RU2740460C1 - Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof - Google Patents
Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2740460C1 RU2740460C1 RU2020121269A RU2020121269A RU2740460C1 RU 2740460 C1 RU2740460 C1 RU 2740460C1 RU 2020121269 A RU2020121269 A RU 2020121269A RU 2020121269 A RU2020121269 A RU 2020121269A RU 2740460 C1 RU2740460 C1 RU 2740460C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tool
- movable sleeve
- dies
- profile
- sleeve
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 42
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910001315 Tool steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 3
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000005255 carburizing Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnology area
Изобретение относится к добывающей промышленности, в частности, к устройству для проведения многостадийного гидроразрыва пласта и способу проведения многостадийного гидроразрыва пласта при помощи заявленного устройства при разработке коллекторов нефти и газа.The invention relates to the mining industry, in particular, to a device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing and a method for carrying out multi-stage hydraulic fracturing using the claimed device in the development of oil and gas reservoirs.
Уровень техникиState of the art
Из уровня техники известны различные варианты выполнения устройств для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающих в себя муфты с радиальными отверстиями, снабженные скользящими втулками, открывающими либо закрывающими упомянутые отверстия при взаимодействии втулки со скважинными инструментами, рабочие органы которых входят в зацепление с рельефом внутренней поверхности скользящей втулки с целью ее перемещения внутри муфты.From the prior art, various embodiments of devices for carrying out multistage hydraulic fracturing are known, including couplings with radial holes equipped with sliding sleeves that open or close said holes when the sleeve interacts with downhole tools, the working bodies of which mesh with the relief of the inner surface of the sliding sleeve in order to move it inside the sleeve.
Так, в описании заявки на выдачу евразийского патента EA201891119, МПК: E21B19/22; E21B34/12, опубликованной 29.03.2019, раскрыто техническое решение, узлом которого является трубчатый элемент в виде муфты для использования в обсадной трубе ствола скважины, обеспечивающий выборочный доступ к смежному пласту во время операции заканчивания скважины. Внутренняя поверхность подвижной втулки, установленной в муфте, выполнена гладкой, что снижает надежность ее взаимодействия с инструментами.So, in the description of the application for the grant of a Eurasian patent EA201891119, IPC: E21B19 / 22; E21B34 / 12, published 03/29/2019, discloses a technical solution, the assembly of which is a tubular element in the form of a sleeve for use in the casing of a wellbore, allowing selective access to the adjacent formation during a well completion operation. The inner surface of the movable sleeve installed in the sleeve is smooth, which reduces the reliability of its interaction with tools.
Из писания патента Китая на полезную модель CN209568995, МПК: E21B34/14; E21B43/26, опубликованного 01.11.2019, известно устройство, включающее в себя муфту и гидравлический переключающий инструмент для открытия и закрытия отверстий муфты для проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта, перемещением скользящей втулки в полости муфты. При этом переключающий инструмент взаимодействует с профилем на внутренней поверхности скользящей втулки ответными рельефными выступами профиля выдвижного элемента. Однако сложная форма упомянутых профилей как скользящей втулки, так и рельефных выступов выдвижного элемента переключающего инструмента подвержены износу в процессе эксплуатации, что снижает надежность работы устройства.From the writing of the Chinese utility model patent CN209568995, IPC: E21B34 / 14; E21B43 / 26, published on 01.11.2019, a device is known that includes a clutch and a hydraulic switching tool for opening and closing the holes of the clutch to carry out a multi-stage hydraulic fracturing by moving a sliding sleeve in the cavity of the clutch. In this case, the switching tool interacts with the profile on the inner surface of the sliding sleeve with reciprocating relief protrusions of the profile of the retractable element. However, the complex shape of the mentioned profiles of both the sliding sleeve and the relief protrusions of the sliding element of the switching tool are subject to wear during operation, which reduces the reliability of the device.
В патенте США US7066264, МПК: E21B34/14; E21B43/04, опубликованном 27.06.2006, раскрыто устройство для гидроразрыва пласта, содержащее муфту и подвижную втулку. Причем втулка имеет кольцевые уплотнительные элементы, что обеспечивает ее герметичное соединение с муфтой. На внутренней поверхности втулки выполнены профили, которые входят в зацепление с скважинным инструментом для перемещения втулки в открытое или закрытое положение по отношению к отверстиям для нагнетания флюида. Внутренние профили выполнены в виде двух внутренних кольцевых расширений, каждое из которых оснащено фасками с двух сторон. Однако наличие фаски на кольцевом расширении со стороны, приближенной к торцевой части втулки, способствует соскальзыванию с нее скважинного инструмента, и снижает надежность работы устройства. In US patent US7066264, IPC: E21B34 / 14; E21B43 / 04, published 06/27/2006, discloses a fracturing device comprising a collar and a movable sleeve. Moreover, the sleeve has annular sealing elements, which ensures its tight connection with the sleeve. On the inner surface of the sleeve, profiles are made that engage with the downhole tool to move the sleeve to an open or closed position with respect to the fluid injection holes. Internal profiles are made in the form of two internal annular extensions, each of which is equipped with chamfers on both sides. However, the presence of a chamfer on the annular expansion from the side close to the end part of the sleeve promotes the downhole tool sliding off it and reduces the reliability of the device.
