус, образующий первый канал и образующий окно прохода потока, поддерживающее сообщение первого канала с пространством за пределами корпуса;
внутреннюю втулку, образующую второй канал и перемещающуюся аксиально из закрытого положения в открытое положение внутри первого канала относительно окна прохода потока, причем второй канал имеет заплечик, установленный в нем;
перемещающееся кольцо, установленное в первом аксиальном положении во втором канале; и
деформируемое кольцо, изготовленное из сжимающегося материала и установленное во втором канале между заплечиком и перемещающимся кольцом, причем
перемещающееся кольцо сцепляется со сброшенной пробкой и перемещает внутреннюю втулку в открытое положение со сброшенной пробкой в ответ на подачу начального давления текучей среды на сцепленную пробку, при этом
перемещающееся кольцо выполнено с возможностью аксиального перемещения во внутренней втулке со сброшенной пробкой ко второму аксиальному положению, смежному с заплечиком, в ответ на последующее подаваемое давление текучей среды, действующее на сцепленную пробку, сжимающую деформируемое кольцо в упор к заплечику, при этом
сжимающийся материал деформируемого кольца сжимается в ответ на перемещение перемещающегося кольца к заплечику, вдавливаясь во второй канал, и уплотняется со сброшенной пробкой.
2. Муфта по п.1, в которой перемещающееся кольцо сцепляется со сброшенной пробкой на первой контактной площади, и при этом деформируемое кольцо сцепляется со сброшенной пробкой, увеличивая сцепление со сброшенной пробкой до второй контактной площади, которая больше первой контактной площади.
3. Муфта по п.1 или 2, в которой сжимающийся материал деформируемого кольца выбирают из группы, состоящей из следующего: эластомер, резина высокой твердости, термопласт, органический полимерный термопласт, полиэфирэфиркетон, аморфный полимерный термопласт, полиамидимид, упругодеформируемый материал, пластично деформируемый материал, мягкий металл, чугун и их комбинации.
4. Муфта по п.1, дополнительно содержащая крепление, удерживающее внутреннюю втулку в закрытом положении в первом канале и отсоединяющееся для обеспечения перемещения внутренней втулки из закрытого положения.
5. Муфта по п.4, в которой перемещающееся кольцо содержит крепление.
6. Муфта по п.1, в которой вставка, установленная во втором канале, внутренней втулки содержит по меньшей мере часть заплечика.
7. Муфта по п.1, содержащая средство временного прикрепления перемещающегося кольца в первом аксиальном положении во втором канале.
8. Муфта по п.1, в которой первоначальное давление текучей среды меньше последующего давления текучей среды.
9. Муфта по п.8, в которой последующее давление текучей среды представляет собой давление гидроразрыва пласта.
10. Муфта по п.1, в которой деформируемое кольцо в деформированном состоянии защемляет с боковым упором пробку, сцепленную в гнезде.
11. Скользящая муфта, открывающаяся сбрасываемой пробкой, содержащая:
корпус, образующий первый канал и образующий окно прохода потока, поддерживающее сообщение первого канала с пространством за пределами корпуса;
внутреннюю втулку, образующую второй канал и перемещающуюся внутри первого канала из закрытого положения в открытое положение относительно окна прохода потока, причем второй канал имеет заплечик, установленный в нем; и
гнездо, установленное во втором канале внутренней втулки, причем гнездо имеет перемещающееся кольцо и деформируемое кольцо, изготовленное из сжимаемого материала и установленное между перемещающимся кольцом и заплечиком, при этом гнездо содержит:
средство сцепления сбрасываемой пробки с перемещающимся кольцом,
средство открытия внутренней втулки с перемещающимся кольцом в ответ на подачу первого давления текучей среды, действующего на сцепленную пробку;
средство сжатия деформируемого кольца в упор к заплечику с перемещающимся кольцом в ответ на второе подаваемое давление текучей среды, действующее на сцепленную пробку, и
средство для уплотнения выступа сжатого кольца со сброшенной пробкой.
12. Муфта по п.11, в которой первое давление текучей среды меньше второго давления текучей среды.
13. Муфта по п.12, в которой второе давление текучей среды представляет собой давление гидроразрыва пласта.
14. Муфта по любому из пп. 11-13, дополнительно содержащая средство, временно удерживающее внутреннюю втулку в закрытом положении.
15. Муфта по любому из пп. 11-13, дополнительно содержащая средство, временно удерживающее перемещающееся кольцо прикрепленным во втором канале.
16. Муфта по любому из пп. 11-13, в которой средство для уплотнения выступа сжатого кольца со сброшенной пробкой содержит средство для защемления сжатого кольца с боковым упором пробки.
17. Способ обработки текучей средой ствола скважины, в котором осуществляют:
сброс пробки на забой скважины в скользящую муфту в стволе скважины;
сцепление пробки в упор к перемещающемуся кольцу гнезда, расположенному во внутренней втулке скользящей муфты;
подачу первого давления текучей среды, действующего на пробку, сцепленную в перемещающемся кольце;
перемещение внутренней втулки в открытое положение в скользящей муфте с помощью подачи первого давления текучей среды, действующего на пробку, сцепленную в перемещающемся кольце;
подачу второго давления текучей среды, действующего на пробку, сцепленную в перемещающемся кольце; и
уплотнение выступа деформируемого кольца гнезда, изготовленного из сжимающегося материала, со сброшенной пробкой, с помощью сжатия деформируемого кольца гнезда с перемещающимся кольцом, перемещенным к деформируемому кольцу при подаче второго давления текучей среды.
18. Способ по п.17, в котором первое давление текучей среды меньше второго давления текучей среды.
19. Способ по п.18, в котором второе давление текучей среды представляет собой давление гидроразрыва пласта.
20. Способ по любому из пп. 17-19, в котором дополнительно осуществляют временное удержание внутренней втулки в закрытом положении.
21. Способ по любому из пп. 17-19, в котором дополнительно осуществляют временное удержание перемещающегося кольца прикрепленным во втором канале.
22. Способ по любому из пп. 17-19, в котором сцепление пробки в упор к перемещающемуся кольцу гнезда включает сцепление сброшенной пробки на первой контактной площади, и при этом уплотнение выступа деформируемого кольца гнезда, изготовленного из сжимающегося материала, со сброшенной пробкой, включает сцепление со сброшенной пробкой до второй контактной площади, которая больше первой контактной площади.
23. Способ по любому из пп. 17-19, в котором сжимающийся материал деформируемого кольца выбирают из группы, состоящей из следующего: эластомер, резина высокой твердости, термопласт, органический полимерный термопласт, полиэфирэфиркетон, аморфный полимерный термопласт, полиамидимид, упругодеформируемый материал, пластично деформируемый материал, мягкий металл, чугун и их комбинации.
24. Способ по любому из пп. 17-19, в котором первое давление текучей среды меньше второго давления текучей среды.
25. Способ по любому из пп. 17-19, дополнительно содержащий по меньшей мере одно из следующего: средство для временного удерживания внутренней втулки в закрытом положении и средство для временного удерживания перемещающегося кольца, прикрепленного во втором канале.
26. Способ по любому из пп. 17-19, в котором уплотнение выступа деформируемого кольца гнезда, изготовленного из сжимающегося материала, со сброшенной пробкой, включает защемление деформируемого кольца с боковым упором пробки.
RU2015128000A 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта с деформируемым шаровым гнездом RU2613697C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261736993P 2012-12-13 2012-12-13
US61/736,993 2012-12-13
PCT/US2013/074898 WO2014093758A2 (en) 2012-12-13 2013-12-13 Sliding sleeve having deformable ball seat

