RU2757889C1 - System with a fixating ring for use in hydraulic formation fracturing operations - Google Patents
System with a fixating ring for use in hydraulic formation fracturing operations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2757889C1 RU2757889C1 RU2020111725A RU2020111725A RU2757889C1 RU 2757889 C1 RU2757889 C1 RU 2757889C1 RU 2020111725 A RU2020111725 A RU 2020111725A RU 2020111725 A RU2020111725 A RU 2020111725A RU 2757889 C1 RU2757889 C1 RU 2757889C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- collet
- sleeve
- profile
- sliding sleeve
- wellbore
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 11
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 51
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 51
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 51
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims abstract description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 90
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 52
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 claims description 16
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 13
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000788 chromium alloy Substances 0.000 claims description 6
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 28
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 description 13
- 238000013461 design Methods 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 7
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- -1 Stellite alloys) Chemical compound 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910001347 Stellite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- AHICWQREWHDHHF-UHFFFAOYSA-N chromium;cobalt;iron;manganese;methane;molybdenum;nickel;silicon;tungsten Chemical compound C.[Si].[Cr].[Mn].[Fe].[Co].[Ni].[Mo].[W] AHICWQREWHDHHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000012858 resilient material Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 238000003466 welding 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
- E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
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)
- Sliding Valves (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится настоящее изобретениеThe technical field to which the present invention relates
Настоящее изобретение в целом относится к скважинному инструменту и, в частности, к скважинному инструменту, имеющему систему с фиксирующим кольцом и/или защитную муфту, для применения в операциях гидроразрыва пласта.The present invention relates generally to a downhole tool, and in particular to a downhole tool having a retaining ring system and / or a protective collar for use in fracturing operations.
Уровень техники настоящего изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Скважинные инструменты получили широкое распространение в нефтяной и газовой промышленности. Многие скважинные инструменты содержат активируемые давлением клапаны. Например, известный из уровня техники активируемый шаром золотниковый клапан содержит трубчатый корпус клапана, имеющий канал, и скользящую муфту, размещенную в канале. Скользящая муфта содержит шаровое седло на своем расположенном выше по стволу скважины конце, и вначале находится в верхнем по стволу скважины закрытом положении, в котором она блокирует одно или более отверстий для текучей среды на боковой стенке корпуса клапана. Для активации золотникового клапана шар сбрасывают, и он садится в шаровое седло скользящей муфты. Затем, на шар воздействует давление жидкости для перемещения скользящей муфты вниз по стволу скважины в открытое положение, чтобы открыть отверстия для текучей среды на корпусе клапана.Downhole tools are widely used in the oil and gas industry. Many downhole tools contain pressure-activated valves. For example, a ball-actuated spool valve known in the art comprises a tubular valve body having a bore and a sliding sleeve disposed in the bore. The sliding sleeve comprises a ball seat at its up-bore end and is initially in an up-well closed position in which it blocks one or more fluid openings on the side wall of the valve body. To activate the spool valve, the ball is dropped and seated in the ball seat of the sliding sleeve. Then, fluid pressure is applied to the ball to move the sliding sleeve down the wellbore to an open position to expose the fluid ports on the valve body.
Один или более активируемых шаром золотниковых клапанов могут использоваться в процессе гидроразрыва пласта для гидроразрыва подземного пласта. Однако проблема в каскадном размещении множества активируемых шаром золотниковых клапанов для гидроразрыва пласта заключается в том, что канал расположенного ниже по стволу скважины золотникового клапана должен быть меньше, чем канал золотниковых клапанов, расположенных выше него по стволу скважины, чтобы позволить шару меньшего размера пройти через эти расположенные выше по стволу скважины золотниковые клапаны для достижения целевого расположенного ниже по стволу скважины золотникового клапана. Другими словами, каналы расположенных каскадом золотниковых клапанов должны уменьшаться сверху вниз по стволу скважины для обеспечения успешной работы, что, тем самым, приводит к снижению расхода на расположенном ниже по стволу скважины конце.One or more ball activated spool valves may be used in a fracturing process to fracture a subterranean formation. However, a problem with cascading multiple ball-actuated fracturing spool valves is that the bore of the downhole spool valve must be smaller than the bore of the up-bore spool valves to allow the smaller ball to pass through these spool valves. up-hole spool valves to achieve the target down-hole spool valve. In other words, the channels of the cascaded spool valves must be reduced from top to bottom of the wellbore to ensure successful operation, thereby resulting in a decrease in flow rate at the downhole end.
В патенте США №4043392, выданном на имя Gazda, описана скважинная система для избирательной фиксации скважинных приборов вдоль устройства для направления потока в стволе скважины и буровой снаряд для использования в устройстве направления потока, содержащий установочную оправку, устройство смещения муфты и скважинный отсекатель. Избирательная фиксирующая система характеризуется наличием опорного и фиксирующего профиля с углублениями, содержащего обращенные вверх и вниз упорные заплечики. Одним из видов фиксирующей системы является клапан со скользящей муфтой, который содержит кулачковый высвобождающий заплечик, предназначенный для высвобождения селектора и фиксирующей шпонки, когда клапан с муфтой перемещается между разнесенными продольными участками. Другой вид фиксирующей системы может быть расположен вдоль опорного ниппеля и требует, чтобы скважинный прибор, зафиксированный в нем, не мог высвободить селектор и фиксирующие инструменты. Устройство смещения муфты характеризуется наличием средств для открывания и закрывания клапана со скользящей муфтой, содержащего шпонки, характеризующиеся наличием обращенных вверх и вниз упорных заплечиков и профилей с углублениями, которые совместимы с опорным и фиксирующим профилем с углублениями клапана с муфтой или опорного ниппеля. Устройство смещения муфты также может использоваться как установочная оправка. Избирательность обеспечивается изменением посадочных и фиксирующих профилей и профилей шпонки.US Pat. No. 4,043,392 to Gazda discloses a downhole system for selectively securing downhole tools along a flow guide device in a wellbore and a drill string for use in a flow direction device comprising a set mandrel, a collar displacement device, and a downhole shutoff device. The selective fixing system is characterized by the presence of a support and fixing profile with recesses, containing upward and downward facing thrust shoulders. One type of detent system is a sliding sleeve valve that includes a cam release shoulder to release the selector and detent key when the sleeve valve is moved between spaced longitudinal sections. Another type of latching system can be positioned along the support nipple and requires that the tool, which is secured therein, cannot release the selector and the latching tools. The sleeve biasing device is characterized by the presence of means for opening and closing a valve with a sliding sleeve, containing keys, characterized by the presence of up and down facing thrust shoulders and profiles with recesses that are compatible with the support and retaining profile with the recesses of the valve with the sleeve or the support nipple. The sleeve biasing device can also be used as a locating mandrel. Selectivity is ensured by changing the seating and fixing profiles and key profiles.
Описанные в документе US 4043392 подпружиненные профили шпонки несовместимы. Профиль шпонки входит в зацепление со скользящей муфтой только с сопрягаемым внутренним профилем.The spring loaded key profiles described in document US 4043392 are not compatible. The key profile only engages the sliding sleeve with the mating inner profile.
В патенте США №4436152, выданном на имя Fisher, et al., раскрывается усовершенствованный переключающий инструмент, который может быть присоединен к колонне со скважинным прибором и использоваться для зацепления и размещения скользящей муфты в устройстве со скользящей муфтой в устройстве для направления потока в скважине. Шпонки переключающего инструмента с избирательным профилем лучше подходят к скользящим муфтам, а также обеспечивается большая площадь контакта между шпонками и скользящими муфтами. Когда находящаяся в зацеплении скользящая муфта не может перемещаться вверх и переключающий инструмент автоматически не выводится из зацепления, могут использоваться средства аварийного выведения из зацепления путем приложения направленной вверх силы к переключающему инструменту, достаточной, чтобы срезать штифты и утопить все шпонки внутрь на обоих концах для полного расцепления в целях извлечения переключающего инструмента из устройства со скользящей муфтой.US Pat. No. 4,436,152 to Fisher, et al. Discloses an improved switching tool that can be coupled to a tool string and used to engage and position a sliding sleeve in a sliding sleeve device in a flow guide device. Selective profiled changeover tool keys fit better with slide sleeves and provide a larger contact area between the keys and slide sleeves. When the engaged sliding sleeve cannot move upward and the shifting tool is not automatically disengaged, emergency disengagement means may be used by applying an upward force to the shifting tool sufficient to shear the pins and sink all keys inward at both ends for complete disengagement. disengaging to remove the switching tool from the sliding sleeve device.
В патенте США №5305833, выданном на имя Collins, раскрывается переключающий инструмент для клапанов со скользящей муфтой, предназначенных для использования в нефтяных и газовых скважинах, который содержит установочные клинья, которые используются для избирательной установки и зацепления с заплечиком внутри клапана. Основные шпонки входят в зацепление и избирательно сдвигают скользящую муфту в выровненное положение, а также предотвращают преждевременный сдвиг в полностью открытое положение. Также предусмотрено устройство для избирательного игнорирования предотвращения сдвига после выравнивания. Вспомогательные шпонки направляют основные шпонки в направлении сдвига и входят в зацепление с муфтой и перемещают ее в полностью открытое положение фиксации. Также предусмотрено избирательно расцепление переключающего инструмента от клапана с муфтой для извлечения переключающего инструмента из скважины. Кроме того, раскрывается способ избирательного и последовательного сдвига скользящей муфты для клапана со скользящей муфтой из закрытого положения в положение выравнивания, а затем из положения выравнивания в полностью открытое положение.Collins, US Pat. No. 5,305,833, discloses a shift tool for sliding sleeve valves for use in oil and gas wells that includes setting wedges that are used to selectively set and engage with a shoulder within the valve. The main keys engage and selectively slide the sliding sleeve into the aligned position and also prevent premature sliding to the fully open position. A device for selectively ignoring the post-alignment shear prevention is also provided. The secondary keys guide the primary keys in the shear direction and engage and move the sleeve to the fully open locking position. There is also provision for selectively disengaging the switching tool from the sleeve valve to retrieve the switching tool from the wellbore. In addition, a method of selectively and sequentially moving a sliding sleeve for a valve with a sliding sleeve from a closed position to an alignment position and then from an alignment position to a fully open position is disclosed.
В частности, в документе US 5305833 раскрывается две отдельных подпружиненных шпонки, причем первая из двух шпонок может входить в профиль второй из двух шпонок. Однако вторая шпонка не может входить в профиль первой шпонки.In particular, US Pat. No. 5,305,833 discloses two separate spring-loaded keys, the first of the two keys being able to fit into the profile of the second of the two keys. However, the second key cannot fit into the profile of the first key.
В патенте США №5309988, выданном на имя Shy, et al., раскрывается подземная система управления потоком в скважине, содержащая ряд подвижных устройств управления потоком типа муфты, установленных в устройстве для направления потока в скважине в различных зонах разрыва, содержащих жидкость, и переключающее устройство, выполненное с возможностью перемещения через устройство для направления потока и избирательного сдвига любого выбранного количества муфтовых частей устройств управления потоком в любом направлении между их открытым и закрытым положениями, без извлечения инструмента из устройства для направления потока. Наборы радиально втягиваемых крепежных и воспринимающих сдвиг шпонок размещаются в отверстиях боковой стенки корпуса инструмента, и они соответственно выполнены для фиксирующего зацепления с наборами канавок на поверхности внутренней стороны на корпусе и подвижными муфтовыми частями любого из устройств управления потоком. Наборы шпонок подпружинены радиально наружу в направлении выдвинутых положений, и электромеханическая приводная система, расположенная в корпусе инструмента, предназначена для радиального втягивания наборов шпонок, а также осевого перемещения набора воспринимающих сдвиг шпонок в направлении набора крепежных шпонок или от него. Это обеспечивает возможность перемещения инструмента в любое из устройств управления потоком или через них в любом осевом направлении, закрепления на устройстве, сдвига его муфтовой части полностью или частично в любом направлении, а затем выведения из зацепления с устройством управления потоком и перемещения к любому другому из устройств управления потоком для сдвига его муфтовой части. Зацепленные друг с другом витки треугольной резьбы на корпусе и муфтовых частях каждого устройства управления потоком способствуют созданию разъемного соединения муфтовой части в частично сдвинутом положении.US Pat. No. 5,309,988 to Shy, et al. Discloses a subterranean well flow control system comprising a series of movable collar-type flow control devices installed in a device to direct flow downhole in various fracture zones containing fluid and switch a device configured to move through the device for directing the flow and selectively shifting any selected number of sleeve portions of the flow control devices in any direction between their open and closed positions, without removing the tool from the device for directing the flow. Sets of radially retractable fastening and shear dowels are positioned in the openings of the side wall of the tool body, and they are suitably designed to engage with the sets of grooves on the inner side surface of the body and movable sleeve parts of any of the flow control devices. The key sets are spring loaded radially outward in the direction of the extended positions, and an electromechanical drive system located in the tool body is designed to radially retract the key sets as well as axially move the shear key set towards or away from the set of dowels. This allows the tool to be moved to or through any of the flow control devices in any axial direction, secured to the device, sliding its sleeve part in whole or in part in any direction, and then disengaging from the flow control device and moving to any other of the devices. flow control to shift its coupling part. The intermeshing triangular threads on the body and coupling portions of each flow control device facilitate a detachable coupling of the coupling portion in a partially displaced position.
В документе US 5309988 также раскрываются два несовместимых профиля шпонки.US Pat. No. 5,309,988 also discloses two incompatible key profiles.
В патенте США №5730224, выданном на имя Williamson, et al., раскрывается подземная конструкция для управления доступом инструмента к боковому отводу ствола скважины, проходящему от ствола скважины. Подземная конструкция содержит втулку, которая расположена в стволе скважины и рядом с отверстием, ведущим в боковой отвод ствола скважины, и которая содержит окно доступа, проходящее через нее, для обеспечения доступа инструмента к боковому отводу через отверстие. Втулка дополнительно содержит скользящее устройство управления доступом, соединенное по оси с ней. Также предусмотрено средство сдвига, которое может входить в зацепление со скользящим устройством управления доступом для обеспечения сдвига скользящего устройства управления доступом между открытым положением, в котором инструмент может проходить через окно и отверстие в боковой отвод ствола скважины, и закрытым положением, в котором инструмент не может проходить через окно и отверстие в боковой отвод ствола скважины. В этом патенте также раскрывается способ управления доступом инструмента к боковому отводу ствола скважины, проходящему от ствола скважины. Предпочтительный способ предусматривает стадии: 1) размещения втулки в стволе скважины рядом с отверстием, ведущим в боковой отвод ствола скважины, причем втулка характеризуется наличием окна доступа, проходящим через нее, для обеспечения доступа инструмента к боковому отводу ствола скважины через отверстие, втулка дополнительно характеризуется наличием скользящего устройства управления доступом, соединенного по оси с ней; 2) введения в зацепление скользящего устройства управления доступом со средством сдвига для сдвига скользящего устройства управления доступом относительно втулки; и 3) сдвига скользящего устройства управления доступом между открытым положением, в котором инструмент может проходить через окно и отверстие в боковой отвод ствола скважины, и закрытым положением, в котором инструмент не может проходить через окно и отверстие, ведущее в боковой отвод ствола скважины.US Pat. No. 5,730,224 to Williamson, et al. Discloses a subterranean structure for controlling tool access to a sidetrack from a wellbore. The underground structure contains a sleeve that is located in the wellbore and adjacent to the hole leading to the sidetrack of the wellbore, and that contains an access window passing through it to provide access of the tool to the sidetrack through the hole. The sleeve additionally contains a sliding access control device axially connected to it. A shear means is also provided that can engage with the sliding access control device to shift the sliding access control device between an open position in which the tool can pass through the window and hole into the lateral retraction of the wellbore, and a closed position in which the tool cannot pass through the window and hole into the sidetrack of the wellbore. This patent also discloses a method for controlling tool access to a sidetrack extending from the wellbore. The preferred method includes the steps of: 1) placing a sleeve in the wellbore close to the hole leading to the sidetrack of the wellbore, and the sleeve is characterized by the presence of an access window passing through it to provide access of the tool to the sidetrack of the wellbore through the hole, the sleeve is additionally characterized by the presence a sliding access control device axially connected thereto; 2) engaging the sliding access control device with the sliding means for sliding the sliding access control device relative to the sleeve; and 3) sliding the sliding access control device between an open position in which the tool can pass through the window and hole into the sidetrack and a closed position in which the tool cannot pass through the window and hole leading to the sidetrack wellbore.
В документе US 5730224 раскрываются два профиля шпонки, причем одна из них характеризуется формой, противоположной другой.US Pat. No. 5,730,224 discloses two key profiles, one of which has an opposite shape to the other.
В патентах США №7325617 и 7552779, выданных на имя Murray, раскрывается система, обеспечивающая последовательную обработку секций зоны. Доступ к каждой части может осуществляться с помощью скользящей муфты, которая характеризуется специальным внутренним профилем. Могут использоваться закачиваемые цементировочные пробки, которые характеризуются специальным профилем, который обеспечивает фиксацию пробки к специальной муфте. Давление, воздействующее на зафиксированную пробку, обеспечивает последовательное открывание муфт, при этом происходит изоляция уже задействованных зон, расположенных ниже. Закачиваемые цементировочные пробки характеризуются наличием прохода, который вначале закрыт материалом, который, в конечном итоге, пропадает в ожидаемых скважинных условиях. В результате, когда все части зоны обработаны, повторно устанавливается путь потока через различные зафиксированные пробки. Пробки также могут быть выдавлены из скользящей муфты после использования и могут содержать шпонку, которая затем предотвращает поворот пробки по своей оси в случае необходимости последующего разбуривания.Murray, US Pat. Nos. 7,325,617 and 7,552,779, disclose a system for sequentially processing sections of a zone. Each part can be accessed by means of a sliding sleeve, which is characterized by a special internal profile. Injection plugs can be used, which have a special profile that secures the plug to a special sleeve. The pressure acting on the fixed plug ensures the sequential opening of the couplings, while isolating the already involved zones located below. Injected cement plugs are characterized by the presence of a passage that is initially closed with material, which ultimately disappears under the expected well conditions. As a result, when all parts of the zone have been processed, the flow path is re-established through the various fixed plugs. Plugs can also be extruded from the sliding sleeve after use and can contain a key that then prevents the plug from rotating on its axis if re-drilling is required.
В патенте США №9611727, выданном на имя Campbell, et al., раскрывается устройство и способ гидроразрыва углеводородсодержащего пласта в скважине. Устройство содержит клапанный подузел, собранный с секциями обсадной трубы для создания обсадной колонны скважины. Клапанный подузел содержит скользящий поршень, который закреплен на месте для герметизации отверстий, обеспечивающих сообщение между внутренней частью обсадной колонны скважины и продуктивной зоной пласта. Дротик, содержащий манжетное уплотнение, может быть введен в обсадную колонну скважины и задвинут под действием находящейся под давлением жидкости для гидроразрыва пласта, пока дротик не достигнет клапанного подузла, чтобы изолировать обсадную колонну скважины под клапанным подузлом. Сила жидкости для гидроразрыва пласта, действующая на дротик и его манжетное уплотнение, заставляет поршень перемещаться вниз, срезая штифты и открывая отверстия. Жидкость для гидроразрыва пласта затем может выходить из отверстий для гидроразрыва продуктивной зоны пласта.US Pat. No. 9,611,727 to Campbell, et al. Discloses an apparatus and method for fracturing a hydrocarbon containing formation in a well. The device contains a valve subassembly assembled with casing sections to create a well casing. The valve subassembly contains a sliding piston that is secured in place to seal openings that provide communication between the interior of the well casing and the pay zone. A dart containing a lip seal may be inserted into the well casing and retractable with pressurized fracturing fluid until the dart reaches the valve subassembly to isolate the well casing under the valve subassembly. The force of the fracturing fluid on the dart and lip seal causes the piston to move downward, shearing the pins and exposing the holes. The fracturing fluid can then be discharged from the fracture holes in the pay zone.
В патенте США №9739117, выданном на имя Campbell, et al., раскрываются способ и устройство для избирательного приведения в действие скважинного инструмента в трубе. Инструмент с приводом характеризуется наличием оправки привода, содержащей канал привода, проходящий через нее, а также перепускного клапана и профильной шпонки для избирательного зацепления со скважинным инструментом. Скважинный инструмент содержит один или более профильных приемных элементов, выполненных с возможностью приведения в действие скважинного инструмента. Инструмент с приводом перемещают в трубу и вводят в зацепление со скважинным инструментом, если профильная шпонка и профильный приемный элемент совпадают, и инструмент с приводом и скважинный инструмент не вводят в зацепление, если профильная шпонка и профильный приемный элемент не совпадают. Циркуляция жидкости может осуществляться через канал привода для промывки или очистки пространства впереди инструмента с приводом.US Pat. No. 9,739,117 to Campbell, et al. Discloses a method and apparatus for selectively activating a downhole tool in a pipe. A driven tool is characterized by a drive mandrel containing a drive bore extending therethrough, a bypass valve and a key for selective engagement with the downhole tool. The downhole tool contains one or more shaped receiving elements configured to actuate the downhole tool. The driven tool is moved into the pipe and engaged with the downhole tool if the key and the shaped receiving element match, and the driven tool and the downhole tool are not engaged if the profile key and the profile receiving element do not match. The fluid can be circulated through the drive channel to flush or clean the space in front of the driven tool.