В патенте РФ №2685360, МПК: E21B 34/14, опубликованном 17.04.2019, раскрыт клапан для различных технологических операций по эксплуатации и ремонту скважин, который в качестве корпуса содержит цилиндрическую муфту с боковыми отверстиями и кольцевой поршень, выполненный в виде втулки, соединенной с цангой. Средством для перемещения поршня является центратор с плашками, установленный на колонне штанг. При продольном перемещении колонны штанг вверх центратор своими плашками упирается во внутренние буртики цанги. Продолжая движение вверх, центратор перемещает цангу и связанный с ней поршень в крайнее верхнее положение в корпусе клапана. Цанга наружными буртиками фиксируется в верхнем гнезде корпуса клапана, при этом отверстия корпуса-муфты открываются, и происходит сообщение трубного и затрубного пространства. После фиксации цанги в верхнем гнезде, центратор проходит через цангу, раздвигая ее лепестки, и находится над корпусом клапана. Аналогично центратор проходит вниз, закрывая отверстие. В данном техническом решении элементом зацепления является торцевой выступ цанги, а не втулки, что приводит к недостаточной надежности устройства из-за риска поломки лепестков цанги центратором.In the patent of the Russian Federation No. 2685360, IPC: E21B 34/14, published on April 17, 2019, a valve is disclosed for various technological operations for the operation and workover of wells, which, as a body, contains a cylindrical sleeve with side holes and an annular piston made in the form of a sleeve connected with a collet. The means for moving the piston is a ram centralizer mounted on a rod string. With the longitudinal movement of the rod string upwards, the centralizer with its dies abuts against the inner collars of the collet. Continuing upward movement, the centralizer moves the collet and the piston associated with it to the uppermost position in the valve body. The collet is fixed with outer flanges in the upper seat of the valve body, while the holes of the coupling body open, and communication between the pipe and annulus occurs. After fixing the collet in the upper seat, the centralizer passes through the collet, pushing its petals apart, and is located above the valve body. Similarly, the centralizer goes down, closing the hole. In this technical solution, the engaging element is the end protrusion of the collet, not the sleeve, which leads to insufficient reliability of the device due to the risk of breaking the collet petals by the centralizer.
В качестве наиболее близкого аналога заявленного технического решения может быть выбрано устройство для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, известное из патента RU2604525, МПК: E21B34/06; E21B43/26, опубликованного 17.08.2012, из которого известна высокопроизводительная многоблочная система интенсификации добычи, которая включает в себя скважинную сборку, содержащую по меньшей мере две скользящие муфты, размещенных на насосно-компрессорной колонне в стволе скважины, при этом каждая из скользящих муфт имеет корпус с наружным диаметром, внутренним диаметром, центральным сквозным каналом, первым отверстием, обеспечивающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, вторым отверстием, продольно смещенным от первого отверстия, обеспечивающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а также закрытым положением, предотвращающим радиальное сообщение посредством флюида между центральным сквозным каналом и стволом скважины. Причем для цели активации, то есть переключения скользящих муфт между закрытым положением и открытым положением, предусматривается либо сбрасывание шара вниз по насосно-компрессорной колонне, либо введение толкателя (технологического инструмента) в нижнюю часть насосно-компрессорной колонны с возможностью переключения скользящей муфты между первым открытым положением и вторым открытым положением, обеспечивающим доступ ко второму отверстию, при этом толкатель вступает в зацепление со вставкой (втулкой) для облегчения ее перемещения. Упомянутый толкатель подвешен на технологической колонне насосно-компрессорных труб, благодаря которой возможно его перемещение вверх и вниз в любой последовательности.As the closest analogue of the claimed technical solution, a device for multistage hydraulic fracturing, known from patent RU2604525, IPC: E21B34 / 06; E21B43 / 26 published on 17.08.2012, from which a high-performance multi-unit stimulation system is known, which includes a downhole assembly containing at least two sliding sleeves placed on a tubing in the wellbore, each of the sliding sleeves having a body with an outer diameter, an inner diameter, a central through channel, a first hole providing radial fluid communication between the central through channel and the wellbore, a second hole longitudinally offset from the first hole, providing radial fluid communication between the central through channel and the wellbore, and a closed position to prevent radial fluid communication between the central bore and the wellbore. Moreover, for the purpose of activation, that is, switching the sliding clutches between the closed position and the open position, either the ball is dropped down the tubing string, or the pusher (technological tool) is introduced into the lower part of the tubing string with the possibility of switching the sliding clutch between the first open position and a second open position, providing access to the second hole, with the pusher engages with the insert (sleeve) to facilitate its movement. The mentioned pusher is suspended on the production tubing string, thanks to which it can move up and down in any sequence.
В данном техническом решении, в частности, раскрыт толкатель, имеющий массивную радиально подвижную защелку дисковой формы, расположенную вдоль всей окружности корпуса толкателя, предназначенную для замкового зацепления с кольцевым расширением профиля подвижной втулки. Толкатель может быть установлен в стволе скважины с подвижной защелкой в радиально убранном положении, что уменьшает его наружный диаметр, а также позволяет толкателю очищать любые области уменьшенного диаметра внутри блока гидроразрыва пласта. После размещения толкателя в расширенной части профиля вставки подвижная защелка перемещается из своего радиально втянутого положения в радиально выдвинутое положение и вступает в зацепление с профилем в подвижной вставки. При этом к технологической колонне насосно-компрессорных труб прикладывают усилие натяжения для перемещения толкателя и соответственно вставки из открытого положения в закрытое положение с целью блокировки потока флюида между наружной частью корпуса и внутренней частью корпуса. In this technical solution, in particular, a pusher is disclosed having a massive radially movable disk-shaped latch located along the entire circumference of the pusher body, designed for locking engagement with the annular expansion of the profile of the movable sleeve. The pusher can be installed in the wellbore with a movable latch in a radially retracted position, which reduces its outer diameter, and also allows the pusher to clean any areas of reduced diameter inside the fracture block. After placing the pusher in the widened part of the insert profile, the movable latch moves from its radially retracted position to the radially extended position and engages with the profile in the movable insert. In this case, a tensile force is applied to the production tubing string to move the pusher and, accordingly, insert from the open position to the closed position in order to block the fluid flow between the outer part of the body and the inner part of the body.
После перемещения вставки в закрытое положение усилие натяжения с поверхности скважины уменьшается и снижается гидравлическое давление в корпусе толкателя. При этом подвижная защелка на толкателе перемещается из своего выдвинутого положения во втянутое положение и, таким образом, расцепляется с профилем вставки. Затем толкатель может быть перемещен в свое следующее положение для перемещения вставки или же толкатель может быть извлечен из скважины.After moving the insert to the closed position, the tension force from the surface of the well decreases and the hydraulic pressure in the pusher body decreases. In doing so, the movable latch on the pusher moves from its extended position to the retracted position and thus disengages from the insert profile. The pusher can then be moved to its next position to move the insert, or the pusher can be pulled out of the well.
