UA111830C2 - Інструменти та способи для використання при закінчуванні свердловини - Google Patents

Інструменти та способи для використання при закінчуванні свердловини Download PDF

Info

Publication number
UA111830C2
UA111830C2 UAA201306055A UAA201306055A UA111830C2 UA 111830 C2 UA111830 C2 UA 111830C2 UA A201306055 A UAA201306055 A UA A201306055A UA A201306055 A UAA201306055 A UA A201306055A UA 111830 C2 UA111830 C2 UA 111830C2
Authority
UA
Ukraine
Prior art keywords
wellbore
sleeve
holes
fluid
tubular
Prior art date
Application number
UAA201306055A
Other languages
English (en)
Inventor
Марті Стромквіст
Дональд Гєтзлаф
Роберт Ніппер
Тімоті Говард Віллємс
Original Assignee
Енсіес Ойлфілд Сервісез Канада Інк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=44303582&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=UA111830(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Енсіес Ойлфілд Сервісез Канада Інк. filed Critical Енсіес Ойлфілд Сервісез Канада Інк.
Publication of UA111830C2 publication Critical patent/UA111830C2/uk

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for anchoring the tools or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/129—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • E21B33/134—Bridging plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1085—Wear protectors; Blast joints; Hard facing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06—Sleeve valves
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Abstract

Запропонований оснащений отвором трубчастий елемент для використання в обсадній трубі стовбура свердловини, який забезпечує вибірковий доступ до прилягаючого пласта під час операцій закінчування свердловини. Також запропоновані система та спосіб для закінчування стовбура свердловини з використанням оснащеного отвором трубчастого елемента. Отвори всередині обсадної труби стовбура свердловини можуть бути відкриті, ізольовані або доступні іншим способом для доставки обробного текучого середовища до пласта через отвори з використанням інструментального вузла, розгорнутого на насосно-компресорній колоні або допоміжному кабелі.