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015128000A RU2015128000A (ru) 2017-01-16
RU2613697C2 true RU2613697C2 (ru) 2017-03-21

Family

ID=49881146

Family Applications (6)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015128083A RU2616193C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта, имеющая сужающееся сегментированное шаровое седло
RU2015128094A RU2616055C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта, имеющая скошенное сужающееся сегментированное шаровое седло
RU2015128000A RU2613697C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта с деформируемым шаровым гнездом
RU2015128093A RU2613690C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта, имеющая сужающееся, сдвоенно сегментированное шаровое седло
RU2015128017A RU2615540C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта с сокращающимся кольцевым шаровым гнездом
RU2015128001A RU2615539C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта с инвертирующимся шаровым гнездом

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015128083A RU2616193C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта, имеющая сужающееся сегментированное шаровое седло
RU2015128094A RU2616055C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта, имеющая скошенное сужающееся сегментированное шаровое седло

Family Applications After (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015128093A RU2613690C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта, имеющая сужающееся, сдвоенно сегментированное шаровое седло
RU2015128017A RU2615540C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта с сокращающимся кольцевым шаровым гнездом
RU2015128001A RU2615539C2 (ru) 2012-12-13 2013-12-13 Скользящая муфта с инвертирующимся шаровым гнездом

Country Status (6)

Country Link
US (6) US9714557B2 (ru)
EP (6) EP2932023B1 (ru)
AU (6) AU2013359083B2 (ru)
CA (6) CA2895108A1 (ru)
RU (6) RU2616193C2 (ru)
WO (6) WO2014093755A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2804463C2 (ru) * 2018-02-08 2023-10-02 Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ Скважинная система со скользящей муфтой