В публикации патента США №2003/0173089, выданном на имя Westgard, раскрывается полнопроходная система избирательного позиционирования и ориентирования, содержащая ниппель, который может быть установлен в колонне труб и характеризуется наличием внутренних позиционирующих и ориентирующих элементов известной конфигурации, и позиционирующее устройство, выполненное с возможностью спуска внутри колонны труб и характеризующееся наличием позиционирующих и ориентирующих элементов, которые могут входить в зацепление с указанными внутренними элементами указанного ниппеля. Способ позиционирования и ориентирования скважинного инструмента предусматривает установку трубчатого ниппеля, характеризующегося конкретной конфигурацией внутренних размеров, в колонне труб, спуск позиционирующего устройства, характеризующегося комплементарной конфигурацией наружных размеров для введения в зацепления с указанной конфигурацией внутренних размеров, и поворот указанного позиционирующего устройства в положение, в котором смещенный элемент выступает из указанного позиционирующего устройства в углубление в указанном трубчатом элементе.US Patent Publication 2003/0173089 to Westgard discloses a full bore selective positioning and orientation system comprising a nipple that can be installed in a pipe string and is characterized by having internal positioning and alignment elements of known configuration, and a positioning device configured to descent inside the pipe string and characterized by the presence of positioning and orienting elements that can engage with the specified internal elements of the specified nipple. The method for positioning and orienting a downhole tool involves installing a tubular nipple having a specific configuration of internal dimensions in a pipe string, lowering a positioning device characterized by a complementary configuration of external dimensions to engage with the specified configuration of internal dimensions, and rotating said positioning device to a position in which the displaced member protrudes from said positioning device into a recess in said tubular member.
В публикации патента США №2015/0226034, выданном на имя Jani, раскрывается устройство и связанные способы избирательного приведения в действие скользящих муфт в переводниках, которые расположены ниже по стволу скважины, для открывания отверстий в таких переводниках в целях осуществления гидроразрыва пласта ствола скважины или детонации зарядов взрывчатого вещества для перфорации ствола скважины, или осуществления обеих операций. Используются упрощенные дротик и муфта, что уменьшает количество операций машинной обработки, осуществляемых с каждым из них. Дротик предпочтительно оснащен соединительными средствами для обеспечения возможности соединения с ним инструмента для извлечения, который, при подсоединении инструмента для извлечения, позволяет задействовать перепускной клапан, способствующий извлечению дротика из переводников клапана. Перемещение вверх инструмента для извлечения позволяет клиновидному элементу вывести элемент дротика из зацепления с соответствующей муфтой в целях извлечения дротика.US Patent Publication No. 2015/0226034 to Jani discloses an apparatus and related methods for selectively actuating sliding sleeves in subs that are located downhole to open holes in such subs for fracturing or detonating. explosive charges to perforate the wellbore, or both. A simplified dart and sleeve are used, which reduces the number of machining operations carried out with each of them. The dart is preferably equipped with connecting means to allow a retrieval tool to be coupled thereto, which, when the retrieval tool is connected, allows a bypass valve to be operated to assist in retrieving the dart from the valve sub. Upward movement of the retrieval tool allows the wedge to disengage the dart element from its associated sleeve for retrieval of the dart.
В публикации патента США №2014/0209306, выданном на имя Hughes, et al., раскрывается инструмент для обработки ствола скважины, устанавливаемый на ограничивающую стенку, в котором может быть расположен инструмент для обработки ствола скважины. Инструмент для обработки ствола скважины содержит корпус инструмента, содержащий первый конец, предназначенный для соединения с колонной труб, и противоположный конец; непроходной шпоночный узел, содержащий трубчатый кожух и непроходную шпонку, причем трубчатый кожух образует внутренний канал, проходящий вдоль длины трубчатого кожуха, и наружную лицевую поверхность, на которой расположена непроходная шпонка, причем непроходная шпонка выполнена с возможностью фиксации непроходной шпонки и трубчатого кожуха в фиксированном положении относительно ограничивающей стенки, трубчатый кожух охватывает корпус инструмента так, что корпус инструмента установлен во внутреннем канале трубчатого корпуса; и уплотнительный элемент, окружающий корпус инструмента и расположенный между первым компрессионным кольцом на корпусе инструмента и вторым компрессионным кольцом на трубчатом кожухе, уплотнительный элемент может расширяться с образованием кольцевого уплотнения вокруг корпуса инструмента за счет сжатия между первым компрессионным кольцом и вторым компрессионным кольцом.US Patent Publication 2014/0209306 to Hughes, et al. Discloses a wall-mounted wellbore treatment tool in which a wellbore treatment tool may be located. A tool for treating a wellbore comprises a tool body comprising a first end for connection to a pipe string and an opposite end; a non-passable key assembly containing a tubular casing and a non-passable key, the tubular casing forms an inner channel extending along the length of the tubular casing and an outer face surface on which the non-passable key is located, the non-passable key being configured to fix the non-passable key and the tubular casing in a fixed position with respect to the boundary wall, the tubular casing encloses the tool body so that the tool body is mounted in an inner bore of the tubular body; and a sealing member surrounding the tool body and located between the first compression ring on the tool body and the second compression ring on the tubular casing, the sealing member can expand to form an O-ring around the tool body by compression between the first compression ring and the second compression ring.
В публикации патента США №2015/0218916, выданном на имя Richards, et al., раскрываются циркуляционные гильзы, которые могут быть открыты и закрыты, а также постоянно закрыты. Система заканчивания содержит колонну заканчивания, характеризующуюся наличием циркуляционной гильзы, расположенной в ней с возможностью перемещения, причем циркуляционная гильза характеризуется фиксирующим профилем, образованным на ее наружной радиальной поверхности, и профилем сдвига, образованным на ее внутренней радиальной поверхности, инструмент для обслуживания, выполненный с возможностью размещения по меньшей мере частично внутри колонны заканчивания и содержащий переключающий инструмент, характеризующийся наличием одной или более воспринимающих сдвиг шпонок, выполненных с возможностью сопряжения с профилем сдвига. Когда воспринимающие сдвиг шпонки размещаются и сопрягаются с профилем сдвига, осевая нагрузка, приложенная к инструменту для обслуживания, приводит к осевому перемещению циркуляционной гильзы, причем высвобождающий заплечик в сборе расположен внутри колонны заканчивания и содержит высвобождающий заплечик, который определяет канал, выполненный с возможностью размещения фиксирующего механизма, занимающего канал, пока высвобождающий заплечик не переместится в осевом направлении.In the publication of US patent No. 2015/0218916 issued to Richards, et al., Circulation sleeves are disclosed that can be opened and closed, as well as permanently closed. The completion system contains a completion string, characterized by the presence of a circulation sleeve located therein with the possibility of movement, and the circulation sleeve is characterized by a fixing profile formed on its outer radial surface and a shear profile formed on its inner radial surface, a service tool configured positioning at least partially within the completion string; and comprising a switching tool characterized by one or more shear-responsive keys configured to mate with the shear profile. When the shear keys are positioned and mated with the shear profile, the axial load applied to the service tool causes axial movement of the circulation sleeve, with the release shoulder assembly located within the completion string and containing a release shoulder that defines a bore configured to accommodate a retainer mechanism occupying the channel until the release shoulder moves in the axial direction.
В патенте Канады №2412072, выданном на имя Fehr, et al., раскрывается колонна насосно-компрессорных труб в сборе для обработки жидкостью ствола скважины. Колонна насосно-компрессорных труб может использоваться для ступенчатой обработки жидкостью ствола скважины, причем при обработке выбранного сегмента ствола скважины другие сегменты изолируются. Колонна насосно-компрессорных труб также может использоваться, если колонна насосно-компрессорных труб с отверстиями должна быть спущена с обеспечением герметичности с последующим открыванием отверстий.Canadian Patent No. 2412072 to Fehr, et al. Discloses a tubing assembly for fluidizing a wellbore. The tubing string can be used for staging the wellbore with fluid, with the other segments being isolated while treating a selected segment of the wellbore. The tubing string can also be used if the perforated tubing string is to be run tightly and then opened.
Альтернативные и/или усовершенствованные конструкции, которые обеспечивают возможность единообразного и надежного зацепления и приведения в действие подземных клапанов, а также улучшенное уплотнение, всегда представляют чрезвычайный интерес для области гидроразрыва пласта.Alternative and / or improved designs that provide consistent and reliable engagement and actuation of subsurface valves, as well as improved sealing, are always of great interest in the fracturing field.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
Согласно одному аспекту настоящего изобретения предлагается золотниковый клапан для открывания одного или более отверстий для текучей среды в колонне труб. Скользящая муфта содержит:In one aspect of the present invention, there is provided a slide valve for opening one or more fluid openings in a tubing string. The sliding sleeve contains:
- корпус клапана, характеризующийся наличием продольного канала, причем корпус клапана содержит указанное одно или более отверстий для текучей среды на расположенной выше по стволу скважины части своей боковой стенки; и- a valve body, characterized by the presence of a longitudinal channel, and the valve body contains the specified one or more openings for a fluid medium located above the wellbore part of its side wall; and
- скользящую муфту, размещенную с возможностью скользящего перемещения в продольном канале корпуса клапана и выполненную с возможностью перемещения между расположенным выше по стволу скважины закрытым положением, в котором одно или более отверстий для текучей среды закрыты, и расположенным ниже по стволу скважины открытым положением, в котором одно или более отверстий для текучей среды открыты;- a sliding sleeve positioned for sliding movement in the longitudinal bore of the valve body and configured to move between an up-borehole closed position, in which one or more fluid openings are closed, and an open position down-borehole, in which one or more fluid openings are open;
причем скользящая муфта содержит: продольный канал и профиль муфты на нем для размещения в нем уникального фиксирующего профиля цангового элемента; и стопорное кольцо, на расположенном выше по стволу скважины боковом краю которого расположен упорный заплечик, упирающийся в часть уникального фиксирующего профиля цангового элемента, когда указанный уникальный фиксирующий профиль входит в зацепление с указанным профилем муфты и предотвращает перемещение цангового элемента вниз по стволу скважины относительно скользящей муфты.moreover, the sliding sleeve contains: a longitudinal channel and a profile of the sleeve on it to accommodate a unique fixing profile of the collet element; and a stop ring, on the up-borehole lateral edge of which there is a stop shoulder abutting against a part of the unique retaining profile of the collet element when said unique retaining profile engages with the specified profile of the sleeve and prevents the collet element from moving down the wellbore relative to the sliding sleeve ...
Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере указанному упорному заплечику указанного стопорного кольца придана твердость, которая больше твердости материала скользящей муфты, или он содержит материал, характеризующийся твердостью, которая больше твердости скользящей муфты.In some embodiments, at least said abutment shoulder of said retaining ring has a hardness that is greater than that of the sliding sleeve material, or it comprises a material having a hardness that is greater than that of the sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления указанное стопорное кольцо состоит из материала, характеризующегося твердостью, которая больше твердости материала скользящей муфты.In some embodiments, said retaining ring is comprised of a material having a hardness that is greater than that of the sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере указанный упорный заплечик указанного стопорного кольца состоит из материала, выбранного из группы материалов, включающей карбид вольфрама, кобальт-хромовые сплавы, азотированные стали или их комбинации.In some embodiments, at least said shoulder of said retaining ring is comprised of a material selected from the group of materials including tungsten carbide, cobalt-chromium alloys, nitrided steels, or combinations thereof.
Согласно некоторым вариантам осуществления указанный профиль муфты на указанной скользящей муфте расположен выше по стволу скважины относительно стопорного кольца.In some embodiments, said sleeve profile on said sliding sleeve is located uphole relative to the retaining ring.
Согласно некоторым вариантам осуществления упорный заплечик образует острый угол относительно продольной оси золотникового клапана, вследствие чего внутренний край указанного упорного заплечика расположен выше по стволу скважины, чем наружный край указанного упорного заплечика.In some embodiments, the thrust shoulder forms an acute angle with respect to the longitudinal axis of the spool valve such that the inner edge of said thrust shoulder is located higher up the wellbore than the outer edge of said thrust shoulder.
Согласно некоторым вариантам осуществления скользящая муфта ниже по стволу скважины относительно указанного стопорного кольца дополнительно содержит соединительную часть; и указанная скользящая муфта дополнительно содержит защитную муфту, причем расположенный выше по стволу скважины конец указанной защитной муфты соединен с указанной соединительной частью, указанная защитная муфта проходит вниз по стволу скважины; и при этом стопорное кольцо представляет собой кольцевой элемент; и скользящая муфта дополнительно содержит седло стопорного кольца для размещения стопорного кольца между седлом стопорного кольца и расположенным выше по стволу скважины концом защитной муфты.In some embodiments, the sliding sleeve further downhole with respect to said retaining ring further comprises a connecting portion; and the specified sliding sleeve further comprises a protective sleeve, and located above the borehole end of the specified protective sleeve is connected to the specified connection part, the specified protective sleeve extends down the wellbore; and the retaining ring is an annular element; and the sliding sleeve further comprises a retaining ring seat for positioning the retaining ring between the retaining ring seat and an uphole end of the shielding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления защитная муфта образует кольцевое пространство между частью своей внешней периферии и указанным корпусом клапана, когда скользящая муфта находится в закрытом положении; и защитная муфта изолирует кольцевое пространство от второго канала.In some embodiments, the shielding sleeve defines an annular space between a portion of its outer periphery and said valve body when the sliding sleeve is in a closed position; and a protective sleeve insulates the annular space from the second channel.
Согласно одному аспекту настоящего изобретения предлагается золотниковый клапан для открывания одного или более отверстий для текучей среды в эксплуатационной колонне. Скользящая муфта содержит:In one aspect of the present invention, there is provided a slide valve for opening one or more fluid openings in a production string. The sliding sleeve contains:
- корпус клапана, характеризующийся наличием продольного канала, причем корпус клапана содержит одно или более отверстий для текучей среды на расположенной выше по стволу скважины части своей боковой стенки;- a valve body characterized by the presence of a longitudinal channel, and the valve body contains one or more openings for a fluid medium located above the wellbore part of its side wall;
- скользящую муфту, характеризующуюся наличием продольного канала и профилем муфты на нем, причем скользящая муфта размещена с возможностью скользящего перемещения в продольном канале корпуса клапана и выполнена с возможностью перемещения между расположенным выше по стволу скважины закрытым положением, в котором одно или более отверстий для текучей среды закрыты, и расположенным ниже по стволу скважины открытым положением, в котором одно или более отверстий для текучей среды открыты; и- a sliding sleeve, characterized by the presence of a longitudinal channel and a profile of the sleeve on it, and the sliding sleeve is placed with the possibility of sliding movement in the longitudinal channel of the valve body and is configured to move between a closed position located above the wellbore, in which one or more holes for the fluid medium closed, and located below the wellbore open position in which one or more openings for the fluid are open; and
- цанговый элемент, размещаемый в продольном канале скользящей муфты и характеризующийся уникальным фиксирующим профилем, указанный уникальный фиксирующий профиль выполнен с возможностью сопрягаемого зацепления с указанным профилем муфты;- a collet element placed in the longitudinal channel of the sliding sleeve and characterized by a unique locking profile, said unique locking profile is made with the possibility of mating engagement with the specified profile of the coupling;
причем скользящая муфта дополнительно содержит стопорное кольцо, образующее первый упорный заплечик, который предотвращает перемещение цангового элемента вниз по стволу скважины относительно скользящей муфты, когда указанный уникальный фиксирующий профиль указанного цангового элемента входит в сопрягаемое зацепление с указанным профилем муфты указанного муфтового элемента.wherein the sliding sleeve further comprises a retaining ring defining a first abutment shoulder that prevents the collet element from moving downhole relative to the sliding sleeve when said unique locking profile of said collet element mates with said sleeve profile of said sleeve element.
Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере указанному упорному заплечику указанного стопорного кольца придана твердость, которая больше твердости материала скользящей муфты, или он содержит материал, характеризующийся твердостью, которая больше твердости скользящей муфты.In some embodiments, at least said abutment shoulder of said retaining ring has a hardness that is greater than that of the sliding sleeve material, or it comprises a material having a hardness that is greater than that of the sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления указанное стопорное кольцо состоит из материала, характеризующегося твердостью, которая больше твердости материала скользящей муфты.In some embodiments, said retaining ring is comprised of a material having a hardness that is greater than that of the sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере указанному упорному заплечику указанного стопорного кольца придана твердость, равная твердости расположенной ниже по стволу скважины части уникального фиксирующего профиля указанного цангового элемента.In some embodiments, at least said stop shoulder of said stop ring is hard enough to be equal to that of the downhole portion of the unique retaining profile of said collet element.
Согласно некоторым вариантам осуществления упорный заплечик стопорного кольца состоит из материала, характеризующегося твердостью, приблизительно равной твердости расположенной ниже по стволу скважины части уникального фиксирующего профиля указанного цангового элемента.In some embodiments, the stop collar shoulder is comprised of a material having a hardness approximately equal to that of the downhole portion of the unique retaining profile of said collet element.
Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере указанный упорный заплечик указанного стопорного кольца состоит из материала, выбранного из группы материалов, включающей карбид вольфрама, кобальт-хромовые сплавы, азотированные стали или их комбинации.In some embodiments, at least said shoulder of said retaining ring is comprised of a material selected from the group of materials including tungsten carbide, cobalt-chromium alloys, nitrided steels, or combinations thereof.
Согласно некоторым вариантам осуществления указанный профиль муфты на указанной скользящей муфте расположен выше по стволу скважины относительно стопорного кольца.In some embodiments, said sleeve profile on said sliding sleeve is located uphole relative to the retaining ring.
Согласно некоторым вариантам осуществления упорный заплечик образует острый угол относительно продольной оси золотникового клапана, вследствие чего внутренний край указанного упорного заплечика расположен выше по стволу скважины, чем наружный край указанного упорного заплечика.In some embodiments, the thrust shoulder forms an acute angle with respect to the longitudinal axis of the spool valve such that the inner edge of said thrust shoulder is located higher up the wellbore than the outer edge of said thrust shoulder.
Согласно некоторым вариантам осуществления скользящая муфта ниже по стволу скважины относительно указанного стопорного кольца дополнительно содержит соединительную часть; и указанная скользящая муфта дополнительно содержит защитную муфту, причем расположенный выше по стволу скважины конец указанной защитной муфты соединен с указанной соединительной частью, указанная защитная муфта проходит вниз по стволу скважины. Стопорное кольцо представляет собой кольцевой элемент; и скользящая муфта дополнительно содержит седло стопорного кольца для размещения стопорного кольца между седлом стопорного кольца и расположенным выше по стволу скважины концом защитной муфты.In some embodiments, the sliding sleeve further downhole with respect to said retaining ring further comprises a connecting portion; and said sliding sleeve further comprises a protective sleeve, wherein an upbore end of said sleeve is connected to said connecting portion, said sleeve extending down the wellbore. The retaining ring is an annular element; and the sliding sleeve further comprises a retaining ring seat for positioning the retaining ring between the retaining ring seat and an uphole end of the shielding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления защитная муфта образует кольцевое пространство между частью своей внешней периферии и указанным корпусом клапана, когда скользящая муфта находится в закрытом положении; и защитная муфта изолирует кольцевое пространство от второго канала.In some embodiments, the shielding sleeve defines an annular space between a portion of its outer periphery and said valve body when the sliding sleeve is in a closed position; and a protective sleeve insulates the annular space from the second channel.
Согласно некоторым вариантам осуществления указанный уникальный фиксирующий профиль цангового элемента содержит упорный заплечик на своем расположенном ниже по стволу скважины конце для зацепления с упорным заплечиком стопорного кольца.In some embodiments, said unique collet retaining profile includes a stop shoulder at its downhole end to engage with the stop ring stop shoulder.
Согласно некоторым вариантам осуществления упорный заплечик на указанном цанговом элементе образует острый угол относительно продольной оси золотникового клапана, вследствие чего внутренний край указанного упорного заплечика на указанном цанговом элементе расположен выше по стволу скважины, чем наружный край указанного упорного заплечика на указанном цанговом элементе.In some embodiments, the thrust shoulder on said collet element forms an acute angle with respect to the longitudinal axis of the spool valve, whereby the inner edge of said thrust shoulder on said collet element is located higher up the wellbore than the outer edge of said thrust shoulder on said collet element.
Согласно некоторым вариантам осуществления уникальный фиксирующий профиль указанного цангового элемента представляет собой гибкий в радиальном направлении профиль цанги, выполненный с возможностью сопрягаемого зацепления с указанным профилем муфты на указанной скользящей муфте.In some embodiments, the unique retaining profile of said collet member is a radially flexible collet profile configured to mate with said sleeve profile on said sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления цанговый элемент дополнительно содержит цилиндрическую расположенную выше по стволу скважины часть, цилиндрическую расположенную ниже по стволу скважины часть и множество гибких лепестков между ними, соединенных с расположенной выше по стволу скважины и расположенной ниже по стволу скважины частями, на указанных гибких лепестках расположен указанный уникальный фиксирующий профиль.In some embodiments, the collet element further comprises a cylindrical up-borehole portion, a cylindrical down-borehole portion, and a plurality of flexible petals therebetween, connected to an up-borehole and down-borehole portions, on said flexible petals specified unique fixing profile.