Недостатком данного технического решения является возможность проскальзывания защелки толкателя через расширенный участок профиля подвижной втулки, поскольку упомянутая защелка имеет сглаженную форму выступающей части, и расширенная часть профиля подвижной вставки также имеет гладкую поверхность, а взаимодействие между ними происходит только за счет силы трения от радиального усилия расширения защелки. Кроме того, упомянутые силы трения и радиальные усилия приводят к ускоренному износу поверхности подвижной вставки, что снижает в целом работоспособность устройства.The disadvantage of this technical solution is the possibility of slipping the pusher latch through the extended section of the profile of the movable sleeve, since the said latch has a smoothed protruding part, and the expanded part of the profile of the movable insert also has a smooth surface, and the interaction between them occurs only due to the friction force from the radial expansion force latches. In addition, the mentioned frictional forces and radial forces lead to accelerated wear of the surface of the movable insert, which reduces the overall performance of the device.
Также в известном техническом решении массивность радиально подвижной защелки приводит к замедленному срабатыванию толкателя, как при выдвижении защелки, так и при ее втягивании, что может служить причиной застревания толкателя, сложности эксплуатации устройства и недостаточной его эффективности. Also in the known technical solution, the massiveness of the radially movable latch leads to a delayed response of the pusher, both when the latch is extended and when it is retracted, which can cause the pusher to get stuck, the device is difficult to operate and its insufficient efficiency.
В описании патента RU2604525, МПК: E21B34/06; E21B43/26, опубликованного 17.08.2012 также раскрыт способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта с помощью описанного выше устройства, включающего в себя скважинную сборку.In the description of the patent RU2604525, IPC: E21B34 / 06; E21B43 / 26, published on 08/17/2012, also discloses a method for performing multi-stage fracturing using the above-described apparatus including a downhole assembly.
Задачей, на решение которой направлено предложенное техническое решение, является создание простого и надежного устройства для осуществления способа проведения многостадийного гидроразрыва пласта, позволяющего в любой последовательности по интервалам проводить многостадийный гидроразрыв пласта, благодаря использованию скважинной сборки, включающей в себя муфты с одним или несколькими боковыми отверстиями и с подвижной втулкой в сочетании с применением технологического инструмента для перемещения втулки с открытием или закрытием отверстий муфты. The problem to be solved by the proposed technical solution is to create a simple and reliable device for implementing a method for carrying out multi-stage hydraulic fracturing, which allows performing multi-stage hydraulic fracturing in any sequence at intervals, thanks to the use of a well assembly, which includes sleeves with one or more side holes and with a movable sleeve in combination with the use of a processing tool to move the sleeve to open or close the holes in the sleeve.
Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the essence of the invention
Технический результат заключается в расширении арсенала средств для проведения многостадийного гидроразрыва пласта при повышении их надежности. Надежность заявленного устройства обеспечивается его способностью выполнять требуемые функции при реализации способа проведения многостадийного гидроразрыва пласта.The technical result consists in expanding the arsenal of tools for carrying out multi-stage hydraulic fracturing while increasing their reliability. The reliability of the claimed device is ensured by its ability to perform the required functions in the implementation of the method of carrying out multi-stage hydraulic fracturing.
Для решения поставленной задачи заявлено устройство для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, содержащее скважинную сборку, включающую в себя по меньшей мере две муфты, размещенные на насосно-компрессорной колонне в стволе скважины, при этом каждая из муфт имеет цилиндрический корпус с внутренней полостью с центральным сквозным каналом и боковое отверстие, обеспечивающее радиальное сообщение между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а также подвижную втулку, установленную в полости муфты, и инструмент для перемещения подвижной втулки с обеспечением возможности открытия или закрытия упомянутого бокового отверстия. Для этого на внутренней поверхности подвижной втулки выполнен профиль в виде двух кольцевых расширений с буртиком между ними, выполненным с фасками, расположенными с двух сторон буртика. А инструмент установлен в составе сборки на подвижной технологической колонне труб, размещенной в сквозном канале насосно-компрессорной колонны, и снабжен гидравлически расширяющимися в радиальном направлении плашками с подпружиненными наружу выдвижными элементами, позволяющими инструменту зацепляться выдвижными элементами за профиль на внутренней поверхности подвижной втулки упором в верхний или нижний торец профиля. To solve this problem, a device for multistage hydraulic fracturing is claimed, comprising a downhole assembly that includes at least two couplings placed on a tubing string in the wellbore, each of the couplings has a cylindrical body with an internal cavity with a central through channel and a lateral hole providing radial communication between the central through bore and the wellbore, as well as a movable sleeve installed in the cavity of the sleeve, and a tool for moving the movable sleeve so that the said lateral hole can be opened or closed. For this, a profile is made on the inner surface of the movable sleeve in the form of two annular extensions with a shoulder between them, made with chamfers located on both sides of the shoulder. And the tool is installed as part of an assembly on a movable production string of pipes, placed in the through channel of the tubing string, and is equipped with hydraulically expanding radially dies with spring-loaded outward pull-out elements that allow the tool to engage the pull-out elements on the profile on the inner surface of the movable sleeve with an emphasis on the upper or the bottom end of the profile.
В заявленной совокупности признаков повышение надежности срабатывания устройства при подготовке к проведению многостадийного гидроразрыва пласта достигается в результате повышения прочности зацепления выдвижных элементов плашек инструмента за верхний или нижний торец профиля внутренней поверхности подвижной втулки. В отличии от прототипа в заявленном устройстве взаимодействие между выдвижным элементом и профилем втулки происходит за счет консольного упора в верхний или нижний торец профиля, что исключает проскальзывание инструмента и снижает нагрузку на корпус подвижной втулки, а также обеспечивает снижение износа профиля внутренней поверхности подвижной втулки и в целом повышает работоспособность устройства.In the claimed set of features, an increase in the reliability of the device operation in preparation for a multi-stage hydraulic fracturing is achieved by increasing the strength of the engagement of the tool ram extensions to the upper or lower end of the profile of the inner surface of the movable sleeve. In contrast to the prototype, in the claimed device, the interaction between the sliding element and the profile of the sleeve occurs due to the cantilever stop in the upper or lower end of the profile, which eliminates slippage of the tool and reduces the load on the body of the moving sleeve, and also reduces the wear of the profile of the inner surface of the moving sleeve and in generally improves the performance of the device.