Families Citing this family (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2844342C (en) 2011-07-29 2019-09-03 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore tool with indexing mechanism and method
AU2012323753A1 (en) 2011-10-11 2014-05-01 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore actuators, treatment strings and methods
US10337279B2 (en) 2014-04-02 2019-07-02 Magnum Oil Tools International, Ltd. Dissolvable downhole tools comprising both degradable polymer acid and degradable metal alloy elements
US9714557B2 (en) * 2012-12-13 2017-07-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Sliding sleeve having contracting, ringed ball seat
WO2014100421A1 (en) * 2012-12-19 2014-06-26 Schlumberger Canada Limited Downhole valve utilizing degradable material
WO2014116237A1 (en) * 2013-01-25 2014-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-positioning flow control apparatus using selective sleeves
US20140251628A1 (en) * 2013-03-08 2014-09-11 James F. Wilkin Anti-Rotation Assembly for Sliding Sleeve
US9970279B2 (en) * 2013-09-12 2018-05-15 Utex Industries, Inc. Apparatus and methods for inhibiting a screen-out condition in a subterranean well fracturing operation
US20150136403A1 (en) * 2013-11-20 2015-05-21 CNPC USA Corp. Ball seat system
WO2015094241A1 (en) * 2013-12-18 2015-06-25 Halliburton Energy Services Inc. Decelerator device for ball activated downhole tools
CA2886988C (en) 2014-04-02 2017-08-29 Magnum Oil Tools International, Ltd. Dissolvable aluminum downhole plug
CA2955579C (en) 2014-08-22 2019-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole sub with collapsible baffle
CN104234662B (zh) * 2014-09-12 2016-09-14 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种可变径滑套开关
US9670751B2 (en) 2014-09-19 2017-06-06 Weatherford Technology Holdings, Llc Sliding sleeve having retrievable ball seat
JP6328019B2 (ja) * 2014-09-22 2018-05-23 株式会社クレハ 反応性金属を含有するダウンホールツール部材及び分解性樹脂組成物を含有するダウンホールツール部材を備えるダウンホールツール、並びに坑井掘削方法
US10392899B2 (en) 2014-11-07 2019-08-27 Weatherford Technology Holdings, Llc Indexing stimulating sleeve and other downhole tools
AU2015381779B2 (en) 2015-02-06 2018-08-09 Halliburton Energy Services, Inc Multi-zone fracturing with full wellbore access
CN104695929B (zh) * 2015-03-02 2018-09-18 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司采油工艺研究院 一种水平井可取芯滑套多级压裂完井管柱
EP3268831B1 (en) 2015-03-12 2020-09-02 NCS Multistage Inc. Electrically actuated downhole flow control apparatus
MX2018000172A (es) 2015-07-09 2018-03-26 Halliburton Energy Services Inc Montaje de sellado con obturador de pozo.
CN105401931B (zh) * 2015-11-16 2018-03-09 中国石油天然气股份有限公司 一种套管滑套压裂生产一体化管柱及其压裂生产方法
CA3019317C (en) * 2016-05-06 2021-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing assembly with clean out tubular string
US10519746B2 (en) * 2016-11-04 2019-12-31 Integrity Well Completions Inc. Actuatable seat valve and actuators for use therewith
MY201370A (en) 2016-11-15 2024-02-20 Halliburton Energy Services Inc Top-down squeeze system and method
AU2016429684A1 (en) * 2016-11-15 2019-03-14 Halliburton Energy Services, Inc. Top-down squeeze system and method
CN106522912B (zh) * 2016-12-09 2024-03-12 中国石油天然气集团有限公司 防皮碗磨损的皮碗封隔压裂管串
CN108204229B (zh) * 2016-12-20 2020-06-09 中国石油天然气股份有限公司 筒夹式投球压裂滑套
GB2571464B (en) 2016-12-23 2021-09-15 Halliburton Energy Services Inc Well tool having a removable collar for allowing production fluid flow
WO2018227056A1 (en) 2017-06-09 2018-12-13 Gryphon Oilfield Solutions Llc Metal ring seal and improved profile selective system for downhole tools