Согласно одному аспекту настоящего изобретения предлагается золотниковый клапан для открывания одного или более отверстий для текучей среды в эксплуатационной колонне. Скользящая муфта содержит:In one aspect of the present invention, there is provided a slide valve for opening one or more fluid openings in a production string. The sliding sleeve contains:
корпус клапана, характеризующийся наличием продольного канала, причем корпус клапана содержит указанное одно или более отверстий для текучей среды на расположенной выше по стволу скважины части своей боковой стенки; иa valve body, characterized by the presence of a longitudinal channel, and the valve body contains the specified one or more openings for a fluid medium located above the wellbore part of its side wall; and
скользящую муфту, размещенную в продольном канале корпуса клапана и выполненную с возможностью перемещения между расположенным выше по стволу скважины закрытым положением, в котором одно или более отверстий для текучей среды закрыты, и расположенным ниже по стволу скважины открытым положением, в котором одно или более отверстий для текучей среды открыты;a sliding sleeve disposed in the longitudinal bore of the valve body and configured to move between an up-borehole closed position in which one or more fluid openings are closed, and a down-borehole open position in which one or more fluid openings fluid open;
причем скользящая муфта содержит:moreover, the sliding sleeve contains:
- корпус муфты, характеризующийся наличием продольного канала; и- the body of the coupling, characterized by the presence of a longitudinal channel; and
- защитную муфту, расположенную ниже по стволу скважины относительно корпуса муфты;- a protective sleeve located below the wellbore relative to the sleeve body;
причем по меньшей мере соединительная часть защитной муфты размещена в корпусе муфты для соединения защитной муфты с корпусом муфты;moreover, at least the connecting part of the protective sleeve is located in the sleeve body for connecting the protective sleeve to the sleeve body;
по меньшей мере когда скользящая муфта находится в закрытом положении, между защитной муфтой и корпусом клапана образуется кольцевое пространство; иat least when the sliding sleeve is in the closed position, an annular space is formed between the protective sleeve and the valve body; and
защитная муфта изолирует кольцевое пространство от продольного канала корпуса клапана.a protective sleeve isolates the annular space from the longitudinal bore of the valve body.
Согласно некоторым вариантам осуществления скользящая муфта дополнительно содержит упорный заплечик для предотвращения перемещения цанги вниз по стволу скважины в продольном канале скользящей муфты.In some embodiments, the slide sleeve further comprises a stop shoulder to prevent the collet from moving downhole in the longitudinal bore of the slide sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления упорный заплечик характеризуется первым острым углом относительно продольной оси золотникового клапана, вследствие чего внутренний край указанного упорного заплечика расположен выше по стволу скважины, чем наружный край указанного упорного заплечика.In some embodiments, the thrust shoulder has a first acute angle relative to the longitudinal axis of the spool valve such that the inner edge of said thrust shoulder is located higher up the wellbore than the outer edge of said thrust shoulder.
Согласно некоторым вариантам осуществления упорный заплечик образован стопорным кольцом, размещенным в скользящей муфте.In some embodiments, the thrust shoulder is formed by a retaining ring housed in a sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления корпус муфты содержит седло стопорного кольца для размещения стопорного кольца между седлом стопорного кольца и расположенным выше по стволу скважины концом защитной муфты.In some embodiments, the sleeve housing includes a retaining ring seat for positioning a retaining ring between the retaining ring seat and an uphole end of the shield collar.
Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере указанному упорному заплечику придана твердость, которая больше твердости материала скользящей муфты, или он содержит материал, характеризующийся твердостью, которая больше твердости скользящей муфты.In some embodiments, at least said abutment shoulder is given a hardness that is greater than that of the sliding sleeve material, or it comprises a material having a hardness that is greater than that of the sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления указанное стопорное кольцо состоит из материала, характеризующегося твердостью, которая больше твердости материала скользящей муфты.In some embodiments, said retaining ring is comprised of a material having a hardness that is greater than that of the sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере указанному упорному заплечику придана твердость, равная твердости уникального фиксирующего профиля цангового элемента.In some embodiments, at least said abutment shoulder is given a hardness equal to that of the unique retaining profile of the collet element.
Согласно некоторым вариантам осуществления упорный заплечик состоит из материала, характеризующегося твердостью, приблизительно равной твердости расположенной ниже по стволу скважины части уникального фиксирующего профиля цангового элемента.In some embodiments, the thrust shoulder is comprised of a material having a hardness approximately equal to that of the downhole portion of the unique retaining profile of the collet element.
Краткое описание фигурBrief description of the figures
Дополнительные преимущества и другие варианты осуществления настоящего изобретения станут очевидны из приведенного выше описания вместе со следующим подробным описанием различных конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, рассматриваемым вместе с прилагаемыми фигурами, каждая из которых не имеет ограничительного характера, на которых:Additional advantages and other embodiments of the present invention will become apparent from the above description, together with the following detailed description of various specific embodiments of the present invention, taken in conjunction with the accompanying figures, each of which is non-limiting, in which:
на фиг. 1 показан вид в сечении скважинного инструмента в форме золотникового клапана, который содержит корпус клапана и скользящую муфту, выполненную с возможностью перемещения в нем, согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, причем скользящая муфта находится в закрытом положении, а также показана используемая защитная муфта;in fig. 1 is a cross-sectional view of a spool valve-shaped downhole tool that includes a valve body and a sliding sleeve movable therein, in accordance with some embodiments of the present invention, the sliding sleeve being in a closed position, and showing the protective sleeve being used;
на фиг. 2 показан вид в сечении корпуса клапана скважинного инструмента, показанного на фиг. 1, без защитной муфты;in fig. 2 is a cross-sectional view of a valve body of the downhole tool shown in FIG. 1, without protective sleeve;
на фиг. 3 показан вид в сечении скользящей муфты скважинного инструмента, показанного на фиг. 1, на котором изображена дополнительная защитная муфта;in fig. 3 is a cross-sectional view of the sliding sleeve of the downhole tool of FIG. 1, which shows an additional protective sleeve;
на фиг. 4 показан вид в сечении корпуса скользящей муфты, показанной на фиг. 3;in fig. 4 is a cross-sectional view of the body of the sliding sleeve shown in FIG. 3;
на фиг. 5 показан вид в сечении защитной муфты скользящей муфты, показанной на фиг. 3;in fig. 5 is a cross-sectional view of the protective sleeve of the sliding sleeve shown in FIG. 3;
на фиг. 6 показан вид в сечении стопорного кольца скользящей муфты, показанной на фиг. 3;in fig. 6 is a cross-sectional view of the retaining ring of the sliding sleeve shown in FIG. 3;
на фиг. 7 показан вид в сечении с пространственным разнесением скользящей муфты, показанной на фиг. 3, с изображением процесса сборки скользящей муфты;in fig. 7 is an exploded sectional view of the sliding sleeve shown in FIG. 3, showing the assembly process of the sliding sleeve;
на фиг. 8 показан вид в сечении цанги для приведения в действие золотникового клапана, показанного на фиг. 1;in fig. 8 is a cross-sectional view of a collet for actuating the slide valve of FIG. 1;
на фиг. 9-12А показаны виды в сечении цанги, показанной на фиг. 8, и соответствующего золотникового клапана, показанного на фиг. 1, с изображением процесса входа цанги в соответствующий золотниковый клапан и зацепления с фиксацией с ним;in fig. 9-12A are cross-sectional views of the collet shown in FIG. 8 and the corresponding slide valve shown in FIG. 1, depicting the process of entering the collet into the corresponding spool valve and engaging and locking with it;
на фиг. 12 В показан увеличенный вид в сечении части фиг. 12А, на котором показаны профилированные области цанги и соответствующего золотникового клапана, когда цанга находится в зацеплении с фиксацией в соответствующей скользящей муфте;in fig. 12B is an enlarged sectional view of a portion of FIG. 12A, which shows the profiled regions of the collet and associated slide valve when the collet is engaged with a lock in the corresponding sliding sleeve;
на фиг. 13 показан схематический вид в сечении цанги, показанной на фиг. 8, зафиксированной в соответствующем золотниковом клапане, показанном на фиг. 1, и шар, сброшенный в золотниковый клапан для перевода золотникового клапана в открытое положение;in fig. 13 is a schematic sectional view of the collet shown in FIG. 8 fixed in the corresponding spool valve shown in FIG. 1, and a ball dropped into the slide valve to move the slide valve to the open position;
на фиг. 14 показан схематический вид в сечении скользящей муфты золотникового клапана, показанного на фиг. 13, приведенной в движение давлением посредством шара и цанги в открытое положение для открывания отверстий для текучей среды для гидроразрыва пласта;in fig. 14 is a schematic cross-sectional view of the slide sleeve of the spool valve shown in FIG. 13, driven by ball and collet pressure to an open position to expose fracturing fluid holes;
на фиг. 15А показан схематический вид в сечении скользящей муфты золотникового клапана, приведенной в движение давлением посредством шара и цанги в открытое положение для открывания отверстий для текучей среды для гидроразрыва пласта, согласно альтернативному варианту осуществления, причем лепестки цанги могут быть приведены в движение давлением для расширения радиально наружу при воздействии направленного вверх по стволу скважины давления жидкости, и сжатие цанги приводит к расширению лепестков радиально наружу для дополнительного зацепления со скользящей муфтой в целях улучшения зацепления и сопротивления давлению;in fig. 15A is a schematic cross-sectional view of a slide valve sleeve actuated by ball and collet pressure to open to expose fracturing fluid openings, in accordance with an alternative embodiment, the collet petals may be pressure actuated to expand radially outward when the fluid pressure is directed up the wellbore, and the compression of the collet causes the petals to expand radially outward for additional engagement with the sliding sleeve in order to improve engagement and pressure resistance;
на фиг. 15 В показан увеличенный вид в сечении части фиг. 15А, на котором показана расширенная радиально наружу цанга, находящаяся в зацеплении со скользящей муфтой;in fig. 15B is an enlarged sectional view of a portion of FIG. 15A showing a radially outwardly flared collet engaging a sliding sleeve;
на фиг. 16 показан схематический вид обсадной колонны, характеризующейся наличием множества золотниковых клапанов, показанных на фиг. 1, выступающих в ствол скважины для гидроразрыва подземного пласта, согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения;in fig. 16 is a schematic view of a casing having a plurality of slide valves as shown in FIG. 1 protruding into a wellbore for fracturing a subterranean formation, in accordance with some embodiments of the present invention;
на фиг. 17А показан вид в сечении цанги согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления;in fig. 17A is a cross-sectional view of a collet in accordance with some alternative embodiments;
на фиг. 17В показан увеличенный вид в сечении части фиг. 17А, на котором показано шаровое седло цанги;in fig. 17B is an enlarged sectional view of a portion of FIG. 17A showing a collet ball seat;
на фиг. 18 показан вид в сечении конкретного примера цанги, показанной на фиг. 17А, размещенной в скользящей муфте, показанной на фиг. 3, и шар, размещенный в цанге, которая выполнена с возможностью расширения радиально наружу в расширяемой металлической части цанги для образования уплотнения металл-металл между цангой и скользящей муфтой при посадке шара в шаровое седло цанги и воздействии направленного вверх по стволу скважины давления жидкости на шар;in fig. 18 is a cross-sectional view of a specific example of the collet shown in FIG. 17A housed in the sliding sleeve shown in FIG. 3, and a ball housed in a collet, which is configured to expand radially outward in an expandable metal part of the collet to form a metal-to-metal seal between the collet and the sliding sleeve when the ball fits into the ball seat of the collet and the upward fluid pressure is applied to the ball ;
на фиг. 19 показан вид в сечении цанги согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления;in fig. 19 is a cross-sectional view of a collet in accordance with some alternative embodiments;
на фиг. 20A-20D показаны схематические виды множества профилей муфты и их соответствующих профилей цанги согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления;in fig. 20A-20D are schematic views of a plurality of sleeve profiles and their respective collet profiles, according to some alternative embodiments;
на фиг. 21А показан схематический вид профиля муфты и соответствующего профиля цанги для изображения параметров, связанных с конструкцией профилей;in fig. 21A is a schematic view of a sleeve profile and associated collet profile for depicting profile design related parameters;
на фиг. 21В показано схематическое изображение, демонстрирующее профиль цанги, стыкуемый с профилем муфты;in fig. 21B is a schematic view showing a collet profile mating with a sleeve profile;
на фиг. 21С показано схематическое изображение, демонстрирующее профиль цанги и профиль муфты, показанные на фиг. 21 В, причем профиль цанги размещен в профиле муфты;in fig. 21C is a schematic diagram showing the collet profile and the sleeve profile shown in FIG. 21 B, and the collet profile is located in the sleeve profile;
на фиг. 22-49 показаны схематические изображения различных конструкций профилированных областей скользящей муфты и цанги;in fig. 22-49 are schematic views of various designs of the profiled regions of the sliding sleeve and collet;
на фиг. 50 показано схематическое изображение примера колонны труб, характеризующейся наличием множества золотниковых клапанов, согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения;in fig. 50 is a schematic diagram of an example of a pipe string having a plurality of slide valves in accordance with some embodiments of the present invention;
на фиг. 51 показано схематическое изображение набора удлиненных профилей муфты и цанги согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления настоящего изобретения;in fig. 51 is a schematic illustration of a set of elongated sleeve and collet profiles according to some alternative embodiments of the present invention;
на фиг. 52 показано схематическое изображение набора удлиненных профилей муфты и цанги согласно еще одним некоторым альтернативным вариантам осуществления настоящего изобретения;in fig. 52 is a schematic illustration of a set of elongated sleeve and collet profiles according to some further alternative embodiments of the present invention;
на фиг. 53 показано схематическое изображение набора удлиненных профилей муфты и цанги согласно другим некоторым альтернативным вариантам осуществления настоящего изобретения;in fig. 53 is a schematic illustration of a set of elongated sleeve and collet profiles according to some other alternative embodiments of the present invention;
на фиг. 54-57 показаны схематические изображения набора удлиненных профилей муфты и цанги согласно некоторым другим вариантам осуществления настоящего изобретения;in fig. 54-57 are schematic views of a set of elongated sleeve and collet profiles according to some other embodiments of the present invention;
на фиг. 58-61 показаны схематические изображения набора удлиненных профилей муфты и цанги согласно еще одним некоторым другим вариантам осуществления настоящего изобретения;in fig. 58-61 are schematic illustrations of a set of elongated sleeve and collet profiles in accordance with some other embodiments of the present invention;
на фиг. 62 показано схематическое изображение набора удлиненных профилей муфты и цанги согласно другим некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения; иin fig. 62 is a schematic illustration of a set of elongated sleeve and collet profiles in accordance with some other embodiments of the present invention; and
на фиг. 63A-63F показаны схематические изображения профиля цанги на цанге и профиля муфты на скользящей муфте согласно некоторым вариантам осуществления, причем лепестки цанги могут быть приведены в движение давлением для расширения радиально наружу при воздействии направленного вверх по стволу скважины давления жидкости, и сжатие цанги приводит к расширению лепестков радиально наружу для дополнительного зацепления со скользящей муфтой в целях улучшения зацепления и сопротивления давлению.in fig. 63A-63F are schematic illustrations of a collet profile on a collet and a collar profile on a sliding sleeve, in accordance with some embodiments, wherein the collet tabs may be pressure driven to expand radially outwardly when uphole fluid pressure is applied, and compression of the collet causes expansion. lobes radially outward for additional engagement with the sliding sleeve for improved engagement and pressure resistance.
Подробное описание изобретенияDetailed description of the invention
В вариантах осуществления согласно настоящему документу раскрывается активируемый давлением золотниковый клапан. В последующем описании термин «ниже по стволу скважины» относится к направлению по стволу скважины к концу ствола скважины, и может совпадать (например, в вертикальном стволе скважины) или может не совпадать (например, в горизонтальном стволе скважины) с направлением вниз. Термин «выше по стволу скважины» относится к направлению по стволу скважины к поверхности, и может совпадать (например, в вертикальном стволе скважины) или может не совпадать (например, в горизонтальном стволе скважины) с направлением вверх.In embodiments of the present document, a pressure activated spool valve is disclosed. In the following description, the term "downhole" refers to the direction of the wellbore towards the end of the wellbore, and may coincide (eg, in a vertical wellbore) or may not coincide (eg, in a horizontal wellbore) with the direction downward. The term "up-borehole" refers to the direction of the wellbore towards the surface, and may coincide (eg, in a vertical wellbore) or may not coincide (eg, in a horizontal wellbore) with an upward direction.
Согласно некоторым вариантам осуществления золотниковый клапан содержит корпус клапана, характеризующийся наличием продольного канала и одного или более отверстий для текучей среды на его боковой стенке. Скользящая муфта размещена в стволе и выполнена с возможностью перемещения между расположенным выше по стволу скважины закрытым положением, в котором отверстия для текучей среды заблокированы, и расположенным ниже по стволу скважины открытым положением, в котором отверстия для текучей среды открыты.In some embodiments, a spool valve includes a valve body characterized by a longitudinal bore and one or more fluid openings on a sidewall thereof. A sliding sleeve is positioned in the wellbore and is movable between an up-wellbore closed position in which the fluid openings are blocked and a down-wellbore open position in which the fluid openings are open.
Скользящая муфта содержит профилированную область на своей внутренней поверхности, состоящую из кольцевых канавок и гребней, образующих профиль муфты. Профилированная область содержит упорный заплечик на своем расположенном ниже по стволу скважины конце для фиксации цангового элемента (также называемого «цанга» для простоты описания), характеризующегося соответствующим профилем цанги на своей наружной поверхности. В настоящем документе термин «соответствующий» обозначает, что профиль цанги соответствует профилю скользящей муфты, вследствие чего профилированная область цанги может быть расположена в профилированной области скользящей муфты для фиксации цанги в скользящей муфте золотникового клапана.The sliding sleeve contains a profiled area on its inner surface, consisting of annular grooves and ridges that form the profile of the sleeve. The profiled region includes a stop shoulder at its downhole end for securing a collet element (also called a "collet" for ease of description) characterized by a corresponding collet profile on its outer surface. As used herein, the term “appropriate” means that the collet profile matches the slide sleeve profile, whereby the collet profiled region can be positioned in the slide sleeve profiled region to secure the collet in the slide sleeve of the slide valve.
Согласно некоторым вариантам осуществления расположенная выше по стволу скважины поверхность стопорного кольца наклонена радиально внутрь снизу вверх по стволу скважины с образованием упорного заплечика 194, характеризующегося острым углом α относительно продольной оси стопорного кольца.In some embodiments, the uphole surface of the retainer ring is tilted radially inwardly from the bottom up the wellbore to form a
Согласно некоторым вариантам осуществления упорный заплечик образован стопорным кольцом, расположенным рядом с профилированной областью скользящей муфты.In some embodiments, the thrust shoulder is formed by a retaining ring adjacent to the profiled region of the sliding sleeve.
Согласно некоторым вариантам осуществления стопорное кольцо выполнено из высокопрочного материала, такого как карбид вольфрама, кобальт-хромовые сплавы и/или подобного.In some embodiments, the retaining ring is made of a high strength material such as tungsten carbide, cobalt chromium alloys, and / or the like.
Согласно некоторым вариантам осуществления цанга выполнена в форме гильзы и содержит расположенную выше по стволу скважины часть, расположенную ниже по стволу скважины часть и множество продольных лепестков, установленных своими продольно противоположными концами на расположенных выше по стволу скважины и ниже по стволу скважины частях. Одна или более, или все из продольных лепестков являются гибкими и профилированными для образования профиля цанги.In some embodiments, the collet is in the form of a sleeve and includes an upbore portion, a downhole portion, and a plurality of longitudinal lobes mounted at their longitudinally opposite ends on upbore and downhole portions. One or more or all of the longitudinal petals are flexible and profiled to form a collet profile.
Согласно некоторым вариантам осуществления расположенная выше по стволу скважины часть цанги содержит шаровое седло для размещения в нем шара, сбрасываемого из положения выше по стволу скважины, для приведения в действие золотникового клапана.In some embodiments, the up-borehole portion of the collet includes a ball seat for receiving a ball that is dropped from an up-bore position to actuate a slide valve.
Согласно некоторым вариантам осуществления цанга содержит металлическую расположенную выше по стволу скважины часть, которая выполнена с возможностью расширения радиально наружу, вследствие чего, когда цанга размещена в соответствующем золотниковом клапане и шар посажен в шаровое седло цанги, давление жидкости, воздействующее на шар, может обеспечить расширение радиально наружу расширяемой расположенной выше по стволу скважины части и прижимание к внутренней поверхности скользящей муфты с образованием уплотнения металл-металл на поверхности контакта между скользящей муфтой и цангой.In some embodiments, the collet includes a metal up-borehole portion that expands radially outwardly such that when the collet is positioned in a suitable spool valve and the ball is seated in the ball seat of the collet, fluid pressure on the ball can expand. radially outward of the expandable up-borehole portion and pressing against the inner surface of the sliding sleeve to form a metal-to-metal seal at the interface between the sliding sleeve and the collet.