Выполнение профиля внутренней поверхности подвижной втулки в виде двух смежных кольцевых расширений с буртиком между ними повышает надежность срабатывания устройства при подготовке проведения многостадийного гидроразрыва пласта, поскольку позволяет фиксировать на устье скважины факт зацепления инструмента за профиль подвижной втулки по двойному скачку усилия натяжения на технологической колонне.The execution of the profile of the inner surface of the movable sleeve in the form of two adjacent annular expansions with a shoulder between them increases the reliability of the device operation when preparing for multistage hydraulic fracturing, since it allows fixing at the wellhead the fact that the tool engages with the profile of the movable sleeve by double jump of the tension force on the technological string.
Заявленное устройство характеризуется тем, что инструмент для перемещения подвижной втулки содержит корпус, который выполнен с возможностью соединения с технологической колонной труб, в корпусе имеются полости для установки плашек, которые находятся в гидравлической связи с корпусом и снабжены упорами для предотвращения выпадения плашек из корпуса при выдвижении в радиальном направлении под давлением жидкости, поступающей в полости.The claimed device is characterized in that the tool for moving the movable sleeve comprises a body that is configured to be connected to the technological pipe string, the body has cavities for installing the rams, which are in hydraulic connection with the body and are equipped with stops to prevent the rams from falling out of the body when extending in the radial direction under the pressure of the fluid entering the cavity.
Кроме того, повышенная надежность заявленного устройства достигается за счет использования пружин в конструкции плашек инструмента, которые при спуске и подъеме инструмента демпфируют удары о стенки насосно-компрессорной колонны, сохраняя целостность корпуса инструмента и окружающего оборудования, так что после извлечения на поверхность инструмент снова готов к дальнейшему использованию в скважине.In addition, the increased reliability of the claimed device is achieved due to the use of springs in the design of the tool ram, which, when the tool is lowered and lifted, damp the impacts against the tubing walls, preserving the integrity of the tool body and the surrounding equipment, so that after being removed to the surface, the tool is again ready for further use in the well.
Благодаря использованию пружин заявленное устройство дополнительно характеризуется тем, что инструмент выполнен с возможностью проходить с расширенными плашками внутри сквозного канала насосно-компрессорной колонны, а также проходить буртик профиля на внутренней поверхности подвижной втулки упругим скольжением по фаскам буртика при прохождении сквозного канала муфты.Due to the use of springs, the claimed device is additionally characterized in that the tool is configured to pass with expanded dies inside the through channel of the tubing string, and also to pass the profile flange on the inner surface of the movable sleeve by elastic sliding along the flange chamfers when passing through the through channel of the coupling.
В оптимальном варианте изготовления заявленного устройства инструмент выполнен с расширяющимися в радиальном направлении плашками, расположенными в два ряда на его наружной поверхности на расстоянии между рядами не меньше ширины основания буртика профиля подвижной втулки.In the optimal embodiment of the claimed device, the tool is made with radially expanding dies arranged in two rows on its outer surface at a distance between the rows not less than the width of the base of the flange of the profile of the movable sleeve.
Двухрядное расположение плашек повышает надежность и работоспособность заявленного устройства поскольку зацепление выдвижных элементов плашек за верхний или нижний торец профиля подвижной втулки может осуществляться каждым рядом плашек.The two-row arrangement of the dies increases the reliability and performance of the claimed device, since the engagement of the sliding elements of the dies for the upper or lower end of the profile of the movable sleeve can be carried out by each row of dies.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения плашки и сопряженные с ними выдвижные элементы представляют собой цилиндрические фланцевые втулки, вставленные одна в другую при условии, что внутренний диаметр втулки, образующей корпус плашки, больше наружного диаметра выдвижного элемента на ширину фланца выдвижного элемента. При этом в торцевой части втулки, образующей корпус плашки, выполнено отверстие, соответствующее наружному диаметру выдвижного элемента, что позволяет ему выдвигаться из корпуса плашки под действием гидравлических сил. Таким образом, инструмент снабжен плашками с выдвижными элементами, соединенными между собой по типу телескопически сопряженных фланцевых втулок. При этом в корпусе каждой плашки, образованном упомянутыми фланцевыми втулками, установлена пружина с упором одного конца в торец выдвижного элемента, а другого конца – в основание плашки. Заявленная конструкция выдвижных элементов характеризуется повышенной надежностью, поскольку пружина не взаимодействует с активирующей жидкостью, не корродирует и не засоряется шламом, что увеличивает ресурс работы оборудования и его межремонтный пробег.In a preferred embodiment of the invention, the rams and their associated drawers are cylindrical flange sleeves inserted one into the other provided that the inner diameter of the sleeve forming the body of the ram is greater than the outer diameter of the drawer by the width of the drawer flange. In this case, an opening is made in the end part of the sleeve that forms the die body, corresponding to the outer diameter of the sliding element, which allows it to be pulled out of the die body under the action of hydraulic forces. Thus, the tool is equipped with dies with retractable elements connected to each other by the type of telescopically mating flange bushings. In this case, a spring is installed in the body of each die, formed by the mentioned flange bushings, with one end abutting against the end of the sliding element, and the other end against the base of the die. The claimed design of the sliding elements is characterized by increased reliability, since the spring does not interact with the activating liquid, does not corrode or clog with sludge, which increases the service life of the equipment and its overhaul life.
Соединение корпуса плашки и корпуса инструмента снабжено уплотнениями для обеспечения герметичности, что влияет на повышение надежности выдвигания плашек, так как активирующая жидкость не утекает.The connection of the ram body and the tool body is equipped with seals to ensure tightness, which affects the increase in the reliability of the ram extension, since the activating fluid does not leak out.
Кроме того, плашки и выдвижные элементы заявленного устройства выполнены с фасками на наружной торцевой, что также сказывается на повышении надежности, так как уменьшен износ поверхности при их скольжении по внутреннему профилю колонны насосно-компрессорных труб и уменьшен износ рельефа внутренней поверхности подвижной втулки.In addition, the dies and pull-out elements of the claimed device are made with chamfers on the outer end, which also affects the increase in reliability, since the surface wear is reduced when they slide along the inner profile of the tubing string and the wear of the relief of the inner surface of the movable sleeve is reduced.