Description

Область техніки
Даний винахід у цілому належить до закінчування нафтових, газових і вугільнопластових метанових свердловин. Більш конкретно, запропоновані способи та інструментальні вузли призначені для використання при доступі щонайменше до одного отвору, відкриванні або створенні щонайменше одного отвору для обробки текучим середовищем усередині трубчастого елемента стовбура свердловини для подання обробного текучого середовища через зазначений отвір до пласта. Через такі отвори, розташовані вздовж трубчастого елемента, до пласта можуть бути вибірково подані різні обробні текучі середовища, і за необхідності можуть бути створені нові перфораційні отвори шляхом однорейсової обробки свердловини.
Рівень техніки
Відомі різні інструменти та способи для використання при закінчуванні свердловини.
Наприклад, перфоруючі пристрої зазвичай розгортають у стовбурі свердловини на кабелі, канаті, тросі або ліфтовій колоні, і ущільнюючі пристрої, такі як пробки-паркери, пакери і здвоєні пакери, зазвичай використовуються для ізоляції частини стовбура свердловини для обробки текучим середовищем.
У вертикальних свердловинах трубчасті свердловинні елементи можуть містити оснащені отворами ковзаючі гільзи, через які обробні текучі середовища та інші матеріали можуть бути доставлені до пласта. Як правило, зазначені ковзаючі гільзи спускають до незцементованого стовбура свердловини на ліфтовій колоні або насосно-компресорній колоні й ізолюють із використанням зовнішніх пакерів обсадної колони, які охоплюють ковзаючу гільзу. Такі отвори можуть бути відкриті різними механічними способами, включаючи: використання переміщуючого інструмента, розгорнутого на кабелі або зчленованій трубі, для примусу ковзаючої гільзи до відкривання механічним способом; посадку кулі в сідло для переміщення відкритої ковзаючої гільзи; прикладання тиску текучого середовища до ізольованого сегмента стовбура свердловини для відкривання отвору; передачу акустичних або інших сигналів з поверхні і т.п.
Зазначені механізми для відкривання отвору або переміщення ковзаючої гільзи можуть не забезпечувати достатньої надійності, і можливості для відкривання отворів у свердловинах, що мають велику глибину, і/або в горизонтальних свердловинах є обмеженими.
Зо Розкриття винаходу
Згідно з одним аспектом даного винаходу запропонований спосіб доставки обробного текучого середовища до пласта, що перетинається стовбуром свердловини, який містить етапи, на яких: обсаджують стовбур свердловини насосно-компресорною колоною, хвостовик якої містить щонайменше один оснащений отвором трубчастий сегмент, причому кожний оснащений отвором трубчастий сегмент має щонайменше один бічний отвір для передачі текучого середовища через хвостовик до пласта, суміжного зі стовбуром свердловини, розгортають інструментальний вузол у стовбурі свердловини на ліфтовій колоні, причому зазначений інструментальний вузол містить перфоруючий пристрій, який використовує абразивне текуче середовище, і ущільнювальний елемент, розміщують зазначений інструментальний вузол на глибині, яка в цілому відповідає одному з оснащених отвором трубчастих сегментів, установлюють ущільнювальний елемент навпроти хвостовика нижче від оснащеного отвором трубчастого сегмента і подають обробне текуче середовище до зазначеного оснащеного отворами трубчастого сегмента.
Згідно з одним варіантом реалізації бічними отворами є перфораційні отвори, утворені в хвостовику. Згідно з іншим варіантом реалізації бічними отворами є отвори, виконані машинним способом у хвостовику до обсадження стовбура свердловини.
Згідно з одним варіантом реалізації ущільнюючим елементом є роз'єднувальний ізолюючий пристрій, який містить перший і другий ущільнювальні елементи, причому інструментальний вузол додатково містить обробний отвір між першим і другим ущільнювальними елементами, виконаний як одне ціле з ліфтовою колоною для доставки обробного текучого середовища від ліфтової колони через отвори до пласта. Наприклад, першим і другим ущільнювальними елементами є надувні ущільнювальні елементи, стискувані ущільнювальні елементи, манжетні сальники або інші ущільнювальні елементи.
Згідно з іншим варіантом реалізації ущільнювальним елементом є пакер, що механічно встановлюється, надувний пакер або паркер-пробка.
Згідно з іншим варіантом реалізації оснащений отвором трубчастий сегмент містить бо закриваючий елемент, розташований поверх щонайменше одного з бічних отворів, причому зазначений спосіб додатково містить етап, на якому видаляють закриваючий елемент щонайменше від одного з бічних отворів. Закриваючий елемент містить гільзу, розташовану з можливістю ковзання всередині трубчастого сегмента, причому зазначений спосіб додатково містить етап, на якому переміщують ковзанням гільзу для відкривання щонайменше одного з бічних отворів.
У додаткових варіантах реалізації на етапі переміщення ковзанням гільзи прикладають гідравлічний тиск і/або механічну силу до гільзи.
Згідно з одним варіантом реалізації ліфтовою колоною є гнучка насосно-компресорна труба малого діаметра.
Згідно з варіантами реалізації будь-якого з вищезгаданих аспектів і варіантів реалізації запропонований спосіб додатково містить етап, на якому виконують гідроструминне перфорування щонайменше одного нового перфораційного отвору в хвостовику. На етапі гідроструминного перфорування щонайменше одного нового перфораційного отвору в хвостовику доставляють абразивне текуче середовище через ліфтову колону до струминних сопел усередині інструментального вузла.