CN107178352B (zh) * 2017-06-23 2019-03-05 东北石油大学 井下全通径无限级压裂滑套
CN107143307A (zh) * 2017-07-20 2017-09-08 中国石油化工股份有限公司 一种滑套式压裂装置
US10480661B2 (en) 2017-09-06 2019-11-19 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Leak rate reducing sealing device
CA2994290C (en) 2017-11-06 2024-01-23 Entech Solution As Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore
AU2017440806A1 (en) * 2017-11-21 2020-06-11 Sc Asset Corporation Collet with ball-actuated expandable seal and/or pressure augmented radially expandable splines
RU181716U1 (ru) * 2017-12-27 2018-07-26 Акционерное общество "ОКБ Зенит" АО "ОКБ Зенит" Муфта гидроразрыва пласта с растворимым седлом
RU2668209C1 (ru) * 2017-12-29 2018-09-26 Общество с ограниченной ответственностью "Ойл Энерджи Продакшн" Способ и устройство для проведения многостадийного гидроразрыва пласта
GB2570916B (en) * 2018-02-09 2020-08-26 Weatherford Uk Ltd Completion system apparatus
RU2701001C2 (ru) * 2018-03-02 2019-09-24 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способы опрессовки насосно-компрессорных труб в скважине, изготовления запорного опрессовочного органа и устройство для осуществления способов
CN108590578B (zh) * 2018-04-25 2020-07-28 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种用于套管滑套的可重复开关滑套机构
US10794142B2 (en) * 2018-05-02 2020-10-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug seat with enhanced fluid distribution and system
CN113167106B (zh) * 2018-11-26 2023-04-28 地球动力学公司 具有可变形阀座的电子阀及方法
US11180966B2 (en) * 2019-08-23 2021-11-23 Vertice Oil Tools Inc. Methods and systems for a sub with internal components that shift to form a seat allowing an object to land on the seat and form a seal
CN111206911B (zh) * 2020-02-14 2021-04-13 中国石油大学(北京) 一种液压传动水力喷射无限级压裂装置
WO2021183379A1 (en) 2020-03-13 2021-09-16 Schlumberger Technology Corporation System and method utilizing ball seat with locking feature
RU200716U1 (ru) * 2020-06-26 2020-11-06 Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") Муфта для проведения многостадийного гидроразрыва пласта
CN111734379B (zh) * 2020-07-15 2022-03-11 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 压后全通径施工工具及施工方法
WO2022132172A1 (en) * 2020-12-18 2022-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Production valve having washpipe free activation
RU2754406C1 (ru) * 2020-12-24 2021-09-02 Симойл Пте. Лтд. Система и оборудование для многостадийных гидравлических разрывов пласта
US20220325607A1 (en) * 2021-04-08 2022-10-13 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Top down frac sleeve, method and system
RU2765365C1 (ru) * 2021-07-06 2022-01-28 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" Муфта для гидроразрыва пластов в скважине
US11933415B2 (en) 2022-03-25 2024-03-19 Weatherford Technology Holdings, Llc Valve with erosion resistant flow trim

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2006119334A (ru) * 2003-11-03 2007-12-20 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) Системы непроникающего управления продуктивным пластом
US20090044949A1 (en) * 2007-08-13 2009-02-19 King James G Deformable ball seat
US20090159289A1 (en) * 2007-08-13 2009-06-25 Avant Marcus A Ball seat having segmented arcuate ball support member
CN102345452A (zh) * 2010-08-05 2012-02-08 新疆华油油气工程有限公司 自形成球座式滑套
WO2012149638A1 (en) * 2011-05-03 2012-11-08 Packers Plus Energy Services Inc. Sliding sleeve valve and method for fluid treating a subterranean formation
RU2469188C2 (ru) * 2007-08-27 2012-12-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Многопозиционный инструмент для разрыва пласта без проведения дополнительных спуско-подъемных операций