Следует отметить, что подвижная втулка в заявленном устройстве выполнена герметичной по отношению к муфте, для чего она снабжена кольцевыми уплотнениями, установленными в проточках на внешней поверхности втулки, расположенными как на концевых участках, так и в средней части втулки. Герметичность подвижной втулки повышает надежность и эффективность работы заявленного устройства. Кроме того, подвижная втулка в заявленном устройстве выполнена с возможностью перемещения в муфте в пределах внутренних упоров, образованных в местах соединения муфты с насосно-компрессорной колонной, резьбовыми соединительными элементами.It should be noted that the movable sleeve in the claimed device is made sealed with respect to the sleeve, for which it is equipped with O-rings installed in the grooves on the outer surface of the sleeve, located both at the end sections and in the middle part of the sleeve. The tightness of the movable sleeve increases the reliability and efficiency of the claimed device. In addition, the movable sleeve in the claimed device is made with the ability to move in the coupling within the internal stops formed at the joints of the coupling with the tubing string, by threaded connecting elements.
В предпочтительном варианте изготовления заявленного устройства муфта для проведения гидроразрыва пласта выполнена с дополнительными боковыми отверстиями, а подвижная втулка установлена с возможностью продольного перемещения в упомянутой муфте при помощи инструмента для открытия или закрытия дополнительных отверстий. In a preferred embodiment of the claimed device, the coupling for hydraulic fracturing is made with additional lateral holes, and the movable sleeve is installed with the possibility of longitudinal movement in the said coupling using a tool for opening or closing additional holes.
Повышению надежности заявленного устройства способствует обеспечение долговечности его конструкции. При эксплуатации устройства в наибольшей степени подвержены износу торцевые упоры профиля, образованного на внутренней поверхности подвижной втулки, поскольку за них цепляется инструмент. Сами плашки и выдвижные элементы плашек, как правило изготавливаются из стали повышенной твердости, например, из инструментальной стали, что может повышать износ, контактирующих с ними деталей. По этой причине в заявленном устройстве торцевые упоры профиля на внутренней поверхности подвижной втулки целесообразно изготавливать также с повышенной износостойкостью. Для указанной цели торцевые упоры профиля внутренней поверхности подвижной втулки могут быть подвергнуты термообработке, включающей закалку, либо химико-термической обработке, например, цементацией или нитроцементацией. В другом варианте осуществления изобретения на торцевые упоры профиля внутренней поверхности подвижной втулки может быть нанесено износостойкое покрытие, либо подвижная втулка может быть выполнена в виде составного изделия с изготовлением концевых участков из более износостойкого материала.The reliability of the claimed device is increased by ensuring the durability of its design. During operation of the device, the end stops of the profile formed on the inner surface of the movable sleeve are most susceptible to wear, since the tool clings to them. The dies themselves and the pull-out elements of the dies, as a rule, are made of steel of increased hardness, for example, from tool steel, which can increase the wear of the parts in contact with them. For this reason, in the claimed device, the profile end stops on the inner surface of the movable sleeve are also expedient to be made with increased wear resistance. For this purpose, the end stops of the profile of the inner surface of the movable sleeve can be subjected to heat treatment, including hardening, or chemical-thermal treatment, for example, carburizing or nitrocarburizing. In another embodiment of the invention, a wear-resistant coating can be applied to the end stops of the profile of the inner surface of the movable sleeve, or the movable sleeve can be made in the form of a composite product with the production of end sections from a more wear-resistant material.
Инструмент для перемещения подвижной втулки является важным узлом в устройстве для проведения многостадийного гидроразрыва пласта. Инструмент содержит корпус и плашки, причем корпус выполнен с возможностью соединения с технологической колонной труб, и в упомянутом корпусе имеются полости для установки плашек, также указанные полости находятся в гидравлической связи с корпусом, а плашки выполнены с возможностью выдвигаться в радиальном направлении под давлением жидкости, поступающей в полости, при этом полости имеют упоры для предотвращения выпадения плашек из корпуса. Плашки снабжены подпружиненными выдвижными элементами для зацепления с внутренним профилем подвижной втулки. Техническим результатом при использовании инструмента в составе заявленного устройства является повышение надежности работы инструмента, благодаря повышению надежности работы пружин выдвижных элементов, поскольку они не взаимодействуют с жидкостью, выдвигающей плашки.The tool for moving the movable sleeve is an important component in a multistage hydraulic fracturing device. The tool contains a housing and dies, and the housing is configured to be connected to the technological pipe string, and in the said housing there are cavities for installing the dies, these cavities are also in hydraulic connection with the housing, and the dies are made with the ability to extend radially under fluid pressure, entering the cavity, while the cavities have stops to prevent the dies from falling out of the body. The dies are equipped with spring-loaded sliding elements for engaging with the inner profile of the movable sleeve. The technical result when using the tool as part of the claimed device is to increase the reliability of the tool, due to the increase in the reliability of the spring of the sliding elements, since they do not interact with the liquid pushing the dies.
Кроме того, плашки расположены на корпусе инструмента в два ряда, что также способствует повышению надежности его работы, поскольку эксплуатационная нагрузка распределится на два ряда.In addition, the dies are located on the tool body in two rows, which also contributes to increased reliability of its operation, since the operating load is distributed over two rows.
В заявленном инструменте плашки соединены с выдвижными элементами по типу телескопически сопряженных фланцевых втулок, что также влияет на повышение надежности, поскольку при спуске выдвижные элементы и плашки складываются, не подвергаясь внешним воздействиям. Данная конструкция плашек дополнительно влияет на снижение расхода материалов, поскольку можно использовать плашки и выдвижные элементы меньшего размера при сохранении достаточной ширины выступающей части для надежного зацепления с подвижной втулкой. В результате также возможно увеличение проходного канала для жидкости в инструменте.In the claimed tool, the dies are connected to the retractable elements by the type of telescopically coupled flange bushings, which also affects the increase in reliability, since the retractable elements and dies are folded during descent without being exposed to external influences. This design of the rams additionally affects the reduction of material consumption, since it is possible to use smaller rams and sliders while maintaining sufficient width of the protruding part for reliable engagement with the movable sleeve. As a result, it is also possible to increase the fluid flow path in the tool.