Согласно некоторым вариантам осуществления шаровое седло цанги содержит наклонную поверхность.In some embodiments, the collet ball seat includes an inclined surface.
Согласно некоторым вариантам осуществления угол наклона θ наклонной поверхности шарового седла составляет приблизительно 55° относительно продольной опорной линии. Согласно некоторым вариантам осуществления угол наклона θ составляет приблизительно 35°. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления угол наклона θ составляет от приблизительно 50° до приблизительно 60°. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления угол наклона θ составляет от приблизительно 40° до приблизительно 70°. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления угол наклона θ составляет от приблизительно 30° до приблизительно 80°.In some embodiments, the angle of inclination θ of the sloped surface of the ball seat is approximately 55 ° with respect to the longitudinal reference line. In some embodiments, the angle of inclination θ is approximately 35 °. In some alternative embodiments, the angle of inclination θ is from about 50 ° to about 60 °. In some alternative embodiments, the angle of inclination θ is from about 40 ° to about 70 °. In some alternative embodiments, the angle of inclination θ is from about 30 ° to about 80 °.
На фиг. 1 показан скважинный инструмент, в целом обозначенный ссылочной позицией 100. Согласно этим вариантам осуществления скважинный инструмент 100 выполнен в виде скважинного золотникового клапана и содержит трубный клапанный узел 102, характеризующийся наличием продольного канала 104 и скользящей муфты 106, размещенной в канале 104. Скользящая муфта 106 зафиксирована одним или более срезными штифтами 108 в расположенном выше по стволу скважины закрытом положении, в котором одно или более отверстий 110 для текучей среды на трубном узле 102 закрыты, и содержит продольный канал для размещения соответствующей цанги, описанной ниже в настоящем документе. Под действием направленного вниз по стволу скважины давления жидкости цанга может перемещать скользящую муфту 106 из закрытого положения в расположенное ниже по стволу скважины открытое положение для открывания одного или более отверстий 110 для текучей среды для осуществления гидроразрыва подземного пласта (описанного ниже).FIG. 1 illustrates a downhole tool generally designated 100. In these embodiments, the
Как показано на фиг. 2, трубный узел 102 содержит трубчатый корпус 112 клапана, соединенный с возможностью отсоединения с верхним переводником 114 и нижним переводником 116, которые расположены выше по стволу скважины и ниже по стволу скважины относительно него соответственно, посредством резьбы 118 и фиксирующего винта 120, и оснащенный уплотнительный кольцом 122 для уплотнения соединения. Согласно этим вариантам осуществления расположенный ниже по стволу скважины конец верхнего переводника 114 и расположенный выше по стволу скважины конец нижнего переводника 116 образуют расположенный выше по стволу скважины и расположенный ниже по стволу скважины упоры 124 и 126 для ограничения перемещения скользящей муфты 106 между ними.As shown in FIG. 2,
Согласно этим вариантам осуществления верхний переводник 114 содержит внутреннюю поверхность 128, сужающуюся от своего расположенного выше по стволу скважины конца к расположенному ниже по стволу скважины концу, вследствие чего внутренний диаметр (ВД) верхнего переводника 114 постепенно уменьшается от расположенного выше по стволу скважины конца к расположенному ниже по стволу скважины концу, чтобы способствовать введению цанги в золотниковый клапан 100 (описано ниже).In these embodiments, the
Корпус 112 клапана содержит одно или более отверстий 110 для текучей среды на своей боковой стенке возле расположенного выше по стволу скважины конца 132 для выпуска жидкости под высоким давлением для гидроразрыва пласта в подземный пласт, когда скользящая муфта 106 сдвинута из закрытого положения в открытое положение под действием давления срабатывания. Корпус 112 клапана также содержит одно или более отверстий 136 под штифт, через которые проходят один или более срезных штифтов 108 (см фиг. 1) для фиксации скользящей муфты 106 в закрытом положении для закрывания отверстий 110. Корпус 112 клапана дополнительно содержит одну или более трапециевидных резьб 138 на внутренней поверхности возле своего расположенного ниже по стволу скважины конца 136.The
На фиг. 3 показан вид в сечении скользящей муфты 106 и корпуса 152 муфты, имеющего канал 151. Скользящая муфта 106 характеризуется наружным диаметром (НД), равным или немного меньшим ВД корпуса 112 клапана, что обеспечивает возможность перемещения скользящей муфты 106 в корпусе 112 клапана. Согласно этим вариантам осуществления скользящая муфта 106 содержит корпус 152 муфты, в котором размещена по меньшей мере соединительная часть 153 защитной муфты 154, расположенной ниже по стволу скважины от него, посредством резьбы 156 на внутренней поверхности корпуса 152 муфты (см. фиг. 4) и соответствующей резьбы 158 на наружной поверхности защитной муфты 154 (см. фиг. 5) для соединения с защитной муфтой 154 с возможностью отсоединения.FIG. 3 is a cross-sectional view of a sliding
Как показано на фиг. 4, корпус 152 муфты может содержать на своей наружной поверхности одно или более проходящих по окружности уплотнительных колец 168 в подходящих местах при необходимости, например возле верхнего конца 164 корпуса 152 муфты, для уплотнения поверхности контакта между корпусом 112 клапана и скользящей муфтой 106 (см. фиг. 1).As shown in FIG. 4, the
Корпус 152 муфты также содержит одно или более отверстий под штифт или углублений 170 в местах, соответствующих местам размещения отверстий 136 под штифт на корпусе 112 клапана для размещения срезных штифтов 108, когда скользящая муфта 106 установлена в канале 104 корпуса 112 клапана в закрытом положении, и одно или более колец 172 с трапециевидной резьбой вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца 166 для зацепления с трапециевидной резьбой 138 на внутренней поверхности корпуса 112 клапана, когда скользящая муфта 106 находится в открытом положении.The
На своей внутренней поверхности корпус 152 муфты выполнен из подходящего материала, такого как сталь, и содержит обращенное вниз по стволу скважины седло 180 стопорного кольца, расположенное выше по стволу скважины от резьбы 156 и доступное от расположенного ниже по стволу скважины конца 166 корпуса 152 муфты для размещения и поддержки высокопрочного стопорного кольца 192, и профилированную область 182, расположенную выше по стволу скважины от седла 180 стопорного кольца и рядом с ним (соответственно, другая область внутренней поверхности скользящей муфты 106 называется непрофилированной областью).On its inner surface, the
Профилированная область 182 на корпусе 152 муфты содержит одну, предпочтительно две или более кольцевых канавок 184, таких как канавки 184А и 184В, которые образуют уникальный фиксирующий профиль (также называемый «профилем муфты»). Каждая канавка 184 содержит расположенную выше по стволу скважины стенку, наклоненную радиально внутрь снизу вверх по стволу скважины и характеризующуюся тупым углом относительно продольной оси корпуса 152 муфты. Каждая канавка 184 также содержит расположенную ниже по стволу скважины стенку, проходящую под прямым или острым углом. То есть расположенная ниже по стволу скважины стенка каждой канавки 184 либо перпендикулярна продольной оси корпуса 152 муфты, либо наклонена радиально внутрь снизу вверх по стволу скважины и образует острый угол относительно продольной оси корпуса 152 муфты. С помощью канавок 184 в профилированную область 182 может входить цанга 200 с соответствующим профилем 212 наружной поверхности («соответствующая цанга»), причем цанги 200 с несоответствующими профилями наружной поверхности («несоответствующие цанги») проходят через нее (описано ниже).The profiled
В зависимости от количества канавок 184, ВД профилированной области 182 на скользящей муфте 106 может варьировать в разных местах в продольном направлении из-за наличия канавок 184. Однако минимальный ВД профилированной области 182, включая стопорное кольцо 192, как правило, представляет собой минимальный ВД скользящей муфты 106. Другими словами, минимальный ВД скользящей муфты 106 находится на участке профилированной области 184 и стопорного кольца 192.Depending on the number of grooves 184, the ID of the profiled
Наружный диаметр профиля 212 цанги на цанге 200 больше минимального ВД профилированной области 182 на корпусе 152 муфты для обеспечения начального минимального зацепления, в случае соответствующей цанги, профиля 212 цанги на такой соответствующей цанге 200 с профилированной областью 182 на корпусе 152 муфты, но в случае воздействия давления жидкости на цангу 200 НД профилированной области 212 может существенно превышать минимальный ВД профилированной области 182 на корпусе 152 муфты для обеспечения максимального зацепления профилированной области 212 на цанге 200 с профилированной областью 182, что более подробно описывается ниже.The outer diameter of the
Примечательно, что НД цанги 200 на участке шарового седла 214 вначале меньше ВД как канала 151, так и профилированной области 184 на корпусе 152 муфты. Однако цанга 200 выполнена с возможностью расширения радиально наружу на участке шарового седла 214 при воздействия направленного вверх по стволу скважины давления жидкости на шар 242, когда он посажен в шаровое седло 214, таким образом, который более подробно описан ниже, чтобы вызвать ее радиальное расширение (т.е. увеличение НД цанги 200 на участке шарового седла 214), чтобы он стал очень близок или равен внутреннему диаметру канала 151 в корпусе 152 муфты для обеспечения полезных эффектов и преимуществ, которые более подробно описаны ниже.It is noteworthy that the OD of the
Стопорное кольцо 192 выполнено из материала, характеризующегося твердостью, которая больше твердости материала скользящей муфты 106. Например, стопорное кольцо 192 выполнено из высокопрочного материала, такого как карбид вольфрама, кобальтохромовых сплавов (например, сплавов Стеллит), азотированных сталей и/или других подходящих высокопрочных сплавов, или их комбинации, для обеспечения улучшенного сопротивления давлению и износостойкости.Retaining
Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере упорному заплечику 194 стопорного кольца 192 (который подробнее описан ниже) придана твердость, которая больше твердости материала скользящей муфты 106, или он содержит материал, характеризующийся твердостью, которая больше твердости скользящей муфты 106.In some embodiments, at least the
На фиг. 6 показан вид в сечении высокопрочного стопорного кольца 192. Стопорное кольцо 192 характеризуется НД, подходящим для посадки в седло 180 стопорного кольца корпуса 152 муфты, и характеризуется высотой сечения h, достаточной, чтобы оно проходило радиально внутрь за внутренний край седла 180 стопорного кольца. Согласно этим вариантам осуществления расположенная выше по стволу скважины поверхность стопорного кольца 192 наклонена радиально внутрь снизу вверх по стволу скважины с образованием на своем расположенном выше по стволу скважины боковом краю упорного заплечика 194, характеризующегося острым углом α относительно продольной оси золотникового клапана 100. Как будет более подробно описано ниже, упорный заплечик 194 стопорного кольца 192 может упираться в часть профиля цанги и входить в зацепление с соответствующим заплечиком цанги, когда профиль цанги входит в зацепление с профилем 182 муфты и предотвращает перемещение цангового элемента 200 вниз по стволу скважины относительно скользящей муфты. Таким образом, стопорное кольцо 192 также может называться «фиксирующим кольцом» для предотвращения перемещения цанги вниз по стволу скважины.FIG. 6 is a cross-sectional view of a high
Как показано на фиг. 7, скользящая муфта 106 может быть собрана посредством вставки стопорного кольца 192 в корпус 152 муфты для посадки в седло 180 стопорного кольца. Затем, защитная муфта 154 «навинчивается» на расположенный ниже по стволу скважины конец корпуса 152 муфты за счет зацепления резьбы 158 защитной муфты 154 с резьбой 156 корпуса 152 муфты. Расположенный выше по стволу скважины конец 160 защитной муфты 154 прижимает стопорное кольцо 192 к седлу 180 стопорного кольца, вследствие чего стопорное кольцо 192 надежно размещается между ними. Собранная скользящая муфта 106 показана на фиг. 3.As shown in FIG. 7, the
Затем, золотниковый клапан 100 может быть собран посредством вставки скользящей муфты 106 в канал 104 корпуса 112 клапана с любого конца в закрытое положение, с фиксацией скользящей муфты 106 в этом положении посредством вставки срезного штифта или срезного винта 108 через отверстие 136 под штифт корпуса 112 клапана в отверстие 170 под штифт корпуса 152 муфты, и последующего соединения корпуса 112 клапана с верхним переводником 114 и нижним переводником 116. Собранный золотниковый клапан 100 показан на фиг. 1.Then, the
Как показано на фиг. 1, скользящая муфта 106 характеризуется продольной длиной, которая больше расстояния между упорами 124 и 126 корпуса 112 клапана, вследствие чего, когда скользящая муфта 106 находится в закрытом положении, защитная муфта 154 находится в контакте с внутренней поверхностью нижнего переводника 116 для изоляции кольцевого пространства 196, которое находится в радиальном направлении между корпусом 112 клапана и скользящей муфтой 106 и в продольном направлении между расположенным ниже по стволу скважины концом 166 скользящей муфты 106 и упорным заплечиком 126, от канала 104 для предотвращения попадания цемента в кольцевое пространство 196, которое будет нарушать работу клапана.As shown in FIG. 1, the sliding
Как описано выше, золотниковый клапан 100 содержит профилированную область 182 внутренней поверхности, характеризующуюся уникальным фиксирующим профилем, который может принимать и фиксировать соответствующую цангу и пропускать через себя несоответствующую цангу.As described above,
На фиг. 8 показан вид в сечении цанги 200, которая согласно этим вариантам осуществления выполнена в виде цилиндрической гильзы, имеющей продольный канал 202. Цанга 200 в целом характеризуется НД (за исключением мест на выступах 222, описанных ниже), который немного меньше минимального ВД скользящей муфты 106, и содержит одно или более проходящих по окружности уплотнительных колец 204 на своей наружной поверхности в необходимых местах, при необходимости, для уплотнения поверхности контакта между цангой 200 и скользящей муфтой 106, когда цанга 200 зафиксирована в скользящей муфте 106.FIG. 8 shows a cross-sectional view of a
Как показано, цанга 200 содержит цилиндрическую расположенную выше по стволу скважины часть 206, цилиндрическую расположенную ниже по стволу скважины часть 208 и среднюю часть 210, имеющую профилированную область 212 с уникальным фиксирующим профилем.As shown,
Согласно этим вариантам осуществления расположенная выше по стволу скважины часть 206 содержит на своей внутренней поверхности шаровое седло 214 для шара, сброшенного из положения выше по стволу скважины. Расположенная выше по стволу скважины часть 206 также содержит уплотнительное кольцо 216 на своей внутренней поверхности для уплотнения поверхности контакта между шаром и расположенной выше по стволу скважины частью 206 цанги 200.In these embodiments, the up-
Средняя часть 210 содержит множество распределенных по окружности продольных лепестков 218, соединенных с расположенными выше по стволу скважины и ниже по стволу скважины частями 206 и 208. Согласно этим вариантам осуществления цанга 200 выполнена из металлической трубы посредством вырезания, пробивания или создания иным образом множества продольных пазов 220 в средней части 210 для образования лепестков 218.The
Одна или более, или все из продольных лепестков 218 выполнены из материала с упругой гибкостью, характеризующегося достаточной податливостью, и профилированы так, что каждая из них содержит один или более выступов 222, таких как выступы 222А и 222В в профилированной области 212, проходящие радиально наружу от их наружной поверхности, с образованием гибкого в радиальном направлении фиксирующего профиля (также называемого «профилем цанги»). Положения и размеры выступов 216 выбраны таким образом, что максимальный НД цанги 200 больше минимального ВД скользящей муфты 106, и профиль цанги соответствует профилю соответствующей скользящей муфты 106. Таким образом, когда цанга 200 входит в золотниковый клапан 100 с соответствующей скользящей муфтой 106 (например, золотниковый клапан 100 также называется «соответствующим золотниковым клапаном 100»), цанга 200 может быть зафиксирована в соответствующей скользящей муфте 106. Расположенный ниже всех по стволу скважины выступ 222 В содержит заплечик 236 на своей расположенной ниже по стволу скважины стороне, характеризующийся таким же острым углом α относительно продольной оси золотникового клапана 100, как и упорный заплечик 194.One or more or all of the
На фиг. 9-12 показан пример перемещения цанги 200 в соответствующий золотниковый клапан 100 из положения выше по стволу скважины. Как показано на фиг. 9, когда цанга 200 входит в золотниковый клапан 100, сужающаяся внутренняя поверхность 128 верхнего переводника 114 направляет цангу 200 для входа в канал 104.FIG. 9-12 show an example of the movement of
Как показано на фиг. 10, когда профилированная область цанги 200 входит в канал 104, и когда максимальный НД цанги 200 больше минимального ВД скользящей муфты 106, профилированные лепестки 218 смещаются внутрь и цанга 200 продолжает перемещаться вниз по стволу скважины.As shown in FIG. 10, when the profiled region of the
Как показано на фиг. 11, когда профилированная область 212 цанги 200 полностью перекрывает соответствующую профилированную область 182 скользящей муфты 106, профилированные лепестки 218 не смещаются из-за своей податливости. Цанга 200, таким образом, размещается внизу в скользящей муфте 106. Как показано на фиг. 12А и 12В, цанга 200 может дополнительно перемещаться ниже по стволу скважины до тех пор, пока заплечик 236 расположенного ниже всех по стволу скважины выступа 222 В не войдет в зацепление с упорным заплечиком 194 высокопрочного стопорного кольца 192.As shown in FIG. 11, when the profiled
На фиг. 12 В показан увеличенный вид профилированных областей 182 и 212 скользящей муфты 106 и цанги 200. Как показано, профиль каждой профилированной области 182, 212 содержит чередующиеся канавки и гребни (или выступы). В примере, показанном на фиг. 12В, профиль профилированной области 182 содержит две канавки 184А и 184В и гребень 232 между ними. Профиль профилированной области 212 содержит два гребня/выступа 222А и 222В и канавку 234 между ними. Чтобы обеспечить соответствие профилированных областей 182 и 212 друг другу, ширина канавки на любой из двух профилированных областей 182 и 212 должна быть равна или больше ширины соответствующего гребня на другой из двух профилированных областей 182 и 212 для размещения в ней соответствующего гребня. В примере, показанном на фиг. 12В, ширина канавки (например, канавки 184А, 184В или 234) существенно больше ширины соответствующего гребня (например, гребня 222А, 232 или 222 В), вследствие чего, после фиксации цанги 200 внизу в скользящей муфте 106, цанга 200 может перемещаться дальше вниз по стволу скважины до тех пор, пока расположенный ниже всех по стволу скважины выступ 222В не войдет в зацепление с высокопрочным стопорным кольцом 192.FIG. 12B shows an enlarged view of the profiled
Как показано на фиг. 12В, высокопрочное стопорное кольцо 192 используется для зацепления с расположенным ниже всех по стволу скважины выступом/гребнем 222В для улучшения фиксации ниже по стволу скважины между скользящей муфтой 106 и цангой 200 под высоким давлением. Более того, стопорное кольцо 192 характеризуется такой формой, что расположенный выше по стволу скважины упорный заплечик 194 характеризуется острым углом относительно продольной оси золотникового клапана 100, и расположенная ниже по стволу скважины сторона расположенного ниже всех по стволу скважины выступа 222 В также образует заплечик 236 с соответствующим острым углом, вследствие чего зацепление заплечиков 194 и 236 обеспечивает повышенное сопротивление направленному вниз по стволу скважины давлению, воздействующему на цангу 200. Согласно этим вариантам осуществления, когда заплечики 194 и 236 находятся в зацеплении друг с другом, другие соответствующие гребни цанги 200 и скользящей муфты 106, такие как гребни 222А и 232, также находятся в зацеплении для дополнительного повышения сопротивления направленному вниз по стволу скважины давлению, воздействующему на цангу 200.As shown in FIG. 12B, a high
Как показано на фиг. 13, после фиксации цанги 200 в скользящей муфте 106, шар 242 может быть сброшен с поверхности и может войти в золотниковый клапан 100. Шар 242 выполнен из жесткого материала, такого как керамика или металл, и характеризуется размером, подходящим для посадки в шаровое седло 214 цанги 200.As shown in FIG. 13, after the
После того как шар 242 входит в шаровое седло 214 и герметично блокирует канал 202 цанги 200, давление жидкости воздействует сверху по стволу скважины на шар 214 и цангу 200. Поскольку цанга 200 зафиксирована внизу со скользящей муфтой 106, скользящая муфта 106 приводится в действие и срезает срезной штифт 108, а также перемещается вниз по стволу скважины в открытое положение для открывания отверстий 110 для текучей среды. Как показано на фиг. 14, кольца 172 с трапециевидной резьбой на скользящей муфте 106 входят в зацепление с трапециевидной резьбой 138 на корпусе 112 клапана для предотвращения перемещения скользящей муфты 106 вверх по стволу скважины. Затем, жидкость под высоким давлением для гидроразрыва пласта может быть закачана вниз по стволу скважины и выпущена из отверстий 110 для текучей среды для гидроразрыва пласта.After the
Жидкость для гидроразрыва пласта в целом находится под высоким давлением, и любой отказ золотникового клапана 100 может привести к неудаче процесса гидроразрыва пласта. Например, если зацепление между цангой 200 и скользящей муфтой 106 пропадает, жидкость под высоким давлением для гидроразрыва пласта может переместить цангу 200 вниз по стволу скважины, что приведет к неудаче процесса гидроразрыва пласта.The fracturing fluid is generally under high pressure, and any failure of
Как будет понятно специалистам в данной области техники, золотниковый клапан 100 в приведенных выше вариантах осуществления содержит высокопрочное стопорное кольцо 192 для усиления зацепления между цангой 200 и скользящей муфтой 106, что существенно снижает риск отказа.As will be appreciated by those skilled in the art,
Согласно некоторым вариантам осуществления НД цанги 200 на выступах 222А и 222В меньше ВД скользящей муфты 106 на канавках 184А и 184В. Как показано на фиг. 15А и 15В, согласно этим вариантам осуществления после закачивания жидкости под высоким давлением для гидроразрыва пласта вниз по стволу скважины и перемещения скользящей муфты 106 в открытое положение, жидкость под высоким давлением для гидроразрыва пласта также немного перемещает цангу 200 вниз по стволу скважины, вследствие чего лепестки 218 вынуждены расширяться радиально наружу таким образом, что выступы 222А и 222В цанги 200 дополнительно входят в канавки 184А и 184В скользящей муфты 106, что обеспечивает повышенное сопротивление давлению.In some embodiments, the OD of the
Согласно некоторым вариантам осуществления скважинная система гидроразрыва пласта, содержащая множество золотниковых клапанов 100, может использоваться для гидроразрыва подземного пласта. На фиг. 16 изображен пример гидроразрыва подземного пласта с использованием золотникового клапана 100. В этом примере пробурена горизонтальная скважина, которая содержит горизонтальную часть 272 ствола скважины в подземном пласте 274. Обсадная колонна 276, содержащая множество золотниковых клапанов 100, опущена в часть 272 ствола скважины. Каждая скользящая муфта 100 содержит уникальный профиль муфты. Золотниковые клапаны 100 могут быть разнесены друг от друга посредством других переводников при необходимости.In some embodiments, a downhole fracturing system comprising a plurality of
После размещения обсадной колонны 276 на месте, может быть выполнено цементирование посредством закачивания жидкого цемента вниз по стволу скважины через обсадную колонну 276. Как описано выше и показано на фиг. 1, в каждом золотниковом клапане 100 защитная муфта 154 предотвращает попадание цемента в кольцевое пространство 196, которое будет нарушать работу клапана. После цементирования может быть закачана очищающая жидкость вниз по стволу скважины для очистки переводников, содержащих золотниковые клапаны 100. Также при необходимости могут использоваться скребки для очистки.Once the
В этом примере пласт 274 вокруг секции 278 ствола скважины подлежит гидроразрыву, и необходимо открыть золотниковые клапаны 100В и 100С. Таким образом, первая цанга (не показана), соответствующая золотниковому клапану 100С, опускается под давлением вниз по стволу скважины через обсадную колонну 276. Поскольку первая цанга не соответствует золотниковым клапанам 100А и 100В (т.е. профиль первой цанги не соответствует и не может быть размещен в профиле муфты золотниковых клапанов 100А и 100В), первая цанга проходит через скользящие муфты 100А и 100В и фиксируется в золотниковом клапане 100С.In this example,
Для открывания отверстий для текучей среды золотникового клапана 100С шар сбрасывается, и он входит в шаровое седло первой цанги и блокирует канал первой цанги. Затем, воздействуют давлением жидкости для приведения в движение находящегося в зацеплении шара, первой цанги и скользящей муфты, чтобы срезать срезной штифт золотникового клапана 100С и переместить скользящую муфту вниз по стволу скважины в открытое положение, чтобы открыть части для текучей среды скользящей муфты 100С.To open the fluid openings of the slide valve 100C, the ball is released and it enters the ball seat of the first collet and blocks the passage of the first collet. Then, fluid pressure is applied to drive the engaged ball, the first collet, and the slide sleeve to shear the shear pin of the spool valve 100C and move the slide sleeve down the wellbore to an open position to expose the fluid portions of the slide sleeve 100C.