Family Cites Families (68)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2790460A (en) * 1953-05-14 1957-04-30 Continental Oil Co Check valve
US2998075A (en) * 1957-07-29 1961-08-29 Baker Oil Tools Inc Subsurface well apparatus
US3322145A (en) * 1964-11-02 1967-05-30 Autotrol Corp Adjustable constant flow valve
US3376935A (en) * 1966-01-24 1968-04-09 Halliburton Co Apparatus for use in wells
US4260017A (en) * 1979-11-13 1981-04-07 The Dow Chemical Company Cementing collar and method of operation
US4474208A (en) * 1983-04-13 1984-10-02 Baird Manufacturing Company Safety valve
US4574894A (en) * 1985-07-12 1986-03-11 Smith International, Inc. Ball actuable circulating dump valve
US4674569A (en) * 1986-03-28 1987-06-23 Chromalloy American Corporation Stage cementing tool
US4729432A (en) * 1987-04-29 1988-03-08 Halliburton Company Activation mechanism for differential fill floating equipment
US5375662A (en) * 1991-08-12 1994-12-27 Halliburton Company Hydraulic setting sleeve
US5244044A (en) * 1992-06-08 1993-09-14 Otis Engineering Corporation Catcher sub
US5810084A (en) * 1996-02-22 1998-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack apparatus
US6253861B1 (en) * 1998-02-25 2001-07-03 Specialised Petroleum Services Limited Circulation tool
GB9916513D0 (en) * 1999-07-15 1999-09-15 Churchill Andrew P Bypass tool
GB0104380D0 (en) 2001-02-22 2001-04-11 Lee Paul B Ball activated tool for use in downhole drilling
US6907936B2 (en) * 2001-11-19 2005-06-21 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US6866100B2 (en) 2002-08-23 2005-03-15 Weatherford/Lamb, Inc. Mechanically opened ball seat and expandable ball seat
US7021389B2 (en) * 2003-02-24 2006-04-04 Bj Services Company Bi-directional ball seat system and method
US7311118B2 (en) * 2004-03-30 2007-12-25 Parker-Hannifin Corporation Floating ball check valve
US7322417B2 (en) 2004-12-14 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for completing multiple zones
US7387165B2 (en) * 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
GB0513140D0 (en) * 2005-06-15 2005-08-03 Lee Paul B Novel method of controlling the operation of a downhole tool
US7581596B2 (en) 2006-03-24 2009-09-01 Dril-Quip, Inc. Downhole tool with C-ring closure seat and method
US7661478B2 (en) * 2006-10-19 2010-02-16 Baker Hughes Incorporated Ball drop circulation valve
US7934559B2 (en) * 2007-02-12 2011-05-03 Baker Hughes Incorporated Single cycle dart operated circulation sub
GB0706350D0 (en) * 2007-03-31 2007-05-09 Specialised Petroleum Serv Ltd Ball seat assembly and method of controlling fluid flow through a hollow body
US7637323B2 (en) 2007-08-13 2009-12-29 Baker Hughes Incorporated Ball seat having fluid activated ball support
US7628210B2 (en) 2007-08-13 2009-12-08 Baker Hughes Incorporated Ball seat having ball support member
US7673677B2 (en) 2007-08-13 2010-03-09 Baker Hughes Incorporated Reusable ball seat having ball support member
US20090308614A1 (en) 2008-06-11 2009-12-17 Sanchez James S Coated extrudable ball seats
US9010447B2 (en) 2009-05-07 2015-04-21 Packers Plus Energy Services Inc. Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment
US8695710B2 (en) * 2011-02-10 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
GB2475477A (en) * 2009-11-18 2011-05-25 Paul Bernard Lee Circulation bypass valve apparatus and method
GB0921440D0 (en) * 2009-12-08 2010-01-20 Corpro Systems Ltd Apparatus and method
US8616285B2 (en) 2009-12-28 2013-12-31 Team Oil Tools Lp Step ratchet fracture window system
US8403068B2 (en) * 2010-04-02 2013-03-26 Weatherford/Lamb, Inc. Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
WO2011133810A2 (en) 2010-04-23 2011-10-27 Smith International, Inc. High pressure and high temperature ball seat