Плашки и выдвижные элементы заявленного инструмента выполнены с фасками на наружной торцевой поверхности для снижения их износа и предупреждения сколов на контактной поверхности. Кроме того, с той же целью выдвижные элементы инструмента выполнены из стали с повышенной прочностью и износостойкостью, предпочтительно из инструментальной стали.The dies and pull-out elements of the claimed tool are made with chamfers on the outer end surface to reduce their wear and prevent chips on the contact surface. In addition, for the same purpose, the pull-out elements of the tool are made of steel with increased strength and wear resistance, preferably of tool steel.
Для повышения надежности выдвижения плашек в полостях корпуса инструмента установлены герметизирующие элементы уплотнения, что предотвращает утечку активирующей жидкости.To increase the reliability of the extension of the dies, the sealing elements of the seal are installed in the cavities of the tool body, which prevents the leakage of the activating liquid.
Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта осуществляется при помощи заявленного устройства и с использованием заявленного инструмента. Согласно заявленному способу сначала осуществляют спуск в ствол скважины устройства для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, содержащего скважинную сборку, включающую в себя насосно-компрессорную колонну, оборудованную по меньшей мере двумя муфтами с цилиндрическим корпусом с внутренней полостью и с центральным сквозным каналом, а также имеющими боковые отверстия, обеспечивающие радиальное сообщение между центральным сквозным каналом и стволом скважины, причем в полости муфты установлена подвижная втулка с возможностью открытия или закрытия упомянутого бокового отверстия, а на внутренней поверхности подвижной втулки выполнен профиль в виде двух кольцевых расширений с буртиком между ними и с фасками, расположенными с двух сторон буртика, а также с упорами на верхнем и нижнем торце профиля.The method of carrying out multi-stage hydraulic fracturing is carried out using the claimed device and using the claimed tool. According to the claimed method, a device for multistage hydraulic fracturing of a formation containing a well assembly including a tubing string equipped with at least two couplings with a cylindrical casing with an inner cavity and with a central through channel, as well as having lateral holes providing radial communication between the central through channel and the wellbore, and a movable sleeve is installed in the sleeve cavity with the ability to open or close the said lateral hole, and a profile is made on the inner surface of the movable sleeve in the form of two annular extensions with a shoulder between them and with chamfers, located on both sides of the collar, as well as with stops on the upper and lower end of the profile.
Затем в сквозной канал насосно-компрессорной колонны на технологической колонне труб спускают инструмент, содержащий корпус и плашки с выдвижными элементами, для активации выбранной муфты, для чего инструмент спускают ниже выбранной муфты и через технологическую колонну в корпусе инструмента создают избыточное давление для расширения плашек, при котором выдвижные элементы упруго упираются во внутренние стенки колонны, сжимая размещенные в них пружины. Далее инструмент перемещают в сторону устья скважины со скольжением выдвижных элементов по стенкам насосно-компрессорной колонны до попадания их во внутренний профиль подвижной втулки, прохода буртика по его фаскам, и упора в верхний торец профиля, при этом момент упора выдвижных элементов в верхний торец профиля подвижной втулки фиксируют по двойному скачку давления на устье и увеличению усилия перемещения технологической колонны труб; после чего при помощи технологической колонны труб продолжают перемещать инструмент вместе с подвижной втулкой до верхнего упора муфты, открывая боковое отверстие муфты. Затем снижают давление в инструменте, при этом выдвижные элементы при помощи пружин вдавливают плашки внутрь корпуса инструмента, позволяя ему выйти из зацепления с подвижной втулкой, что позволяет удалить инструмент из сквозного канала муфты и произвести соответствующий гидроразрыв пласта.Then, a tool containing a housing and rams with retractable elements is lowered into the through channel of the tubing string on the process pipe string to activate the selected sleeve, for which the tool is lowered below the selected sleeve and through the production string in the tool body an overpressure is created to expand the dies, when in which the sliding elements resiliently abut against the inner walls of the column, compressing the springs placed in them. Next, the tool is moved towards the wellhead with sliding of the sliding elements along the walls of the tubing string until they fall into the inner profile of the movable sleeve, the passage of the flange along its chamfers, and stop at the upper end of the profile, while the moment of the stop of the sliding elements in the upper end of the profile of the movable the bushings are fixed by a double pressure jump at the wellhead and an increase in the force of movement of the technological pipe string; after that, using the technological pipe string, the tool is continued to move along with the movable sleeve to the upper stop of the coupling, opening the side hole of the coupling. Then the pressure in the tool is reduced, while the sliding elements with the help of springs press the dies into the tool body, allowing it to disengage with the movable sleeve, which allows the tool to be removed from the through channel of the coupling and to produce the corresponding hydraulic fracturing.
Для закрытия бокового отверстия выбранной муфты после проведения соответствующего гидроразрыва пласта осуществляют спуск инструмента в сквозной канал насосно-компрессорной колонны выше уровня выбранной муфты, затем через технологическую колонну в корпусе инструмента создают избыточное давление для расширения плашек, при котором выдвижные элементы упруго упираются во внутренние стенки насосно-компрессорной колонны, сжимая, размещенные в них пружины;To close the side hole of the selected coupling, after the corresponding hydraulic fracturing of the formation, the tool is lowered into the through channel of the tubing string above the level of the selected coupling, then an excess pressure is created in the tool body through the process string in the tool body to expand the dies, in which the retractable elements resiliently abut against the inner walls of the pump - compressor strings, compressing the springs placed in them;
далее инструмент перемещают в сторону забоя скважины со скольжением выдвижных элементов по стенкам насосно-компрессорной колонны до попадания их во внутренний профиль подвижной втулки и до упора в нижний торец профиля, после чего продолжая перемещать инструмент вместе с подвижной втулкой до нижнего упора муфты, закрывают упомянутое боковое отверстие.then the tool is moved towards the bottom of the well with sliding of the sliding elements along the walls of the tubing string until they fall into the inner profile of the movable sleeve and until it stops at the lower end of the profile, after which, continuing to move the tool together with the movable sleeve to the lower stop of the coupling, close the said lateral hole.
Краткое описание чертежейBrief Description of Drawings
Чертежи представлены для лучшего понимания изобретения, однако специалисту в данной области техники будет очевидно, что раскрытое техническое решение не ограничивается вариантом, представленным на чертежах. The drawings are presented for a better understanding of the invention, however, it will be obvious to a person skilled in the art that the disclosed technical solution is not limited to the embodiment shown in the drawings.