После открывания золотникового клапана 100С, вторая цанга, соответствующая золотниковому клапану 100В, опускается под давлением вниз по стволу скважины для фиксации с золотниковым клапаном 100В. Затем, шар сбрасывается для зацепления со второй цангой, и давление жидкости действует, чтобы открыть золотниковый клапан 100В.After opening the 100C spool valve, the second collet corresponding to the 100B spool valve is pressed down the wellbore to lock with the 100B spool valve. Then, the ball is released to engage the second collet and fluid pressure acts to open the 100B slide valve.
После открывания всех золотниковых клапанов 100В и 100С в секции 278 ствола скважины, шары в этих золотниковых клапанах, за исключением шара в расположенном ниже всех по стволу скважины золотниковом клапане, удаляют, например, посредством выбуривания, растворения, извлечения на поверхность и/или подобной операции. В примере, показанном на фиг. 16, шар в золотниковом клапане 100С оставляют, а шар в золотниковом клапане 100В удаляют. Затем, жидкость под высоким давлением для гидроразрыва пласта закачивается в обсадную колонну 276 и выпускается из отверстий для текучей среды золотниковых клапанов 100В и 100С для гидроразрыва пласта 274.After opening all spool valves 100B and 100C in
В приведенном выше примере могут использоваться устройства изоляции ствола скважины, такие как пакеры, для изоляции секции ствола скважины, подлежащей гидроразрыву, что является известным в данной области техники и не будет описано в настоящем документе.In the above example, wellbore isolation devices such as packers can be used to isolate the section of the wellbore to be fractured, which is known in the art and will not be described herein.
Как можно понять из приведенных выше примеров, в процессе гидроразрыва пласта может использоваться множество скользящих муфт 100, имеющих каналы 104 в целом одинакового размера, что обеспечивает прохождение равномерного потока жидкости через них. Цанга 200 и шары 242 также могут характеризоваться одинаковым размером, что упрощает материально-техническое снабжение и снижает стоимость заканчивания скважины.As can be understood from the above examples, a plurality of sliding
Согласно приведенным выше вариантам осуществления, показанным на фиг. 3-7, защитная муфта 154 соединена с корпусом 152 муфты с возможностью отсоединения за счет зацепления резьб 158 и 156. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления защитная муфта 154 может быть соединена с корпусом 152 муфты посредством других подходящих средств. Например, согласно одному варианту осуществления защитная муфта 154 может быть постоянно соединена с корпусом 152 муфты посредством сварки.In the above embodiments shown in FIGS. 3-7,
Согласно приведенным выше вариантам осуществления цанга 200 выполнена в виде цилиндрической гильзы, содержащей множество лепестков, установленных на цилиндрической расположенной выше по стволу скважины части 206 и цилиндрической расположенной ниже по стволу скважины части 208, что исключает использование внешних средств, таких как пружины, для радиального перемещения или изменения формы цанги 200 для зацепления со скользящей муфтой и фиксации в ней. Согласно конкретному дополнительному варианту осуществления установка гибких лепестков своими продольно противоположными концами на расположенных выше по стволу скважины и ниже по стволу скважины частях 206 и 208, а также выполнение цанги таким образом, что указанные лепестки при исходном зацеплении внутри внутреннего профиля 184 в скользящей муфте 106 и при воздействии направленного вверх по стволу скважины давления жидкости на шар, расположенный в шаровом седле 214 цанги 200, преимущественно обеспечивают дополнительный радиальный изгиб лепестков на цанге 200, что, тем самым, приводит к дополнительному и более прочному зацеплению лепестков, характеризующихся профилем 212 цанги, в профиле 184 скользящей муфты 184, что уменьшает риск отсутствия зацепления цанги 200 с выбранной муфтой или альтернативно уменьшает риск возможного расцепления соответствующего профиля на цанге 200 с соответствующим профилем 184 на скользящей муфте 106 при воздействии давления гидроразрыва пласта вверх по стволу скважины, что в случае отказа предотвращает нагнетание в скважину жидкости для гидроразрыва под высоким давлением через открытое отверстие 110.In the above embodiments, the
Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления скважинная система гидроразрыва пласта, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, имеющую одну или более золотниковых клапанов 100, может использоваться для гидроразрыва секции ствола скважины. Ствол скважины может представлять собой обсаженный ствол скважины или необсаженный ствол скважины.In some alternative embodiments, a downhole fracturing system comprising a tubing string having one or
Хотя в примере, показанном на фиг. 16, золотниковые клапаны 100 используются для гидроразрыва горизонтальной секции ствола скважины, специалистам в данной области техники будет очевидно, что согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления золотниковые клапаны 100 могут использоваться для гидроразрыва вертикальной секции ствола скважины.Although in the example shown in FIG. 16,
Согласно приведенным выше вариантам осуществления цанга 200 может содержать одно или более уплотнительных колец 204 на своей наружной поверхности для уплотнения поверхности контакта между цангой 200 и скользящей муфтой 106, когда цанга 200 входит в золотниковый клапан 100. Однако такие уплотнительные кольца 204, как правило, во время перемещения цанги вниз по стволу скважины могут износиться и утратить эффективность, когда цанга 200 перемещается в скользящей муфте 106, что может привести к отказу золотникового клапана 100. Более того, при опускании цанги под давлением через несоответствующие скользящие муфты, обычно требуется высокое давление жидкости для преодоления трения, вызванного перемещением уплотнительных колец 204 по внутренней поверхности скользящей муфты 106.In the foregoing embodiments,
Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления цанга 200 не должна содержать уплотнительных колец 204 на своей наружной поверхности. Согласно этим вариантам осуществления золотниковый клапан 100 является таким же, как показанный на фиг. 1, и непрофилированная область цанги 200 характеризуется НД, который немного меньше минимального ВД скользящей муфты 106, тем самым избегая трения, в ином случае обеспечиваемого уплотнительными кольцами 204, и, таким образом, позволяя цанге 200 проходить через несоответствующий золотниковый клапан 100 под меньшим давлением жидкости.In some alternative embodiments, the
Согласно этим вариантам осуществления скользящая муфта выполнена из подходящего металла, такого как сталь. Как показано на фиг. 17А и 17В, расположенная выше по стволу скважины часть 206 цанги 200 характеризуется наличием расширяемой радиально наружу металлической части 206', и шаровое седло 214 содержит поверхность 282 шарового седла, наклоненную радиально внутрь сверху вниз по стволу скважины под острым углом наклона относительно продольной оси 284 цанги 200.In these embodiments, the sliding sleeve is made of a suitable metal such as steel. As shown in FIG. 17A and 17B, the
После фиксации цанги 200 в золотниковом клапане 100, шар 242 подходящего размера опускается под действием направленного вниз по стволу скважины давления жидкости в шаровое седло 214. Когда направленное вниз по стволу скважины давление жидкости воздействует на расположенную выше по стволу скважины сторону шара 242, шар 242 прижимается к наклонной поверхности 282 шарового седла 214 для преобразования направленного вниз по стволу скважины давления жидкости в направленное радиально наружу давление и обеспечивает радиальное расширение расширяемой металлической части 206' цанги 200 для достаточного уменьшения промежутка между цангой 200 и скользящей муфтой 106 или даже приводит к плотному зацеплению наружной поверхности расширяемой металлической части 206' с внутренней поверхностью скользящей муфты 106 с образованием уплотнения металл-металл на поверхности контакта между цангой 200 и скользящей муфтой 106.Once
Как показано на фиг. 17В, поверхность 282 шарового седла 214 наклонена под углом наклона θ относительно продольного опорного направления 284. Согласно некоторым вариантам осуществления угол наклона θ составляет приблизительно 55°. Угол наклона приблизительно 55° является удовлетворительным для передачи необходимой направленной радиально наружу силы цанге 200 для достижения достаточного радиального расширения цанги 200 для образования надлежащего уплотнения металл-металл со скользящей муфтой 106, для металлической цанги с модулем упругости, аналогичным стали марки N80 Американского института нефти (API), причем номинальный диаметр шарового седла 214 на цанге 200 составляет 4,555 дюйма, номинальная толщина цанги составляет 0,23 дюйма и давление на шар 242 номинального диаметра 4,250 дюйма составляет приблизительно 1500 фунтов/квадратный дюйм, и причем цанга 200 вначале, до радиального расширения, характеризуется промежутком в диапазоне от 0,004 до 0,014 дюйма от внутреннего диаметра скользящей муфты 106 (см. пример А ниже и фиг. 18).As shown in FIG. 17B, the
Согласно другим вариантам осуществления, в которых цанга 200 может быть выполнена из более прочного или менее упругого материала (т.е. характеризующегося более высоким модулем упругости), и/или большей толщиной, и/или если начальный промежуток между диаметром цанги 200 и диаметром скользящей муфты 106 составляет более 0,004-0,014 дюйма, и/или если давление на шар 242 менее 1500 фунтов/квадратный дюйм, угол наклона θ должен быть уменьшен до приблизительно 35°, чтобы шаровое седло 214 могло передавать достаточную направленную радиально наружу силу для достижения достаточного радиального увеличения диаметра цанги 200 для достижения таким образом необходимого уплотнения металл-металл с каналом.In other embodiments, in which the
Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления угол наклона θ составляет от приблизительно 50° до приблизительно 60°. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления угол наклона θ составляет от приблизительно 40° до приблизительно 70°. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления угол наклона θ составляет от приблизительно 30° до приблизительно 80°.In some alternative embodiments, the angle of inclination θ is from about 50 ° to about 60 °. In some alternative embodiments, the angle of inclination θ is from about 40 ° to about 70 °. In some alternative embodiments, the angle of inclination θ is from about 30 ° to about 80 °.
Соответственно, таким образом, если цанга 200 выполнена с возможностью обеспечения радиального расширения, это преимущественно позволяет уменьшить общий наружный диаметр цанги 200. Такой уменьшенный диаметр, не только на участке шарового седла 214, но также на участке 212 профиля цанги, позволяет цанге 200 и участку 212 профиля проще проходить с меньшим взаимодействием с участками 184 профиля различных расположенных выше по стволу скважины скользящих муфт 106, которые не желательно приводить в движение, тем самым уменьшая износ при трении на такой профилированной области 212 цанги 200, но, тем не менее, по-прежнему поддерживая возможность цанги 200, прежде всего на участке шарового седла 214, создавать уплотнение, когда цанга 200 достигла целевой расположенной ниже по стволу скважины муфты 106, а участок 212 профиля цанги на ней входит в зацепление с соответствующим желаемым соответствующим профилем 184 на муфте.Accordingly, therefore, if the
В частности, важно отметить, что за счет использования такой способности к радиальному расширению цанги 200 уменьшается износ на профилях 212 цанги, тем самым поддерживается целостность профилей 212 цанги и обеспечивается, что, когда цанга 200 достигает желаемой скользящей муфты 106, которая должна быть приведена в действие, соответствующий профиль 212 на ней может быть достаточно и надежно зацеплен, при этом одновременно создается начальное уплотнение металл-металл, чтобы обеспечить повышение давления на расположенной выше по стволу скважины стороне шара 242. Повышенное давление на расположенной выше по стволу скважины стороне шара 242 после зацепления с фиксацией цанги 200 со скользящей муфтой 106, в свою очередь, приводит к образованию эффекта «домино», при котором такое повышение давления вызывает (дополнительное) радиальное расширение цанги 200, которое, в свою очередь, становится причиной усиления уплотнения металл-металл, что обеспечивает дополнительное повышение давления, что, опять-таки, становится причиной увеличения радиального расширения и усиления уплотнения металл-металл. Направленное вверх по стволу скважины давление продолжает повышаться до тех пор, пока не приведет к срезанию срезных штифтов 108, удерживающих скользящую муфту 106 на месте, и перемещению скользящей муфты 106 вниз по стволу скважины в клапан 100 для открывания отверстий 110.In particular, it is important to note that by exploiting this radial expansion capability of the
На фиг. 18 показан пример цанги 200 согласно настоящему изобретению, размещенной с возможностью скользящего перемещения в скользящей муфте 106, причем указанная цанга 200 выполнена согласно вышеуказанному предпочтительному варианту осуществления. В частности, согласно такому предпочтительному варианту осуществления цанга 200 на участке шарового седла 214 характеризуется толщиной, материалом и начальным радиальным промежутком, аналогичными таковым у канала 151 корпуса 152 муфты, вследствие чего, когда шар 242 посажен в шаровое седло 214 и давление жидкости по меньшей мере 150 фунтов/квадратный дюйм воздействует на него, происходит увеличение радиально наружу его наружного диаметра величиной более 0,09% для обеспечения достаточного уплотнения металл-металл между наружным диаметром цанги 200 на участке шарового седла 214 и каналом 151 корпуса 152 муфты. В частности, наружный диаметр цанги 200 на участке шарового седла 214 может быть увеличен радиально наружу при воздействии давления жидкости на шар 242, посаженный в него, предпочтительно до величины по меньшей мере 0,09% радиального увеличения, предпочтительно до величины по меньшей мере 0,2% радиального увеличения, более предпочтительно до величины по меньшей мере 0,3% радиального увеличения, при воздействии направленного вверх по стволу скважины давления жидкости по меньшей мере 150 фунтов/квадратный дюйм, чтобы обеспечить лучший начальный промежуток между профилированной областью 212 на цанге 200 и несоответствующими профилями, но при зацеплении с желаемой профилированной областью 184 на выбранной скользящей муфте 106, обеспечить уплотнение между цангой 200 на участке шарового седла 214, чтобы произошел эффект «домино» и дополнительное радиальное расширение цанги 200 для усиления уплотнения металл-металл, вследствие чего расширения радиально наружу и уплотнения металл-металл достаточно, чтобы дополнительное давление воздействовало до величины, достаточной, чтобы срезать срезные штифты 108.FIG. 18 shows an example of a
Согласно вышеуказанным вариантам осуществления цанга 200 выполнена из металлической трубы посредством вырезания, пробивания или создания иным образом множества продольных пазов 220 в средней части 210 для образования лепестков 218. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления лепестки 218 могут быть соединены с расположенными выше по стволу скважины и ниже по стволу скважины частями 206 и 208 посредством других подходящих средств, таких как сварка, винты и/или подобные средства.In the foregoing embodiments, the
Пример «А»Example "A"
Как упомянуто выше, на фиг. 18 показан пример цанги 200 согласно настоящему изобретению, размещенной с возможностью скользящего перемещения в скользящей муфте 106. Цанга 200 характеризуется наличием радиально расширяемой части 206'' на участке шарового седла 214.As mentioned above, in FIG. 18 shows an example of a
В частности, в этом примере цанга 200 на участке шарового седла 214 выполнена из стали API NP 80, характеризующейся модулем упругости 29000000 и коэффициентом Пуассона 0,29. Скользящая муфта 106 также была выполнена из стали марки N80 API.In particular, in this example, the
В этом выбранном примере цанга 200 была выполнена с начальным радиальным промежутком на поверхности контакта между наружной радиальной периферией цанги 200 на участке шарового седла 214 и внутренним каналом 151 корпуса 152 муфты 0,002-0,007 дюйма, который был определен посредством использования допусков материала цанги 200, а именно разности между максимальным и минимальным допусками по размерам между НД цанги 200 и внутренним диаметром внутреннего канала 151 скользящей муфты 106 [(т.е. от (4,567-4,553)/2 до (4,562-4,558)/2)].In this selected example,
Номинальная толщина цанги 200 на участке шарового седла 214, а именно на расположенной выше по стволу скважины стороне шарового седла 214 составляла 0,149-0,1515 дюйма [т.е. от (4,553-4,255)/2 до (4,558-4,255)/2], и на расположенной ниже по стволу скважины стороне шарового седла 214 составляла от 0,2305 до 0,233 дюйма [т.е. от (4,553-4,092/2) до (4,558-4,092)/2].The nominal thickness of the
Угол наклона θ шарового седла 214 цанги 200 составлял 55°. Шар 242 характеризуется номинальным диаметром 4,250 дюйма.The angle of inclination θ of the
Когда давление жидкости 1500 фунтов/квадратный дюйм воздействовало выше по стволу скважины на шар 242 после посадки шара 242 в шаровое седло 214, вышеуказанного начального радиального промежутка 0,002-0,007 дюйма было достаточно, чтобы вначале частично предотвратить прохождение жидкости через указанную поверхность контакта. Если нагнетание жидкости под давлением продолжается, происходит повышение давления жидкости выше по стволу скважины от шара 242 из-за такой частичной начальной блокировки. Радиально расширяемая часть 206' цанги 200, в ответ на силу, приложенную к шару 242 давлением жидкости, создает, из-за угла наклона θ шарового седла 214, направленную радиально наружу силу, приложенную к трубчатой цанге 200 на участке шарового седла 214. Такая приложенная направленная радиально наружу сила приводит к расширению радиально наружу металлической части 206', что, в конечном итоге, приводит к устранению или существенному уменьшению вышеуказанного радиального промежутка 0,002-0,007 дюйма и созданию уплотнения металл-металл на поверхности контакта между цангой 200 и скользящей муфтой 106.When 1500 psi fluid pressure was applied uphole on
В частности, расширяемая радиально наружу металлическая часть 206' радиально расширяется по меньшей мере на 0,09% (в случае, если наружный диаметр расширяемой радиально наружу металлической части 206' составляет максимальные 4,558 дюйма, а ВД канала скользящей муфты составляет минимальные 4,558 дюйма, а именно (4,562-4,558/4,558), и номинально радиально расширяется на 0,02% (в случае, если наружный диаметр расширяемой радиально наружу металлической части 206' составляет номинальные 4,555 дюйма и ВД канала скользящей муфты составляет номинальные 4,565 дюйма, а именно (4,565-4,555/4,555), и радиально расширяется по меньшей мере на 0,03% (в случае, если наружный диаметр расширяемой радиально наружу металлической части 206' составляет минимальные 4,553 дюйма и ВД канала скользящей муфты составляет максимальные 4,567 дюйма, а именно (4,567-4,553/4,553), что во всех случаях приводит к уменьшению радиального промежутка с образованием уплотнения металл-металл между цангой 200 и скользящей муфтой 106.In particular, the radially outward expandable metal portion 206 'expands radially by at least 0.09% (in the case where the outer diameter of the radially outward expandable metal portion 206' is maximum 4.558 inches, and the ID of the sliding sleeve bore is minimum 4.558 inches, and namely (4.562-4.558 / 4.558), and nominally radially expands 0.02% (assuming the outer diameter of the radially outward expanding metal portion 206 'is nominal 4.555 inches and the sliding sleeve bore ID is nominal 4.565 inches, namely (4.565 -4.555 / 4.555), and expands radially by at least 0.03% (assuming the outer diameter of the radially outward expanding metal portion 206 'is a minimum 4.553 inches and the sliding sleeve bore ID is a maximum of 4.567 inches, namely (4.567- 4.553 / 4.553), which in all cases leads to a decrease in the radial gap with the formation of a metal-to-metal seal between the
Специалистам в данной области техники будет очевидно, что в приведенные выше параметры могут быть внесены изменения для достижения желаемого результата, заключающегося в получении радиально расширяемой цанги, которая преимущественно может уменьшать контакт с расположенными выше по стволу скважины скользящими муфтами при прохождении через них к желаемой скользящей муфте 106 и, таким образом, поддерживать допуски на размер цанги 200, в частности, на ее участках 212 профиля, и НД на участке шарового седла 214, а также проще проходить вниз по стволу скважины из-за уменьшенных диаметров, но при фиксирующем зацеплении с желаемой выбранной муфтой и при воздействии давления жидкости, она может «увеличиваться» для поддержания эффективного уплотнения и обеспечения повышения давления, достаточного, чтобы срезать срезные винты 108.It will be apparent to those skilled in the art that the above parameters may be modified to achieve the desired result of a radially expandable collet that advantageously can reduce contact with the up-bore sliding sleeves as they travel through them to the desired sliding sleeve. 106 and thus maintain size tolerances of the
В качестве иллюстрации в этом примере скользящая муфта 106 и цанга 200 выполнены из стали марки N80 API. Специалистам в данной области техники будет очевидно, что в различных альтернативных вариантах осуществления скользящая муфта 106 и цанга 200 могут быть выполнены из другого подходящего материала, такого как сталь марки Р110 API, характеризующегося аналогичным модулем упругости для достижения аналогичного радиального увеличения при воздействующем давлении 1500 фунтов/квадратный дюйм.By way of illustration, in this example, sliding
Однако в качестве альтернативы для уменьшения величины давления нагнетания, но при этом достижения аналогичной величины радиального увеличения (т.е. номинального радиального увеличения 0,02%), цанга 200 может состоять из материала, характеризующегося модулем упругости, который на порядок меньше модуля упругости стали API NP 80 (т.е. составляет 1/10 от модуля упругости стали API NP 80). Это приводит к тому, что необходимо воздействующее давление, которое аналогично должно составлять только 1/10 от воздействующего давления, а именно 150 фунтов/квадратный дюйм, чтобы по-прежнему достичь желаемого номинального радиального увеличения 0,02%.However, as an alternative to reduce the discharge pressure, but still achieve a similar radial increase (i.e., a nominal radial increase of 0.02%),
Аналогично, за счет уменьшения ли увеличения угла наклона θ шарового седла 214 цанги 200, как показано на фиг. 18, эффективная направленная радиально наружу сила, приложенная шаром 242 к периферии цанги 200 на участке шарового седла 214, может варьировать, увеличивая или уменьшая соответственно величину приложенной радиальной силы к цанге 200.Similarly, by decreasing or increasing the angle θ of the
Таким образом, например, при стабильном давлении жидкости 1500 фунтов/квадратный дюйм, уменьшение угла наклона 0 с 55° до 30° приведет к увеличению приложенной силы и уменьшению необходимого давления жидкости с 1500 фунтов/квадратный дюйм, или использование материала, характеризующегося пропорционально уменьшенным модулем упругости (т.е. использование менее жесткого материала с большей радиальной упругой деформацией на единицу приложенной силы), обеспечит достижение аналогичной величины увеличения радиального расширения (номинально 0,02%).Thus, for example, with a stable fluid pressure of 1500 psi, decreasing the 0 slope from 55 ° to 30 ° will increase the applied force and decrease the required fluid pressure from 1500 psi, or use a material with a proportionally reduced modulus. elasticity (i.e. using a less rigid material with greater radial elastic deformation per unit of applied force) will achieve a similar magnitude of increase in radial expansion (nominally 0.02%).