US20110284232A1 (en) * 2010-05-24 2011-11-24 Baker Hughes Incorporated Disposable Downhole Tool
US9303475B2 (en) * 2010-06-29 2016-04-05 Baker Hughes Incorporated Tool with multisize segmented ring seat
US8356671B2 (en) * 2010-06-29 2013-01-22 Baker Hughes Incorporated Tool with multi-size ball seat having segmented arcuate ball support member
US20120012771A1 (en) 2010-07-16 2012-01-19 Lale Korkmaz Ball seat having collapsible helical seat
US20130068475A1 (en) * 2011-03-16 2013-03-21 Raymond Hofman Multistage Production System Incorporating Valve Assembly With Collapsible or Expandable C-Ring
US8662162B2 (en) * 2011-02-03 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Segmented collapsible ball seat allowing ball recovery
US9828833B2 (en) * 2011-03-16 2017-11-28 Peak Completion Technologies, Inc. Downhole tool with collapsible or expandable split ring
US8668006B2 (en) 2011-04-13 2014-03-11 Baker Hughes Incorporated Ball seat having ball support member
US8479808B2 (en) 2011-06-01 2013-07-09 Baker Hughes Incorporated Downhole tools having radially expandable seat member
US8783365B2 (en) * 2011-07-28 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Selective hydraulic fracturing tool and method thereof
CA2844342C (en) * 2011-07-29 2019-09-03 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore tool with indexing mechanism and method
US9752407B2 (en) * 2011-09-13 2017-09-05 Schlumberger Technology Corporation Expandable downhole seat assembly
CA2859399A1 (en) * 2011-12-14 2013-06-20 Utex Industries, Inc. Expandable seat assembly for isolating fracture zones in a well
US8739879B2 (en) * 2011-12-21 2014-06-03 Baker Hughes Incorporated Hydrostatically powered fracturing sliding sleeve
US9103189B2 (en) * 2012-03-08 2015-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Segmented seat for wellbore servicing system
US9279312B2 (en) * 2012-07-10 2016-03-08 Baker Hughes Incorporated Downhole sleeve system and method
CA2983696C (en) * 2012-07-24 2020-02-25 Tartan Completion Systems Inc. Tool and method for fracturing a wellbore
GB2506264A (en) * 2012-07-31 2014-03-26 Petrowell Ltd Downhole actuator
US9556704B2 (en) * 2012-09-06 2017-01-31 Utex Industries, Inc. Expandable fracture plug seat apparatus
NO340047B1 (no) * 2012-09-21 2017-03-06 I Tec As Fremgangsmåte, ventil og ventilsystem for komplettering, stimulering og senere restimulering av brønner for hydrokarbonproduksjon
US9714557B2 (en) * 2012-12-13 2017-07-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Sliding sleeve having contracting, ringed ball seat
WO2014116237A1 (en) 2013-01-25 2014-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-positioning flow control apparatus using selective sleeves
US9702221B2 (en) * 2013-03-15 2017-07-11 Peak Completion Technologies, Inc. Downhole tools with ball trap
US20150000922A1 (en) * 2013-06-28 2015-01-01 Team Oil Tools Lp Well Bore Tool With Ball Seat Assembly
US8863853B1 (en) * 2013-06-28 2014-10-21 Team Oil Tools Lp Linearly indexing well bore tool
US20150021021A1 (en) * 2013-07-17 2015-01-22 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple-Interval Wellbore Stimulation System and Method
US10487625B2 (en) * 2013-09-18 2019-11-26 Schlumberger Technology Corporation Segmented ring assembly
US20150096767A1 (en) * 2013-10-07 2015-04-09 Swellfix Bv Single size actuator for multiple sliding sleeves
US9644452B2 (en) * 2013-10-10 2017-05-09 Schlumberger Technology Corporation Segmented seat assembly
US20150136403A1 (en) * 2013-11-20 2015-05-21 CNPC USA Corp. Ball seat system
US9506322B2 (en) * 2013-12-19 2016-11-29 Utex Industries, Inc. Downhole tool with expandable annular plug seat assembly having circumferentially overlapping seat segment joints