На фиг. 1 представлен общий вид, показывающий схему размещения устройства многостадийного гидроразрыва пласта в скважине.FIG. 1 is a general view showing the layout of a multi-stage hydraulic fracturing device in a well.
На фиг. 2 показан узел заявленного устройства для многостадийного гидроразрыва пласта при увеличенном изображении инструмента, вид А.FIG. 2 shows the assembly of the claimed device for multistage hydraulic fracturing with an enlarged image of the tool, view A.
Осуществление изобретенияImplementation of the invention
На фигуре 1 позициями 1, 2 и 3 обозначены муфты заявленного устройства для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, расположенные в скважине 23 в составе насосно-компрессорной колонны 20. В частности, муфта 1, которая в увеличенном изображении показана на фиг. 2, включает в себя цилиндрический корпус 4 с размещенной в нем герметичной подвижной втулкой 5, перемещение которой необходимо для подготовки проведения гидроразрыва пласта 25 при открытии отверстий 6 инструментом 7. Отверстия 6 в корпусе 4 муфты 1 выполнены с возможностью нахождения в открытом положении. При открытии отверстий 6 возможно радиальное сообщения между центральным сквозным каналом муфты 1 и затрубным пространством 9 ствола скважины, а в закрытом положении отверстий 6 сообщение между сквозным каналом муфты 1 и затрубным пространством 9 перекрыто. Подвижная втулка 5 имеет внутренний профиль 10 для зацепления ее инструментом 7. Внутренний профиль 10 для зацепления втулки выполнен в виде двух последовательно расположенных кольцевых расширений 11 и 12 с буртиком 13 между ними, оснащенным фасками 14 и 15 с двух сторон. Инструмент 7 выполнен в виде спускаемого на технологической колонне труб 16 корпуса с гидравлически расширяющимися плашками 17, снабженными поджатыми пружинами 18 выдвижными элементами 19, позволяющими инструменту проходить внутри насосно-компрессорной колонне 20 и зацепляться выдвижными элементами 19 за внутренней профиль 10 только упором в верхний 21 или нижний 22 торец внутреннего профиля 10 подвижной втулки 5. Зацепление за верхний 21 или нижний 22 торец внутреннего профиля 10 при продолжении движения инструмента 7 приводит к смещению втулки 5 верх или вниз соответственно с закрытием или открытием отверстий 6. На верхнем 21 и нижнем 22 торцах внутреннего профиля 10 подвижной втулки 5, как показано на фиг.2, фаски отсутствуют, а торцы выполнены в виде строго перпендикулярных выступов, что обеспечивает надежное их зацепление выдвижными элементами 19 без проскальзывания.In figure 1, the
Работа заявленного устройства осуществляется следующим образом.The operation of the claimed device is carried out as follows.
Предварительно бурят вертикальную 23 (фиг. 1) или горизонтальную (не показана) скважину. Вертикальную скважину 23 бурят со вскрытием нескольких пластов 24 и 25, а горизонтальный ствол горизонтальной скважины – в пределах одного пласта (не показан). После чего в скважину 23 спускают скважинную сборку, включающую в себя насосно-компрессорную колонну 20, оборудованную муфтами 1, 2 и 3 в необходимом количестве. Насосно-компрессорная колонна 20 между муфтами 1, 2 и 3 может оснащаться заколонными пакерами 26 для разделения интервалов гидроразрыва. Пакеры 26 в вертикальной скважине 23 располагают между пластами 24 и 25. В ходе установки насосно-компрессорной колонны 20 пакеры 26 могут герметизировать заколонное пространство 9 в своем интервале. Для проведения многостадийного гидроразрыва необходимо активировать муфты 1, 2 или 3 последовательно открытием отверстий 6 инструментом 7 напротив соответствующего интервала, например, муфты 1. Для этого через сквозной канал насосно-компрессорной колонны 20 на технологической колонне труб 16 спускают инструмент 7 гарантировано ниже муфты 1. После чего через технологическую колонну труб 16 в инструменте 7 создают избыточное давление для расширения плашек 17. При этом выдвижные элементы 19 упираются во внутренние стенки колонны 20, сжимая пружину 18. После чего инструмент 7 при помощи подвижной технологической колонны труб 16 перемещают в сторону устья (не показано) скважины 23 со скольжением выдвижных элементов 19 по стенкам насосно-компрессорной колонны 20 до попадания во внутренний профиль 10 втулки 5, прохода буртика 13, благодаря его фаскам 15 и 14, и упора в верхний торец 21 профиля 10, походя через кольцевые расширения 12 и 11. Это фиксируется двойным скачком давления на устье и увеличением усилия на устьевом индикаторе веса (не показан) при перемещении технологической колонны 16, что свидетельствует о зацеплении выдвижных элементов 19 за верхний торец внутреннего профиля. При дальнейшем перемещении инструмента 7 при помощи технологической колонны труб 16, вместе с ним смещается герметичная втулка 5 до верхнего упора 28, открывая отверстия 6, через которые проводят одну из стадий гидроразрыва пласта 25. Pre-drilled vertical 23 (Fig. 1) or horizontal (not shown) well. A
Для извлечения инструмента 7 в технологической колонне труб 16 снижают давление, выдвижные элементы 19, взаимодействуя со стенками насосно-компрессорной колонны 20 и при помощи пружин 18 вдавливают плашки 17 внутрь инструмента 7, позволяя ему свободно подниматься на поверхность (не показана) скважины 23. При подъеме инструмента 7 пружины 18 через выдвижные элементы 19 демпфируют его удары о стенки насосно-компрессорной колонны 20, сохраняя целостность инструмента 7, который после извлечения на поверхность готов к дальнейшему использованию в скважине 23 без дополнительной подготовки.To extract the
При закрытии отверстий 6 муфты 1 через сквозной канал насосно-компрессорной колонны 20 на технологической колонне труб 16 спускают инструмент 7 гарантировано выше муфты 1. После чего через технологическую колонну труб 16 в инструменте 7 создают избыточное давление для расширения плашек 17. При этом выдвижные элементы 19 упираются во внутренние стенки колонны 20, сжимая пружину 18. После чего инструмент 7 при помощи технологической колонны труб 16, перемещают от устья скважины 23 со скольжением выдвижных элементов 19 по стенкам насосно-компрессорной колонны 20 до попадания во внутренний профиль 10 втулки 5, прохода буртика 13, благодаря его фаскам 14 и 15, и упора в нижний торец 22 профиля 10, походя через кольцевые расширения 12 и 11. Это фиксируется двойным скачком давления на устье и снижением усилия на устьевом индикаторе веса (не показан) при перемещении технологической колонны труб 16, что свидетельствует о зацеплении выдвижных элементов 19 за нижний торец 22 внутреннего профиля 10. При дальнейшем перемещении инструмента 7 при помощи технологической колонны 16, вместе с ним смещается втулка 5 до нижнего упора 29, закрывая отверстия 6. Для стадий гидроразрыва пласта 24 активируют соответствующую муфту 2 аналогичным образом открытием и закрытием соответствующих отверстий 6 муфты 2.When closing the
В соответствии с изложенным, заявленное устройство позволяет просто, надежно и в любой последовательности по интервалам проводить многостадийный гидроразрыв пласта в вертикальных и горизонтальных скважинах, благодаря использованию муфты устройства с герметичной подвижной втулкой в сочетании с инструментом для открытия и закрытия отверстий (окон) муфты устройства. Все компоненты заявленного устройства характеризуются повышенной прочностью и износостойкость обеспечивая надежность его работы при выполнении всех операций заявленного способа.In accordance with the above, the claimed device makes it possible to simply, reliably and in any sequence at intervals carry out multi-stage hydraulic fracturing in vertical and horizontal wells, thanks to the use of a device sleeve with a sealed movable sleeve in combination with a tool for opening and closing the device sleeve holes (windows). All components of the claimed device are characterized by increased strength and durability, ensuring the reliability of its operation when performing all operations of the claimed method.