Дополнительные модификации и комбинации вышеуказанных переменных для достижения вышеупомянутых радиальных увеличений будут очевидны для специалиста в данной области техники.Additional modifications and combinations of the aforementioned variables to achieve the aforementioned radial magnifications will be apparent to a person skilled in the art.
Например, если угол наклона θ был увеличен с 55° до 80° с уменьшением эффективной направленной радиально наружу силы, приложенной по нормали к цанге 200, для достижения аналогичного радиального расширения цанги 200 (номинально 0,02%), это потребует одного или более из следующего:For example, if the tilt angle θ was increased from 55 ° to 80 ° with a decrease in the effective radially outward force applied normal to the
(i) изменения материала цанги 200 на материал, характеризующийся меньшим уменьшением модуля упругости (т.е. менее жесткий);(i) changing the material of the
(ii) увеличения давления жидкости 1500 фунтов/квадратный дюйм, воздействующего на шар 242, для достижения такой же тангенциальной силы, которая была ранее приложена с использованием угла наклона θ, равного 55°; или(ii) increasing the 1500 psi fluid pressure on the
(iii) уменьшения толщины цанги 200 на участке шарового седла 214 (при условии, что воздействующее давление и итоговая радиальная сила не превышают предел текучести цанги 200 на участке шарового седла 214).(iii) reducing the thickness of the
Дополнительное описаниеAdditional description
На фиг. 19 показана цанга 200 согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления. Согласно этим вариантам осуществления золотниковый клапан 100 является таким же, как показанный на фиг. 1.FIG. 19 shows a
Как показано на фиг. 19, цанга 200 согласно этим вариантам осуществления содержит закрытый расположенный выше по стволу скважины конец 284. Другие части цанги 200 такие же, как показано на фиг. 8.As shown in FIG. 19, the
Согласно этим вариантам осуществления золотниковому клапану 100 не нужен шар 242 для приведения в действие. Вместо этого, соответствующая цанга 200 опускается под давлением вниз по стволу скважины и фиксируется в золотниковом клапане 100 для приведения в действие золотникового клапана 100. Давление жидкости воздействует на закрытый расположенный выше по стволу скважины конец 284 цанги 200 и обеспечивает срезание срезного штифта 108, а также приводит к перемещению скользящей муфты 106 золотникового клапана 100 вниз по стволу скважины в открытое положение. Как описано выше, высокопрочное стопорное кольцо 192 обеспечивает повышенное сопротивление давлению и износостойкость.In these embodiments,
Согласно приведенным выше вариантам осуществления скользящая муфта 106 содержит высокопрочное стопорное кольцо 192 на своем расположенном ниже по стволу скважины конце профилированной области 182, образующее упорный заплечик 194 для фиксации соответствующей цанги 200. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления стопорное кольцо 192 выполнено из того же материала, что и скользящая муфта 106, но предпочтительно из материала более высокой прочности и/или упрочненного материала, и/или азотированного материала, такого как, без ограничения, карбид вольфрама. Согласно некоторым вариантам осуществления по меньшей мере упорному заплечику 194 стопорного кольца 192 придана твердость или он характеризуется твердостью, которая по существу или приблизительно равна твердости расположенной ниже по стволу скважины части профиля соответствующей цанги 200.In the above embodiments, the
Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления скользящая муфта 106 не содержит стопорного кольца 192. Скорее, расположенный выше по стволу скважины конец защитной муфты 154 образует упорный заплечик 194 для фиксации соответствующей цанги.In some alternative embodiments, the
Согласно еще одним некоторым альтернативным вариантам осуществления корпус 152 муфты и защитная муфта 154 выполнены как единое целое с образованием скользящей муфты 106, и содержат выступающий радиально внутрь кольцевой гребень, образующий упорный заплечик 194. Таким образом, скользящая муфта 106 согласно этим вариантам осуществления не содержит стопорного кольца 192.In some other alternative embodiments, the
Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления скользящая муфта 106 содержит только корпус 152 муфты и не содержит защитной муфты 154. Согласно этим вариантам осуществления стопорное кольцо 192 приварено, установлено, или иным образом встроено в корпус 152 муфты.In some alternative embodiments, the sliding
Согласно некоторым вариантам осуществления может быть получено множество профилей муфты и профилей цанги, и множество профилей муфты и цанги могут использоваться на одной и той же колонне труб в скважинной системе гидроразрыва пласта.In some embodiments, a plurality of sleeve and collet profiles may be produced, and multiple sleeve and collet profiles may be used on the same tubing in a downhole fracturing system.
Например, на фиг. 20A-20D показано четыре профиля муфты от 182-1 до 182-4 (совместно обозначенные позиционным обозначением 182) на внутренней поверхности скользящих муфт от 106-1 до 106-4 соответственно, и их соответствующие профили цанги от 212-1 до 212-4 (совместно обозначенные позиционным обозначением 212) на наружной поверхности цанг от 200-1 до 200-4 соответственно.For example, in FIG. 20A-20D show four sleeve profiles 182-1 to 182-4 (collectively referenced 182) on the inner surface of sliding sleeves 106-1 to 106-4, respectively, and their respective collet profiles 212-1 to 212-4. (collectively designated 212) on the outer surface of the collet 200-1 to 200-4, respectively.
Как показано, каждый профиль муфты от 106-1 до 106-4 содержит по меньшей мере две канавки 184А и 184В (также называемые «канавками муфты» в настоящем документе) и один гребень 232 (также называемый «гребнем муфты» в настоящем документе), расположенный в продольном направлении между двумя канавками 184А и 184 В.As shown, each clutch profile from 106-1 to 106-4 comprises at least two
Соответственно, каждый профиль цанги от 200-1 до 200-4 содержит по меньшей мере два гребня 222А и 222В (также называемых «гребнями цанги» в настоящем документе) и одну канавку 234 (также называемую «канавкой цанги» в настоящем документе) между двумя гребнями 222А и 222В. Более того, длина каждой канавки 184А, 184В, 234 больше или равна длине каждого гребня 222А, 222В, 232, чтобы обеспечить возможность размещения профиля цанги от 200-1 до 200-4 в соответствующем профиле муфты от 106-1 до 106-4.Accordingly, each collet profile from 200-1 to 200-4 includes at least two
За счет изменения длин канавок 184А и 184В и гребня 232 можно получить множество уникальных и индивидуальных профилей муфты (и соответствующих уникальных и индивидуальных комбинаций цанга-муфты). Согласно этим вариантам осуществления разница длин между двумя профилями муфты, например, разница длин профилей 182-2 и 182-3 муфты, равна результату целочисленного умножения заданного расчетного параметра Lb, где Lb>0. Более того, разница длин между соответствующими канавками или гребнями двух профилей муфты, например, разница длин канавок 184А профилей 182-1 и 182-2 муфты, или разница длин канавок 184В профилей 182-1 и 182-2 муфты, также равна результату целочисленного умножения заданного расчетного параметра Lb, где Lb>0.By varying the lengths of
Как показано на фиг. 21А, следующие параметры (все больше нуля) используются для профиля 182 муфты:As shown in FIG. 21A, the following parameters (all greater than zero) are used for the coupling profile 182:
Ls - продольная длина профиля 182 муфты;L s - longitudinal length of the
Sg1 - продольная длина канавки 184А профиля 182 муфты;S g1 is the longitudinal length of the
Sr - продольная длина гребня 232 профиля 182 муфты; иS r - the longitudinal length of the
Sg2 - продольная длина канавки 184 В профиля 182 муфты.S g2 - the longitudinal length of the
Параметры Ls, Sg1, Sr и Sg2 измеряются в радиально самых внутренних точках профиля 182 муфты.The parameters L s , S g1 , S r and S g2 are measured at the radially innermost points of the
Следующие параметры (все больше нуля) используются для профиля 182 цанги:The following parameters (all greater than zero) are used for collet profile 182:
Lc - продольная длина профиля 212 цанги;L c - longitudinal length of the
Cr1 - продольная длина гребня 222А профиля 212 цанги;C r1 is the longitudinal length of the
Cg - продольная длина канавки 234 профиля 212 цанги; иC g - longitudinal length of the
Cr2 - продольная длина гребня 222 В профиля 212 цанги.C r2 is the longitudinal length of the
Параметры Lc, Cr1, Cg и Cr2 также измеряются в радиально самых внутренних точках профиля 212 цанги.The parameters L c , C r1 , C g and C r2 are also measured at the radially innermost points of the
Как описано выше, в паре соответствующих профиля цанги и профиля муфты длины канавок, включая длины Sg1, Sg2 и Cg канавок 184А и 184 В муфты и канавки 234 цанги, должны быть больше или равны длинам соответствующих гребней, включая длины Cr1, Cr2 и Sr гребней 222А и 222В цанги и гребня 232 муфты, т.е. Sg1≥Cr1, Sg2≥Cr2 и Cg≥Sr, чтобы обеспечить возможность размещения профиля 212 цанги в соответствующем профиле 182 муфты.As described above, in a pair of corresponding collet profile and box profile, the lengths of the grooves, including the lengths S g1 , S g2 and C g of the grooves 184A and 184B of the box and the
Согласно этим вариантам осуществления расположенные выше по стволу скважины поверхности канавок 184А и 184В муфты и стопорного кольца 192 наклонены таким образом, что они проходят радиально внутрь вверх по стволу скважины. Расположенные выше по стволу скважины поверхности гребней 222А и 222В цанги и расположенная ниже по стволу скважины поверхность гребня 222 В цанги наклонены таким образом, что они проходят радиально наружу вниз по стволу скважины. Эти наклоны отрицательно влияют на возможность размещения гребня 232 муфты и гребней 222А и 222В цанги в канавке 234 цанги и канавках 184А и 184В муфты.In these embodiments, the up-bore surfaces of the
Для простоты описания, согласно этим вариантам осуществления угловые фаски расположенных выше по стволу скважины поверхностей канавок 184А, 184В муфты, стопорного кольца 192, гребней 222А, 222В цанги и расположенной ниже по стволу скважины поверхности гребня 222В цанги являются по существу одинаковыми.For ease of description, in these embodiments, the uphole surfaces of the
Как показано на фиг. 21В и 21С, за счет наличия вышеописанных угловых фасок, после стыковки профиля 212 цанги с соответствующим профилем 182 муфты, цанга 200 может расширяться радиально наружу и дополнительно перемещаться вниз по стволу скважины на короткое расстояние ε1, которое представляет собой расчетный параметр, заданный вышеописанными угловыми фасками и величиной зацепления, для размещения в профиле 182 муфты до тех пор, пока расположенная ниже по стволу скважины поверхность гребня 222В цанги не войдет в зацепление с упорным заплечиком 194 стопорного кольца 192.As shown in FIG. 21B and 21C, due to the presence of the above-described angular chamfers, after the
Как показано на фиг. 21А, на профиле 182 муфты длина Sr гребня 232 определяется следующим образом:As shown in FIG. 21A, on the
где 1≥δ≥0 заданный расчетный параметр, La - заданный расчетный параметр, и La>0, n - целое число и n≥0, Lb - заданный расчетный параметр и Lb>0. Таким образом, когда n=0, гребень 232 характеризуется минимальной длиной Sr=δLa.where 1≥δ≥0 is a given design parameter, L a is a given design parameter, and L a > 0, n is an integer and n≥0, L b is a given design parameter and L b > 0. Thus, when n = 0, the
Длины Sg1 и Sg1 канавок 184А и 184В определяются следующим образом:The lengths S g1 and S g1 of the grooves 184A and 184B are defined as follows:
где m1 - целое число и m1≥1, и m2 - целое число и m2>1. Более того, where m 1 is an integer and m 1 ≥1, and m 2 is an integer and m 2 > 1. Moreover,
где K>2 - положительное целое число, вследствие чего для профилей муфты, характеризующихся одинаковым K, увеличение m1 приводит к уменьшению m2, что эффективно изменяет место расположения гребня 232 на профиле муфты.where K> 2 is a positive integer, as a result of which for coupling profiles with the same K, an increase in m 1 leads to a decrease in m 2 , which effectively changes the location of the
Длина Ls профиля 182 муфты определяется следующим образом:The length L s of the coupling profile 182 is determined as follows:
Поскольку La и Lb представляют собой заданные расчетные параметры, можно получить множество профилей 182 муфты с разными длинами Ls посредством выбора разных n и K.Since L a and L b are predetermined design parameters, it is possible to obtain a plurality of
На профиле 212 цанги длины Cr1, Cr2, Cg гребней 222А и 222В и канавки 234 цанги определяются следующим образом:On the
где t1, t2 и ε2 - заданные расчетные параметры, причем 1≥t1≥0, 1≥t2≥0 и ≥ε2≥0. Длина Lc профиля 212 цанги определяется следующим образом:where t 1 , t 2 and ε 2 are the given design parameters, and 1≥t 1 ≥0, 1≥t 2 ≥0 and ≥ε 2 ≥0. The length L c of the collet profile 212 is determined as follows:
Параметр ε2 определяет только то, входит в зацепление или нет расположенная ниже по стволу скважины поверхность гребня 222А цанги с расположенной ниже по стволу скважины поверхностью канавки 184А муфты. Согласно некоторым вариантам осуществления ε2=0, вследствие чего, когда цанга 200 входит в зацепление с муфтой 106 под давлением, воздействующим сверху по стволу скважины, расположенная ниже по стволу скважины поверхность гребня 222А цанги входит в зацепление с расположенной ниже по стволу скважины поверхностью канавки 184А муфты и расположенная ниже по стволу скважины поверхность гребня 222В цанги входит в зацепление с упорным заплечиком 194 с обеспечением повышенного сопротивления давлению. Согласно некоторым другим вариантам осуществления ε2>0, что совместно с другими условиями (описанными ниже) позволяет гибким лепесткам 218 дополнительно расширяться радиально наружу и изгибаться под давлением жидкости для улучшенного зацепления между цангой 200 и скользящей муфтой 106.The parameter ε 2 only determines whether or not the downhole surface of the
Как показано на фиг. 21А, согласно вариантам осуществления, в которых ε2=0, когда t1=1, канавка 184А муфты и гребень 222А цанги характеризуются максимальной разницей длин Lb; когда t1=0, канавка 184А муфты и гребень 222А цанги характеризуются одинаковой длиной. Аналогично, когда t2=1, канавка 184 В муфты и гребень 222В цанги характеризуются максимальной разницей длин Lb; когда t2=0, канавка 184В муфты и гребень 222 В цанги характеризуются одинаковой длиной.As shown in FIG. 21A, according to embodiments in which ε 2 = 0 when t 1 = 1, the
Согласно некоторым вариантам осуществления расчетные параметры задаются как La=Lb, t1=t2=t и 1≥t≥0. Затем, параметры профиля 182 муфты принимают следующий вид:In some embodiments, the design parameters are set as L a = L b , t 1 = t 2 = t, and 1>t> 0. Then, the parameters of the
Параметры профиля 212 цанги принимают следующий вид:The parameters of the
Учитывая ε2, параметр t определяет разницу длин между канавками и соответствующими им гребнями. Если t=0, профиль 182 муфты и профиль 212 цанги характеризуются одинаковой длиной. Если t=1, профиль 182 муфты и профиль 212 цанги характеризуются максимальной разницей длин Lb. Согласно вариантам осуществления, в которых t2=0, если t=0, канавки и соответствующие им гребни характеризуются одинаковой длиной. Если t=1, канавки и соответствующие им гребни характеризуются максимальной разницей длин Lb.Taking into account ε 2 , the parameter t determines the difference in lengths between the grooves and the corresponding ridges. If t = 0, the
Может быть получен ряд профилей муфты и профилей цанги. Для простоты описания профили муфты и профили цанги сгруппированы в наборы профилей, и наборы профилей сгруппированы в категории профиля. В настоящем документе профиль муфты представлен в следующем виде: «S({буква обозначения категории}{номер набора}-{номер профиля})», где «{буква обозначения категории}» может представлять собой А, В, С и т.д., и представлять категорию профиля, к которой принадлежит профиль муфты, «{номер набора}» может представлять собой 1, 2, 3 и т.д., и представлять набор профилей, к которому принадлежит профиль муфты, и «{номер профиля}» может представлять собой 1, 2, 3 и т.д., и представлять собой порядок профиля муфты в наборе профилей. Например, профиль муфты «S(A1-1)» представляет первый профиль муфты в наборе А1.A number of coupling profiles and collet profiles can be produced. For ease of description, coupling profiles and collet profiles are grouped into profile sets, and profile sets are grouped under profile categories. In this document, the profile of the clutch is represented as follows: "S ({letter of category designation} {set number} - {profile number})", where "{letter of category designation}" can represent A, B, C, etc. ., and represent the profile category to which the sleeve profile belongs, "{set number}" may be 1, 2, 3, etc., and represent the profile set to which the sleeve profile belongs, and "{profile number} "Can be 1, 2, 3, etc., and represent the order of a sleeve profile in a set of profiles. For example, the sleeve profile "S (A1-1)" represents the first sleeve profile in set A1.