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2006119334A (ru) * 2003-11-03 2007-12-20 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) Системы непроникающего управления продуктивным пластом
US20090044949A1 (en) * 2007-08-13 2009-02-19 King James G Deformable ball seat
US20090159289A1 (en) * 2007-08-13 2009-06-25 Avant Marcus A Ball seat having segmented arcuate ball support member
RU2469188C2 (ru) * 2007-08-27 2012-12-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Многопозиционный инструмент для разрыва пласта без проведения дополнительных спуско-подъемных операций
CN102345452A (zh) * 2010-08-05 2012-02-08 新疆华油油气工程有限公司 自形成球座式滑套
WO2012149638A1 (en) * 2011-05-03 2012-11-08 Packers Plus Energy Services Inc. Sliding sleeve valve and method for fluid treating a subterranean formation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2804463C2 (ru) * 2018-02-08 2023-10-02 Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ Скважинная система со скользящей муфтой

Also Published As

Publication number Publication date
AU2013359084A1 (en) 2015-07-09
EP2932024B1 (en) 2020-05-20
RU2015128001A (ru) 2017-01-16
EP2932020B1 (en) 2020-07-08
WO2014093757A2 (en) 2014-06-19
US20140166304A1 (en) 2014-06-19
WO2014093761A3 (en) 2014-12-04
EP2932022B1 (en) 2020-02-12
AU2013359080A1 (en) 2015-07-09
CA2895109A1 (en) 2014-06-19
WO2014093758A3 (en) 2014-12-04
RU2616193C2 (ru) 2017-04-13
AU2013359078B2 (en) 2016-06-16
AU2013359084B2 (en) 2016-07-07
RU2616055C2 (ru) 2017-04-12
AU2013359081B2 (en) 2016-06-30
RU2015128093A (ru) 2017-01-18
RU2015128083A (ru) 2017-01-24
US9488035B2 (en) 2016-11-08
EP2932023A2 (en) 2015-10-21
US20140166112A1 (en) 2014-06-19
RU2613690C2 (ru) 2017-03-21
WO2014093758A2 (en) 2014-06-19
WO2014093760A3 (en) 2014-12-04
AU2013359075B2 (en) 2016-06-30
CA2894851A1 (en) 2014-06-19
EP2932024A2 (en) 2015-10-21
US20140166111A1 (en) 2014-06-19
CA2895115A1 (en) 2014-06-19
RU2015128094A (ru) 2017-01-16
US9506321B2 (en) 2016-11-29
CA2895111A1 (en) 2014-06-19
CA2895108A1 (en) 2014-06-19
US9677380B2 (en) 2017-06-13
WO2014093757A3 (en) 2014-12-04
WO2014093755A3 (en) 2014-12-04
WO2014093752A2 (en) 2014-06-19
CA2894851C (en) 2020-08-25
US20140166912A1 (en) 2014-06-19
RU2615540C2 (ru) 2017-04-05
US9624756B2 (en) 2017-04-18
CA2895104A1 (en) 2014-06-19
AU2013359075A1 (en) 2015-07-09
US20140166303A1 (en) 2014-06-19
AU2013359081A1 (en) 2015-07-09
US20140166292A1 (en) 2014-06-19
EP2932019A2 (en) 2015-10-21
WO2014093760A2 (en) 2014-06-19
US9714557B2 (en) 2017-07-25
AU2013359083B2 (en) 2016-09-08
WO2014093755A2 (en) 2014-06-19
RU2015128017A (ru) 2017-01-19
WO2014093761A2 (en) 2014-06-19
EP2932022A2 (en) 2015-10-21
US9593553B2 (en) 2017-03-14
EP2932020A2 (en) 2015-10-21
EP2932021A2 (en) 2015-10-21
AU2013359083A1 (en) 2015-07-09
AU2013359080B2 (en) 2016-06-09
RU2015128000A (ru) 2017-01-16
CA2895104C (en) 2019-03-12
AU2013359078A1 (en) 2015-07-09
EP2932021B1 (en) 2020-07-08
EP2932023B1 (en) 2020-05-20
RU2615539C2 (ru) 2017-04-05
WO2014093752A3 (en) 2014-12-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2613697C2 (ru) Скользящая муфта с деформируемым шаровым гнездом

Legal Events

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

Effective date: 20201214