Преимуществом заявленного изобретения является простота использования устройства за счет возможности проводить многостадийный гидроразрыв пласта без извлечения инструмента 7 на поверхность, оставляя его выше зоны гидроразрыва пласта. Кроме того, повышенная надежность заявленного устройства достигается за счет использования пружин 18, которые при спуске и подъеме инструмента 7 смягчают (демпфируют) удары о стенки насосно-компрессорной колонны 20, сохраняя целостность корпуса и плашек инструмента 7.The advantage of the claimed invention is the ease of use of the device due to the ability to carry out multi-stage hydraulic fracturing without removing the
Claims (32)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020121269A RU2740460C1 (en) | 2020-06-26 | 2020-06-26 | Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020121269A RU2740460C1 (en) | 2020-06-26 | 2020-06-26 | Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020118725 Substitution | 2020-06-05 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2740460C1 true RU2740460C1 (en) | 2021-01-14 |
Family
ID=74183908
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020121269A RU2740460C1 (en) | 2020-06-26 | 2020-06-26 | Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2740460C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2604525C2 (en) * | 2011-08-19 | 2016-12-10 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | High flow rate multi-array stimulation system |
| US9534471B2 (en) * | 2011-09-30 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Multizone treatment system |
| RU2611083C2 (en) * | 2013-12-04 | 2017-02-21 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Rupturing coupling and positive indication of coupling opening for hydraulic fracturing |
| US9995113B2 (en) * | 2013-11-27 | 2018-06-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for treating a wellbore |
| RU2668209C1 (en) * | 2017-12-29 | 2018-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл Энерджи Продакшн" | Method and device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing of formation |
| RU2685360C1 (en) * | 2018-09-13 | 2019-04-17 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Mechanical valve |
-
2020
- 2020-06-26 RU RU2020121269A patent/RU2740460C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2604525C2 (en) * | 2011-08-19 | 2016-12-10 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | High flow rate multi-array stimulation system |
| US9534471B2 (en) * | 2011-09-30 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Multizone treatment system |
| US9995113B2 (en) * | 2013-11-27 | 2018-06-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for treating a wellbore |
| RU2611083C2 (en) * | 2013-12-04 | 2017-02-21 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Rupturing coupling and positive indication of coupling opening for hydraulic fracturing |
| RU2668209C1 (en) * | 2017-12-29 | 2018-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл Энерджи Продакшн" | Method and device for carrying out multi-stage hydraulic fracturing of formation |
| RU2685360C1 (en) * | 2018-09-13 | 2019-04-17 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Mechanical valve |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1094195B1 (en) | Packer with pressure equalizing valve | |
| US4279306A (en) | Well washing tool and method | |
| RU2572879C2 (en) | Segmented folding ball socket providing extraction of ball | |
| CA2375045C (en) | Tubing conveyed fracturing tool and method | |
| EP2675989B1 (en) | Stage tool | |
| EP2888438A2 (en) | An expandable liner hanger and method of use | |
| US10927638B2 (en) | Wellbore isolation device with telescoping setting system | |
| US20140096977A1 (en) | Semi-rigid lockdown device | |
| RU2745864C1 (en) | Pusher and related methods for well valve operation | |
| CN109477372B (en) | Resettable sliding sleeve for downhole flow control assembly | |
| CA2906352C (en) | Double compression set packer | |
| CA2777914C (en) | Packer for sealing against a wellbore wall | |
| RU2740460C1 (en) | Device for multistage hydraulic fracturing of formation and method for multi-stage hydraulic fracturing of formation using device thereof | |
| USRE31842E (en) | Well washing tool and method | |
| AU2014382687B2 (en) | Expansion cone for downhole tool | |
| US9091134B2 (en) | Expendable mechanical release packer plug for heavy mud | |
| WO2017106395A1 (en) | Method and apparatus for operating a shifting tool | |
| RU2568459C1 (en) | Device for well cleanout from paraffin deposits | |
| US20160168944A1 (en) | Setting Sleeve | |
| GB2384257A (en) | Treating tool with sliding inner tubular member | |
| RU2039205C1 (en) | Oil well drilling packer | |
| US9995105B2 (en) | Method of placing cement sealing rings at predetermined annular locations around a tubular string | |
| RU2730146C1 (en) | Axial-action cup packer | |
| RU2301321C2 (en) | Anchor packer | |
| US20200277833A1 (en) | Methods and apparatus for top to bottom expansion of tubulars within a wellbore |