Аналогично, профиль муфты представлен в виде «С({буква обозначения категории} {номер набора}-{номер профиля})». Например, профиль цанги «C(B2-3)» представляет третий профиль цанги в наборе В2.Similarly, the profile of the clutch is presented in the form "C ({letter of the category designation} {set number} - {profile number})". For example, "C (B2-3)" collet profile represents the third collet profile in set B2.
Как можно увидеть, множество профилей 182 муфты и профилей 212 цанги создаются посредством изменения значений n, K и m1. Таким образом, для простоты описания профиль муфты также может быть обозначен как S[n, K, m1], а профиль цанги также может быть обозначен как C[n, K, m1].As can be seen, a plurality of
Согласно этим вариантам осуществления для заданного Lb, сумма (n+K) определяет длину профиля муфты Ls и длину профиля цанги Lc. В частности, профили муфты в каждой категории профиля (например, «А») характеризуются одинаковой длиной Ls=(n+K+1)Lb, и профили цанги в одинаковой категории профиля характеризуются одинаковой длиной Lc=(n+K+1-t)Lb.According to these embodiments, for a given L b , the sum (n + K) determines the length of the sleeve profile L s and the length of the collet profile L c . In particular, the coupling profiles in each profile category (for example, "A") are characterized by the same length L s = (n + K + 1) L b , and the collet profiles in the same profile category are characterized by the same length L c = (n + K + 1-t) L b .
Параметр n определяет длину гребня 232 муфты и длину 234 канавки цанги. Таким образом, профили муфты в каждом наборе профилей (например, «А1») характеризуются одинаковой длиной гребня 232 в виде Sr=(n+6)Lb, и профили цанги в одинаковом наборе профилей характеризуются одинаковой длиной канавки 234 в виде Cg=(n+t+5)Lb+ε2.The parameter n defines the length of the
Каждый набор профилей содержит (K-2) профилей муфты и (K-2) соответствующих профилей цанги с одинаковым n и одинаковым K, в которых все (K-2) профилей муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=(n+K+1)Lb и одинаковым Sr=(n+δ)Lb, и все (K-2) профилей цанги характеризуются одинаковой длиной Lc=(n+K+1-t)Lb и одинаковым Cg=(n+t+δ)Lb+ε2.Each set of profiles contains (K-2) coupling profiles and (K-2) corresponding collet profiles with the same n and the same K, in which all (K-2) coupling profiles are characterized by the same length L s = (n + K + 1) L b and the same S r = (n + δ) L b , and all (K-2) collet profiles are characterized by the same length L c = (n + K + 1-t) L b and the same C g = (n + t + δ) L b + ε 2 .
Специалистам в данной области техники будет очевидно, что, если t равно или близко 0, то профиль цанги полностью или почти полностью совпадает с профилем муфты, и, таким образом, может существовать риск, что профиль цанги не сможет войти в соответствующий профиль муфты, например, из-за большого производственного допуска профиля цанги и/или профиля муфты, и/или что цанга 200 будет входить в скользящую муфту 106 на высокой скорости, вследствие чего не будет достаточно времени на возврат смещенного профиля цанги в состояние без смещения перед выходом цанги 200 из скользящей муфты 106.It will be apparent to those skilled in the art that if t is equal to or close to 0, then the collet profile completely or almost completely matches the collar profile, and thus there may be a risk that the collet profile cannot fit into the corresponding collar profile, for example , due to the large manufacturing tolerance of the collet profile and / or sleeve profile, and / or that the
С другой стороны, если t равно или близко 1, канавки и соответствующие им гребни характеризуются максимальной разницей длин Lb, и возможен риск, что профиль цанги может по ошибке войти в несоответствующий профиль муфты (описано ниже).On the other hand, if t is equal to or close to 1, the grooves and their corresponding ridges have a maximum length difference L b , and there is a risk that the collet profile may mistakenly enter the inappropriate sleeve profile (described below).
Согласно некоторым вариантам осуществления t может быть выбрано в достаточной мере больше нуля и в достаточной мере меньше одного, чтобы гарантировать, что:In some embodiments, t may be sufficiently greater than zero and sufficiently less than one to ensure that:
(i) профиль цанги, соответствующий профилю муфты в наборе, точно не подходил любому другому профилю муфты в том же наборе; и(i) the collet profile matching the collar profile in the set did not exactly fit any other collar profile in the same set; and
(ii) разница длин между канавкой и соответствующей ей гребнем (например, разница длин между канавкой 184А муфты и гребнем 222А цанги, разница длин между канавкой 234 цанги и гребнем 232 муфты, или разница длин между канавкой 184В муфты и гребнем 222В цанги) была достаточной для простого входа гребня в канавку.(ii) the difference in lengths between the groove and its corresponding ridge (e.g., the difference in length between the
Например, согласно одному варианту осуществления t может быть выбрано как 0.9≥t≥0.1. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления t может быть выбрано как 0.8≥t≥0.2. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления t может быть выбрано как 0.7≥t≥0.3. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления t может быть выбрано как 0.6≥t≥0.4. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления t может быть выбрано приблизительно равным 0,5.For example, in one embodiment, t may be 0.9≥t≥0.1. In some alternative embodiments, t may be 0.8 t 0.2. In some alternative embodiments, t may be 0.7≥t≥0.3. In some alternative embodiments, t may be 0.6 t 0.4. In some alternative embodiments, t may be selected to be about 0.5.
На фиг. 22 показан набор А1 из четырех профилей муфты и четырех соответствующих профилей цанги, когда n=0 и K=6, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=7Lb.FIG. 22 shows a set A1 of four sleeve profiles and four corresponding collet profiles, when n = 0 and K = 6, and the sleeve profiles are characterized by the same length L s = 7L b .
На фиг. 23 показан набор В1 из шести профилей муфты и шести соответствующих профилей цанги, когда n=0 и K=8, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=9Lb.FIG. 23 shows a set B1 of six sleeve profiles and six corresponding collet profiles, when n = 0 and K = 8, the sleeve profiles having the same length L s = 9L b .
На фиг. 24 показан набор С1 из восьми профилей муфты и восьми соответствующих профилей цанги, когда n=0 и K=10, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=11Lb.FIG. 24 shows a set C1 of eight sleeve profiles and eight corresponding collet profiles, when n = 0 and K = 10, and the sleeve profiles are characterized by the same length L s = 11L b .
На фиг. 25 показан набор D1 из десяти профилей муфты и десяти соответствующих профилей цанги, когда n=0 и K=12, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 25 shows a set D1 of ten sleeve profiles and ten corresponding collet profiles, when n = 0 and K = 12, and the sleeve profiles are characterized by the same length L s = 13L b .
На фиг. 26 показан набор А2 из трех профилей муфты и трех соответствующих профилей цанги, когда n=1 и K=5, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=7Lb.FIG. 26 shows a set A2 of three sleeve profiles and three corresponding collet profiles, when n = 1 and K = 5, and the sleeve profiles are characterized by the same length L s = 7L b .
На фиг. 27 показан набор В2 из пяти профилей муфты и пяти соответствующих профилей цанги, когда n=1 и K=7, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=9Lb.FIG. 27 shows a set B2 of five sleeve profiles and five corresponding collet profiles, when n = 1 and K = 7, and the sleeve profiles are characterized by the same length L s = 9L b .
На фиг. 28 показан набор С2 из семи профилей муфты и семи соответствующих профилей цанги, когда n=1 и K=9, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=11Lb.FIG. 28 shows a set C2 of seven sleeve profiles and seven corresponding collet profiles, when n = 1 and K = 9, the sleeve profiles having the same length L s = 11L b .
На фиг. 29 показан набор D2 из девяти профилей муфты и девяти соответствующих профилей цанги, когда n=1 и K=11, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 29 shows a set D2 of nine sleeve profiles and nine corresponding collet profiles when n = 1 and K = 11, the sleeve profiles having the same length L s = 13L b .
На фиг. 30 показан набор A3 из двух профилей муфты и двух соответствующих профилей цанги, когда n=2 и K=4, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=7Lb.FIG. 30 shows a set A3 of two sleeve profiles and two corresponding collet profiles, when n = 2 and K = 4, the sleeve profiles having the same length L s = 7L b .
На фиг. 31 показан набор В3 из четырех профилей муфты и четырех соответствующих профилей цанги, когда n=2 и K=6, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=9Lb.FIG. 31 shows a set B3 of four sleeve profiles and four corresponding collet profiles when n = 2 and K = 6, the sleeve profiles having the same length L s = 9L b .
На фиг. 32 показан набор С3 из шести профилей муфты и шести соответствующих профилей цанги, когда n=2 и K=8, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=11Lb.FIG. 32 shows a set C3 of six sleeve profiles and six corresponding collet profiles, when n = 2 and K = 8, the sleeve profiles having the same length L s = 11L b .
На фиг. 33 показан набор D3 из восьми профилей муфты и восьми соответствующих профилей цанги, когда n=2 и K=10, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 33 shows a set D3 of eight sleeve profiles and eight corresponding collet profiles, when n = 2 and K = 10, the sleeve profiles having the same length L s = 13L b .
На фиг. 34 показан набор А4 из одного профиля муфты и одного соответствующего профиля цанги, когда n=3 и K=3, причем профиль муфты характеризуется длиной Ls=7Lb.FIG. 34 shows a set A4 of one sleeve profile and one corresponding collet profile, when n = 3 and K = 3, and the sleeve profile is characterized by a length L s = 7L b .
На фиг. 35 показан набор В4 из трех профилей муфты и трех соответствующих профилей цанги, когда n=3 и K=5, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=9Lb.FIG. 35 shows a set B4 of three sleeve profiles and three corresponding collet profiles, when n = 3 and K = 5, the sleeve profiles having the same length L s = 9L b .
На фиг. 36 показан набор С4 из пяти профилей муфты и пяти соответствующих профилей цанги, когда n=3 и K=7, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=HLb.FIG. 36 shows a set C4 of five sleeve profiles and five corresponding collet profiles, when n = 3 and K = 7, the sleeve profiles having the same length L s = HL b .
На фиг. 37 показан набор D4 из семи профилей муфты и семи соответствующих профилей цанги, когда n=3 и K=9, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 37 shows a set D4 of seven sleeve profiles and seven corresponding collet profiles, when n = 3 and K = 9, the sleeve profiles having the same length L s = 13L b .
На фиг. 38 показан набор В5 из двух профилей муфты и двух соответствующих профилей цанги, когда n=4 и K=4, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=9Lb.FIG. 38 shows a set B5 of two sleeve profiles and two corresponding collet profiles, when n = 4 and K = 4, and the sleeve profiles are characterized by the same length L s = 9L b .
На фиг. 39 показан набор С5 из четырех профилей муфты и четырех соответствующих профилей цанги, когда n=4 и K=6, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=11Lb.FIG. 39 shows a set C5 of four sleeve profiles and four corresponding collet profiles, when n = 4 and K = 6, the sleeve profiles having the same length L s = 11L b .
На фиг. 40 показан набор D5 из шести профилей муфты и шести соответствующих профилей цанги, когда n=4 и K=8, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 40 shows a set D5 of six sleeve profiles and six corresponding collet profiles, when n = 4 and K = 8, the sleeve profiles having the same length L s = 13L b .
На фиг. 41 показан набор В6 из одного профиля муфты и одного соответствующего профиля цанги, когда n=5 и K=3, причем профиль муфты характеризуется длиной Ls=9Lb.FIG. 41 shows a set B6 of one sleeve profile and one corresponding collet profile, when n = 5 and K = 3, the sleeve profile having a length L s = 9L b .
На фиг. 42 показан набор С6 из трех профилей муфты и трех соответствующих профилей цанги, когда n=5 и K=5, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=HLb.FIG. 42 shows a set C6 of three sleeve profiles and three corresponding collet profiles, when n = 5 and K = 5, the sleeve profiles having the same length L s = HL b .
На фиг. 43 показан набор D6 из пяти профилей муфты и пяти соответствующих профилей цанги, когда n=5 и K=7, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 43 shows a set D6 of five sleeve profiles and five corresponding collet profiles, when n = 5 and K = 7, the sleeve profiles having the same length L s = 13L b .
На фиг. 44 показан набор С7 из двух профилей муфты и двух соответствующих профилей цанги, когда n=6 и K=4, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=11Lb.FIG. 44 shows a set C7 of two sleeve profiles and two corresponding collet profiles, when n = 6 and K = 4, the sleeve profiles having the same length L s = 11L b .
На фиг. 45 показан набор D7 из четырех профилей муфты и четырех соответствующих профилей цанги, когда n=6 и K=6, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 45 shows a set D7 of four sleeve profiles and four corresponding collet profiles when n = 6 and K = 6, the sleeve profiles having the same length L s = 13L b .
На фиг. 46 показан набор С8 из одного профиля муфты и одного соответствующего профиля цанги, когда n=7 и K=3, причем профиль муфты характеризуется длиной Ls=11Lb.FIG. 46 shows a set of C8 from one sleeve profile and one corresponding collet profile, when n = 7 and K = 3, the sleeve profile having a length L s = 11L b .
На фиг. 47 показан набор D8 из трех профилей муфты и трех соответствующих профилей цанги, когда n=7 и K=5, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 47 shows a set D8 of three sleeve profiles and three corresponding collet profiles, when n = 7 and K = 5, and the sleeve profiles are characterized by the same length L s = 13L b .
На фиг. 48 показан набор D9 из двух профилей муфты и двух соответствующих профилей цанги, когда n=8 и K=4, причем профили муфты характеризуются одинаковой длиной Ls=13Lb.FIG. 48 shows a set D9 of two sleeve profiles and two corresponding collet profiles, when n = 8 and K = 4, the sleeve profiles having the same length L s = 13L b .
На фиг. 49 показан набор D8 из одного профиля муфты и одного соответствующего профиля цанги, когда n=9 и K=3, причем профиль муфты характеризуется длиной Ls=13Lb.FIG. 49 shows a set D8 of one sleeve profile and one corresponding collet profile, when n = 9 and K = 3, and the sleeve profile is characterized by a length L s = 13L b .
В таблице 1 ниже кратко представлены наборы профилей, показанных на фиг. 22-49. Как можно увидеть, за счет ограничения длин профиля муфты до 7Lb, 9Lb, 11Lb и 13Lb, можно получить всего 122 профиля муфты и 122 соответствующих профиля цанги и использовать их для гидроразрыва пласта в скважине.Table 1 below summarizes the sets of profiles shown in FIG. 22-49. As you can see, by limiting the collar profile lengths to 7L b , 9L b , 11L b and 13L b , a total of 122 collar profiles and 122 corresponding collet profiles can be obtained and used for hydraulic fracturing in the well.
Согласно вариантам осуществления, в которых на колонне труб используется два или более золотниковых клапанов 100, характеризующихся вышеуказанными профилями муфты, порядок размещения профилей муфты должен быть следующим:In embodiments in which two or
(a) золотниковые клапаны должны характеризоваться разными профилями муфты; другими словами, для любых двух золотниковых клапанов по меньшей мере одно из n, K и m1 отличается;(a) spool valves must have different coupling profiles; in other words, for any two slide valves at least one of n, K and m 1 is different;
(b) золотниковые клапаны меньшей длины Ls должны быть расположены выше по стволу скважины, чем золотниковые клапаны большей длины Ls; другими словами, золотниковые клапаны с меньшим (n+K) расположены выше по стволу скважины, чем золотниковые клапаны с большим (n+K);(b) shorter spool valves L s should be located higher up the wellbore than longer spool valves L s ; in other words, spool valves with smaller (n + K) are located higher up the wellbore than spool valves with larger (n + K);
(c) что касается золотниковых клапанов одинаковой длины Ls, то те, у которых больше Sr, должны быть расположены выше по стволу скважины, чем те, у которых меньше Sr; другими словами, что касается золотниковых клапанов с одинаковым (n+K), те, у которых n больше, расположены выше по стволу скважины, чем те, у которых n меньше; и(c) for spool valves of equal length L s , those with more S r should be located higher up the wellbore than those with less S r ; in other words, for spool valves with the same (n + K), those with more n are located higher up the wellbore than those with less n; and
(d) золотниковые клапаны, характеризующиеся одинаковым набором профилей, т.е. те, которые характеризуются одинаковым n и одинаковым K, но разными m1 могут быть расположены в любом порядке.(d) spool valves having the same set of profiles, i. e. those that are characterized by the same n and the same K, but different m 1 can be located in any order.
Другими словами, золотниковые клапаны с «низшей» буквой обозначения категории (например, «А»), т.е. золотниковые клапаны с меньшей длиной профиля муфты Ls должны быть расположены выше по стволу скважины, чем золотниковые клапаны с «высшей» буквой обозначения категории (например, «D»), т.е. те, у которых меньшая длина профиля муфты Ls. Что касается золотниковых клапанов с одинаковой буквой обозначения категории, т.е. характеризующихся одинаковой длиной профиля муфты Ls, то те, у которых меньше номер набора (например, «А1»), должны быть расположены ниже по стволу скважины, чем, у которых больше номер набора (например, «A3»). На фиг. 50 показан пример колонны труб (такой как обсадная колонна или колонна насосно-компрессорных труб), характеризующейся наличием множества золотниковых клапанов 100 с вышеописанной компоновкой.In other words, spool valves with the "lowest" letter of the category designation (for example, "A"), i.e. spool valves with a shorter sleeve profile L s should be located higher up the wellbore than spool valves with a "higher" category designation letter (eg "D"), i.e. those with a shorter sleeve profile L s . As for spool valves with the same category designation letter, i.e. characterized by the same length of the sleeve profile L s , then those with a lower set number (for example, "A1") should be located lower along the wellbore than those with a higher set number (for example, "A3"). FIG. 50 shows an example of a tubing string (such as casing or tubing) having a plurality of
Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления, если t равно или близко 1, и канавки и соответствующие им гребни характеризуются максимальной разницей длин Lb, два «смежных» профиля муфты и цанги являются совместимыми.In some alternative embodiments, if t is equal to or close to 1 and the grooves and their corresponding ridges have a maximum length difference L b , the two “adjacent” profiles of the sleeve and collet are compatible.
То есть профиль цанги может быть размещен не только в соответствующем профиле муфты, но также в профиле муфты с той же буквой обозначения категории, тем же номером набора и «смежным» номером профиля (т.е. больше или меньше на 1). Например, профиль цанги С(А1-2), т.е. С[0, 6, 2], может входить в предыдущий и следующий профили муфты S(A1-1) и S(Al-2), т.е. S[0, 6, 1] и S[0, 6, 3], но не может входить в другие профили муфты в наборе профилей А1, например S(Al-4).That is, the collet profile can be placed not only in the corresponding sleeve profile, but also in the sleeve profile with the same category designation letter, the same set number and “adjacent” profile number (ie, 1 more or less). For example, collet profile C (A1-2), i.e. C [0, 6, 2], can be included in the previous and next profiles of the coupling S (A1-1) and S (Al-2), i.e. S [0, 6, 1] and S [0, 6, 3], but cannot be included in other coupling profiles in the set of A1 profiles, for example S (Al-4).
Другими словами, профиль цанги может входить в предыдущий и следующий профили муфты в одном и том же наборе профилей, но не может входить в другие профили муфты в том же наборе профилей. То есть профиль цанги C[n, K, i] может входить в профили муфты S[n, K, i+1] и S[n, K, i-1], но не может входить в другие профили муфты, т.е. профили муфты S[n, K, j], где j≠i, j≠i+1 и j≠i-1.In other words, the collet profile can be included in the previous and next coupling profiles in the same set of profiles, but cannot be included in other coupling profiles in the same set of profiles. That is, the collet profile C [n, K, i] can be included in the coupling profiles S [n, K, i + 1] and S [n, K, i-1], but cannot be included in other coupling profiles, i.e. e. coupling profiles S [n, K, j], where j ≠ i, j ≠ i + 1 and j ≠ i-1.
Таким образом, согласно вариантам осуществления, в которых t=1, и два или более золотниковых клапанов 100, характеризующихся такими профилями муфты, как показанные на фиг. 22 49, используются на колонне труб, порядок размещения профилей муфты должен быть следующим:Thus, in embodiments in which t = 1, and two or
(a) золотниковые клапаны должны характеризоваться разными профилями муфты; другими словами, для любых двух золотниковых клапанов по меньшей мере одно из n, K и m1 отличается;(a) spool valves must have different coupling profiles; in other words, for any two slide valves at least one of n, K and m 1 is different;
(b) в каждом наборе профилей не следует использовать два профиля муфты S[n, K, j1] и S[n, K, j2] на одной и той же колонне труб, если |j-j2|≤1; другими словами, для любых двух золотниковых клапанов с одинаковым n и одинаковым K, разница между их m1 должна быть больше 1;(b) each set of profiles should not use two coupling profiles S [n, K, j 1 ] and S [n, K, j 2 ] on the same pipe string if | jj 2 | ≤1; in other words, for any two spool valves with the same n and the same K, the difference between their m 1 must be greater than 1;
(c) золотниковые клапаны меньшей длины Ls должны быть расположены выше по стволу скважины, чем золотниковые клапаны большей длины Ls; другими словами, золотниковые клапаны с меньшим (n+K) расположены выше по стволу скважины, чем золотниковые клапаны с большим (n+K);(c) shorter spool valves L s should be located higher up the wellbore than longer spool valves L s ; in other words, spool valves with smaller (n + K) are located higher up the wellbore than spool valves with larger (n + K);
(d) что касается золотниковых клапанов одинаковой длины Ls, то те, у которых больше Sr, должны быть расположены выше по стволу скважины, чем те, у которых меньше Sr; другими словами, что касается золотниковых клапанов с одинаковым (n+K), те, у которых n больше, расположены выше по стволу скважины, чем те, у которых η меньше; и(d) for spool valves of equal length L s , those with more S r should be located higher up the wellbore than those with less S r ; in other words, for spool valves with the same (n + K), those with more n are located higher up the wellbore than those with less η; and
(e) золотниковые клапаны, характеризующиеся одинаковым набором профилей, т.е. те, которые характеризуются одинаковым n и одинаковым K, но разными m1, могут быть расположены в любом порядке.(e) spool valves having the same set of profiles, i. e. those characterized by the same n and the same K, but different m 1 , can be arranged in any order.
Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления вышеописанные профили муфты и профили цанги могут быть соединены последовательно или каскадом с другими подходящими профилями для получения удлиненных профилей. Например, на фиг. 51 показан набор удлиненных профилей муфты и цанги, полученный посредством последовательного размещения одного и того же профиля 286 между профилем в наборе профилей А1 и стопорным кольцом 192. Как показано на фиг. 52, согласно некоторым вариантам осуществления один и тот же профиль 286 может быть расположен последовательно выше по стволу скважины относительно профилей в наборе А1 для получения удлиненных профилей.In some alternative embodiments, the above-described sleeve profiles and collet profiles can be connected in series or cascade with other suitable profiles to obtain elongated profiles. For example, in FIG. 51 shows a set of elongated sleeve and collet profiles obtained by sequentially placing the
Согласно некоторым вариантам осуществления профили в одном и том же наборе могут быть расположены последовательно с другими профилями для получения удлиненных профилей. Например, на фиг. 53 показаны профили набора А1, последовательно расположенные с первыми четырьмя профилями в наборе В2 для получения удлиненных профилей.In some embodiments, profiles in the same set can be arranged in series with other profiles to form elongated profiles. For example, in FIG. 53 shows the profiles of set A1 in series with the first four profiles in set B2 to obtain elongated profiles.
Согласно приведенным выше вариантам осуществления профиль муфты находится на внутренней поверхности корпуса 152 муфты, вследствие чего упорный заплечик 194 стопорного кольца 192 расположен ниже по стволу скважины относительно него. Согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления, например показанным на фиг. 54-56, профиль муфты содержит часть профиля на внутренней поверхности корпуса 152 муфты, как описано выше, и часть профиля на внутренней поверхности защитной муфты 154, вследствие чего упорный заплечик 194 стопорного кольца 192 находится в профиле муфты.In the above embodiments, the collar profile is on the inner surface of the
Соответственно, цанга 200 может характеризоваться профилем цанги, выступающим как на корпусе 152 муфты, так и на защитной муфте 154 для соответствия профилю муфты. Для обеспечения гладкого прохождения передней или расположенной ниже по стволу скважины части цанги 200 через стопорное кольцо 192, каждый выступ 292 на цанге 200, который соответствует профилю на защитной муфте 154, характеризуется тупым углом на своей расположенной ниже по стволу скважины стороне.Accordingly,
Профиль на защитной муфте 154 может характеризоваться любой подходящей формой и может быть объединен с корпусом 152 муфты любого подходящего профиля, например любого из показанных на фиг. 22-49. Например, на фиг. 54-57 изображена защитная муфта 154, характеризующаяся наличием канавки 294 длины 2Lb и объединенная с наборами профилей A1, B1, С1 и D1, которые показаны на фиг. 22-25 соответственно. Соответственно, профиль цанги 200 содержит выступ или гребень 292 длины Lb для соответствия канавке 294.The profile on the
Согласно некоторым вариантам осуществления канавка 294 может характеризоваться другой подходящей длиной. Например, на фиг. 58-61 изображена защитная муфта 154, характеризующаяся наличием канавки 294 длины 3Lb и объединенная с наборами профилей A1, B1, С1 и D1, которые показаны на фиг. 22-25 соответственно. Соответственно, профиль цанги 200 содержит выступ или гребень 292 длины 2Lb для соответствия канавке 294.In some embodiments, groove 294 may have other suitable lengths. For example, in FIG. 58-61 show a
Согласно некоторым вариантам осуществления профиль на защитной муфте 154 может содержать одну или более канавок и/или один или более гребней.In some embodiments, the profile on the
Согласно некоторым вариантам осуществления профиль на защитной муфте 154 может представлять собой профиль, выбранный из показанных на фиг. 22-49. Например, набор удлиненных профилей может быть получен за счет последовательного размещения профилей в наборе профилей А1 с первыми четырьмя профилями в наборе профилей В2, причем первые четыре профиля в наборе профилей В2 расположены ниже по стволу скважины относительно стопорного кольца 192 или на защитной муфте 154.In some embodiments, the profile on the
Как показано на фиг. 62, согласно некоторым альтернативным вариантам осуществления профиль муфты (такой как профиль муфты в наборе профилей А1) может быть расположен ниже по стволу скважины относительно стопорного кольца 192. Таким образом, упорный заплечик 194 расположен выше по стволу скважины относительно профиля муфты. Согласно этим вариантам осуществления каждый выступ на цанге 200 характеризуется тупым углом на своей расположенной ниже по стволу скважины стороне для обеспечения гладкого прохождения цанги 200 через стопорное кольцо 192.As shown in FIG. 62, in some alternative embodiments, the collar profile (such as the collar profile in set of profiles A1) may be located downhole with respect to retaining
Как описано и выше и показано на фиг. 15А и 15В, скользящая муфта 126 золотникового клапана 100 может быть приведена в движение давлением посредством шара 242 и цанги 200 в открытое положение для открывания отверстий для текучей среды для гидроразрыва пласта, причем лепестки 218 цанги 200 могут быть приведены в движение давлением для расширения радиально наружу, когда воздействует направленное вверх по стволу скважины давление жидкости и происходит сжатие цанги, когда профиль 212 цанги входит в зацепление с заплечиком 194 стопорного кольца 192, что приводит к расширению радиально наружу лепестков 218 для дополнительного зацепления скользящей муфты 106 в целях усиления зацепления и повышения сопротивления давлению. На фиг. 63A-63F более подробно показан расширяемый радиально наружу профиль 212 цанги.As described above and shown in FIG. 15A and 15B,
Как показано на фиг. 63А, для простоты описания считается, что канавки 184А и 184 В муфты характеризуются одинаковым ВД, а гребни 222А и 222 В цанги характеризуются одинаковым НД.As shown in FIG. 63A, for ease of description,
Глубина Hsg1 расположенной выше по стволу скважины канавки 184А муфты измеряется радиально между ее самой наружной поверхностью (т.е. ее «низом») и ее самым внутренним расположенным выше по стволу скважины краем (т.е. ее расположенным выше по стволу скважины «верхним» краем). Высота Hsr гребня 232 муфты измеряется радиально между ее самой внутренней поверхностью (т.е. ее «верхом») и ее самым наружным краем (т.е. ее «нижним» краем). Глубина Hsg2 расположенной ниже по стволу скважины канавки 184В муфты измеряется радиально между ее самой наружной поверхностью и ее самым внутренним расположенным ниже по стволу скважины краем, который также является самым внутренним краем упорного заплечика 194.The depth H sg1 of the up-
Аналогично, высота Hcr1 расположенных выше по стволу скважины гребней 222А цанги измеряется радиально между их самой наружной поверхностью (т.е. их «верхом») и их самым внутренним расположенным выше по стволу скважины краем (т.е. их расположенным выше по стволу скважины «нижним» краем). Глубина Hcg канавки 234 цанги измеряется радиально между ее самой внутренней поверхностью (т.е. ее «низом») и ее самым наружным краем (т.е. ее «верхним» краем). Высота Hcr2 расположенных ниже по стволу скважины гребней 222 В цанги измеряется радиально между их самой наружной поверхностью (т.е. их «верхом») и их самым внутренним расположенным ниже по стволу скважины краем (т.е. их расположенным ниже по стволу скважины «нижним» краем).Similarly, the height H cr1 located
Согласно некоторым вариантам осуществления, показанным на фиг. 63А-3С, Hcg1=Hsg2=Hsr=Hs и Hcr1=Hcr2=Hcr. Как показано на фиг. 63В, чтобы профиль 212 цанги мог расширяться радиально наружу, когда профиль 212 цанги входит в зацепление с профилем 182 муфты, необходимо, чтобы поддерживался зазор между каждой из канавок 184А и 184В муфты и канавкой 234 цанги и каждым из соответствующих гребней 222А и 222 В цанги и гребнем 232 муфты. Другими словами, Hs-Hcr>0, Hcg-Hcr>0 и ε2>0. Таким образом, согласно этим вариантам осуществления Hs>Hcr, Hcg>Hcr и ε2>0.In some embodiments shown in FIG. 63A-3C, H cg1 = H sg2 = H sr = H s and H cr1 = H cr2 = H cr . As shown in FIG. 63B, so that the
Согласно некоторым вариантам осуществления, в которых Hsg1=Hsg2=Hsr=Hs и Hcr1=Hcr2=Hcr, и канавка 234 цанги расположена вокруг продольного центра профиля 212 цанги, канавка 234 цанги является самой расширенной частью, когда лепестки 218 расширяются или сгибаются радиально наружу (см. фиг. 63С). Согласно этим вариантам осуществления необходимо, чтобы Hs>Hcr, Hcg>Hcr и ε2>0. Предпочтительно, чтобы зазор между канавкой 232 цанги и гребнем 232 муфты превышал или был равен зазору между канавкой 184А/184 В муфты и соответствующим гребнем 222А/222 В цанги. Другими словами Hs-Hcr>0, Hcg-Hcr>0, Hcg-Hcr≥Hs-Hcr и ε2>0. Таким образом, согласно этим вариантам осуществления Hcg>Hs>Hcr и ε2>0. Согласно некоторым вариантам осуществления предпочтительно, чтобы Hcg=Hs>Hcr и ε2>0, вследствие чего, когда профиль 212 цанги расширяется радиально наружу в профиле 182 муфты, гребень 234 цанги может полностью входить в зацепление с гребнем 232 муфты и зазор между ними исключен.According to some embodiments in which H sg1 = H sg2 = H sr = H s and H cr1 = H cr2 = H cr and the
Как показано на фиг. 63В и 63С, после того как цанга 200 входит в зацепление со скользящей муфтой 106, дополнительное давление из положения выше по стволу скважины может переместить цангу 200 ниже по стволу скважины, что заставляет лепестки 218 расширяться или сгибаться радиально наружу, и дополнительно и в большей степени входить в сопрягаемое зацепление со скользящей муфтой 106.As shown in FIG. 63B and 63C, after
Согласно некоторым вариантам осуществления, показанным на фиг. 63D-63F, глубина расположенной выше по стволу скважины канавки 184А муфты такая же, как высота гребня 232 муфты. Однако расположенная ниже по стволу скважины канавка 184 В муфты характеризуется глубиной, которая больше глубины расположенной выше по стволу скважины канавки 184А муфты. То есть Hsg1=Hsr=Hs и Hsg2>Hs. Высоты гребней 222А и 222В цанги и глубина канавки 234 цанги одинаковы. То есть Hcr1=Hcr2=Hcr.In some embodiments shown in FIG. 63D-63F, the depth of the
Как показано на фиг. 63Е, согласно этим вариантам осуществления Нсд+Hsg2-Hcr-Hs>0, Hsg2-Hcr>0 и ε2>0, чтобы профиль 212 цанги мог расширяться радиально наружу, когда профиль 212 цанги входит в зацепление с профилем 182 муфты.As shown in FIG. 63E, according to these embodiments, H cd + H sg2 -H cr- H s > 0, H sg2 -H cr > 0, and ε 2 > 0 so that the
Согласно некоторым вариантам осуществления, в которых Hsgl=Hsr=Hs, Hsg2>Hs, Hcr1=Hcr2=Hcr, и канавка 234 цанги расположена вокруг продольного центра профиля 212 цанги, канавка 234 цанги является самой расширенной частью, когда лепестки 218 расширяются радиально наружу (см. фиг. 63Е).According to some embodiments in which H sgl = H sr = H s , H sg2 > H s , H cr1 = H cr2 = H cr , and the
Согласно этим вариантам осуществления Hcg+Hsg2-Hcr-Hs>0, Hsg2-Hcr>0 и ε2>0. Предпочтительно, чтобы зазор между канавкой 232 цанги и гребнем 232 муфты превышал или был равен зазору между канавкой 184А/184В муфты и соответствующим гребнем 222А/222В цанги. Другими словами Hcg+Hsg2-Hcr-Hs≥Hsg2-Hcr. Таким образом, согласно этим вариантам осуществления Hsg2>Hcr, Hcg≥Hs и ε2>0. Согласно некоторым вариантам осуществления предпочтительно, чтобы Hsg2>Hcr, Hcg=Hs и ε2>0, вследствие чего, когда профиль 212 цанги расширяется радиально наружу в профиле 182 муфты, гребень 234 цанги может полностью входить в зацепление с гребнем 232 муфты и зазор между ними исключен.In these embodiments, H cg + H sg2 —H cr —H s > 0, H sg2 —H cr > 0, and ε 2 > 0. Preferably, the clearance between the
Хотя выше были описаны варианты осуществления со ссылкой на прилагаемые фигуры, специалистам в данной области техники будет очевидно, что в них могут быть внесены варианты и модификации без отхода от объема настоящего изобретения.Although the embodiments have been described above with reference to the accompanying figures, it will be apparent to those skilled in the art that variations and modifications may be made therein without departing from the scope of the present invention.
Для полного определения настоящего изобретения и его объема следует обратиться к краткому описанию изобретения и приложенной формуле изобретения, изложенными и рассматриваемыми вместе с подробным описанием и чертежами, приведенными в настоящем документе, для их целенаправленной интерпретации.For a complete definition of the present invention and its scope, reference should be made to the Summary of the Invention and the appended claims, set forth and considered in conjunction with the detailed description and drawings provided herein, for their purposeful interpretation.
Claims (60)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/CA2017/051390 WO2019100137A1 (en) | 2017-11-21 | 2017-11-21 | Locking ring system for use in fracking operations |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2757889C1 true RU2757889C1 (en) | 2021-10-22 |
Family
ID=66631252
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020111725A RU2757889C1 (en) | 2017-11-21 | 2017-11-21 | System with a fixating ring for use in hydraulic formation fracturing operations |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN111433433A (en) |
AU (1) | AU2017440344A1 (en) |
CO (1) | CO2020002257A2 (en) |
EC (1) | ECSP20032778A (en) |
MX (1) | MX2020004176A (en) |
RU (1) | RU2757889C1 (en) |
SA (1) | SA520411810B1 (en) |
WO (1) | WO2019100137A1 (en) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112505273B (en) * | 2020-11-20 | 2022-11-29 | 青海蓝博检测科技有限公司 | Quality detection equipment for domestic drinking water installed in household pipeline |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070221384A1 (en) * | 2006-03-24 | 2007-09-27 | Murray Douglas J | Frac system without intervention |
RU2453680C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-20 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Well circulation control device |
US20130081827A1 (en) * | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Ethan Etzel | Multizone treatment system |
US20140102709A1 (en) * | 2012-07-24 | 2014-04-17 | Serhiy Arabskyy | Tool and Method for Fracturing a Wellbore |
CA2904470A1 (en) * | 2015-04-27 | 2015-11-18 | David Nordheimer | System for successively uncovering ports along a wellbore to permit injection of a fluid along said wellbore |
WO2016178004A1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-11-10 | Churchill Drilling Tools Limited | Downhole sealing |
CA2966123A1 (en) * | 2017-05-05 | 2017-07-28 | Sc Asset Corporation | System and related methods for fracking and completing a well which flowably installs sand screens for sand control |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2797821C (en) * | 2010-04-28 | 2016-07-05 | Sure Tech Tool Services Inc. | Apparatus and method for fracturing a well |
US9341047B2 (en) * | 2012-03-12 | 2016-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Actuation lockout system |
GB2502301A (en) * | 2012-05-22 | 2013-11-27 | Churchill Drilling Tools Ltd | Downhole tool activation apparatus |
CA2846751A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-15 | Peak Completion Technologies, Inc. | Downhole tool with ball trap |
US9512695B2 (en) * | 2013-06-28 | 2016-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-stage well system and technique |
CA2940852A1 (en) * | 2014-04-01 | 2015-10-08 | Completions Research Ag | Dart-initiated multistage high pressure fracturing system |
US9587464B2 (en) * | 2014-10-02 | 2017-03-07 | Sc Asset Corporation | Multi-stage liner with cluster valves and method of use |
CA2986346C (en) * | 2017-11-21 | 2019-01-08 | Sc Asset Corporation | Profile-selective sleeves for subsurface multi-stage valve actuation |
-
2017
- 2017-11-21 AU AU2017440344A patent/AU2017440344A1/en not_active Abandoned
- 2017-11-21 MX MX2020004176A patent/MX2020004176A/en unknown
- 2017-11-21 WO PCT/CA2017/051390 patent/WO2019100137A1/en active Application Filing
- 2017-11-21 RU RU2020111725A patent/RU2757889C1/en active
- 2017-11-21 CN CN201780094960.0A patent/CN111433433A/en active Pending
-
2020
- 2020-02-28 CO CONC2020/0002257A patent/CO2020002257A2/en unknown
- 2020-04-22 SA SA520411810A patent/SA520411810B1/en unknown
- 2020-06-23 EC ECSENADI202032778A patent/ECSP20032778A/en unknown
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070221384A1 (en) * | 2006-03-24 | 2007-09-27 | Murray Douglas J | Frac system without intervention |
RU2453680C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-20 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Well circulation control device |
US20130081827A1 (en) * | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Ethan Etzel | Multizone treatment system |
US20140102709A1 (en) * | 2012-07-24 | 2014-04-17 | Serhiy Arabskyy | Tool and Method for Fracturing a Wellbore |
CA2904470A1 (en) * | 2015-04-27 | 2015-11-18 | David Nordheimer | System for successively uncovering ports along a wellbore to permit injection of a fluid along said wellbore |
WO2016178004A1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-11-10 | Churchill Drilling Tools Limited | Downhole sealing |
CA2966123A1 (en) * | 2017-05-05 | 2017-07-28 | Sc Asset Corporation | System and related methods for fracking and completing a well which flowably installs sand screens for sand control |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2017440344A1 (en) | 2020-02-27 |
CO2020002257A2 (en) | 2020-04-01 |
MX2020004176A (en) | 2020-08-03 |
CN111433433A (en) | 2020-07-17 |
ECSP20032778A (en) | 2020-09-30 |
SA520411810B1 (en) | 2023-02-16 |
WO2019100137A1 (en) | 2019-05-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20190353006A1 (en) | Tools and methods for use in completion of a wellbore | |
CN110268133B (en) | System and related method for flowably installing fractured wells and completions for sand controlled sand screens | |
US10954747B2 (en) | Collet with ball-actuated expandable seal and/or pressure augmented radially expandable splines | |
EP3674515A1 (en) | Wellbore isolation method with running tool for recess mounted adaptive seat support for an object for sequential treatment of zone sections with and without milling | |
US10794135B2 (en) | Differential pressure actuation tool and method of use | |
US11255158B2 (en) | Locking ring system for use in fracking operations | |
CA3016153A1 (en) | Frac plug | |
US11248445B2 (en) | Profile-selective sleeves for subsurface multi-stage valve actuation | |
RU2749138C1 (en) | Clamp sleeve with ball expandable seal and / or radially expandable petals | |
CA2986352C (en) | Locking ring system for use in fracking operations | |
RU2757889C1 (en) | System with a fixating ring for use in hydraulic formation fracturing operations | |
US11613740B2 (en) | Plug for oil field service work and method of production | |
US11808106B2 (en) | Multi-stage hydraulic fracturing tool and system | |
GB2573143A (en) | Improvements in or relating to coupling of tubulars downhole | |
CN111615581B (en) | Profile selective sleeve for subsurface multistage valve actuation | |
CA2986346C (en) | Profile-selective sleeves for subsurface multi-stage valve actuation | |
CA2986338C (en) | Collet with ball-actuated expandable seal and/or pressure augmented radially expandable splines | |
CA3236402A1 (en) | Anchor mechanism | |
GB2615730A (en) | Anchor mechanism |