Спосіб згідно з даним винаходом додатково містить етап, на якому закривають зрівнювальний клапан у інструментальному вузлі для формування нерухомої опори для відстеження тиску у вибої під час обробки.
Згідно з другим аспектом даного винаходу запропонований спосіб переміщення ковзаючої гільзи в стовбурі свердловини, який містить етапи, на яких: беруть стовбур свердловини, обсаджений насосно-компресорною колоною, яка містить ковзаючу гільзу, виконану з можливістю ковзання всередині трубчастого елемента, який має внутрішній профіль, призначений для розміщення зазначеної ковзаючої гільзи, беруть інструментальний вузол, який містить: розміщуюче пристосування, яке взаємодіє з зазначеним розміщуваним внутрішнім профілем трубчастого елемента, і перевстановлюваний анкерний елемент, розгортають інструментальний вузол усередині стовбура свердловини на гнучкій насосно- компресорній трубі малого діаметра, забезпечують взаємодію внутрішнього профілю з розміщуючим пристосуванням,
Зо установлюють анкер усередині стовбура свердловини для взаємодії з ковзаючою гільзою, прикладають напрямлену вниз силу до гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра для переміщення ковзаючої гільзи відносно зазначеного трубчастого елемента.
Згідно з одним варіантом реалізації на етапі установки анкера прикладають за допомогою анкера напрямлену радіально назовні силу до гільзи з забезпеченням фрикційної взаємодії гільзи та анкера. Гільза може містити внутрішню поверхню, яка має постійний діаметр уздовж її довжини і на якій відсутній який-небудь взаємодіючий профіль. Внутрішній діаметр може відповідати внутрішньому діаметру насосно-компресорної колони.
Згідно з одним варіантом реалізації інструментальний вузол додатково містить ущільнювальний елемент, пов'язаний із анкером, причому зазначений спосіб додатково містить етап, на якому встановлюють ущільнювальний елемент упоперек гільзи для забезпечення гідравлічного ущільнення упоперек гільзи.
Згідно з одним варіантом реалізації на етапі прикладання напрямленої вниз сили прикладають гідравлічний тиск до міжтрубного простору стовбура свердловини.
Згідно з третім аспектом даного винаходу запропонований спосіб переміщення ковзаючої гільзи в стовбурі свердловини, який містить етапи, на яких: беруть стовбур свердловини, обсаджений насосно-компресорною колоною, яка містить гільзу, розташовану з можливістю ковзання всередині трубчастого елемента, причому зазначений трубчастий елемент має внутрішній профіль, призначений для розміщення зазначеної гільзи, беруть інструментальний вузол, який містить: розміщуюче пристосування, яке взаємодіє з зазначеним виконаним із можливістю розміщення внутрішнім профілем трубчастого елемента, і перевстановлюваний ущільнювальний елемент, розгортають інструментальний вузол усередині стовбура свердловини на гнучкій насосно- компресорній трубі малого діаметра, викликають взаємодію зазначеного внутрішнього профілю з зазначеним розміщуючим пристосуванням, установлюють ущільнювальний елемент упоперек ковзаючої гільзи, прикладають напрямлену вниз силу до гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра для переміщення гільзи відносно трубчастого елемента. бо Згідно з одним варіантом реалізації на етапі установки ущільнювального елемента прикладають за допомогою ущільнювального елемента напрямлену радіально назовні силу до гільзи з забезпеченням фрикційної взаємодії гільзи з ущільнювальним елементом.
Згідно з одним варіантом реалізації ковзаюча гільза містить внутрішню поверхню, яка має постійний діаметр уздовж її довжини і на якій відсутній який-небудь профіль. Внутрішній діаметр може відповідати внутрішньому діаметру насосно-компресорної колони.
Згідно з четвертим аспектом даного винаходу запропонований спосіб переміщення ковзаючої гільзи в стовбурі горизонтальної або похилої свердловини, який містить етапи, на яких: беруть стовбур похилої свердловини, який містить гільзу, розміщену в ньому з можливістю ковзання, беруть спускову колону для використання при взаємодії з гільзою, причому зазначена спускова колона містить: ущільнювальний елемент і засоби розміщення гільзи, функціонально пов'язані з ущільнювальним елементом, розгортають зазначену спускову колону всередині стовбура свердловини для розміщення ущільнювального елемента, найближчого до зазначеної гільзи, установлюють ущільнювальний елемент упоперек стовбура свердловини для зачеплення з гільзою, прикладають напрямлену вниз силу до ущільнювального елемента для переміщення гільзи.
Згідно з одним варіантом реалізації напрямленою вниз силою є гідравлічний тиск, прикладений до міжтрубного простору стовбура свердловини.
Згідно з п'ятим аспектом даного винаходу запропонований оснащений отвором трубчастий елемент для монтажу всередині стовбура свердловини для забезпечення вибіркового доступу до прилягаючого пласта, який містить: трубчастий корпус, що містить щонайменше один бічний отвір для текучого середовища, причому зазначений корпус виконаний із можливістю монтажу всередині стовбура свердловини; закриваючу гільзу для закривання отвору, розташовану навпроти трубчастого корпуса й виконану з можливістю переміщення відносно корпуса для відкривання й закривання отворів; і розміщуюче пристосування для використання при розміщенні переміщуючого інструмента всередині корпуса нижче від закриваючої гільзи.
Зо Згідно з одним варіантом реалізації розміщуюче пристосування містить профільовану поверхню, яка проходить уздовж внутрішньої поверхні корпуса або ковзної гільзи, для взаємодії з розміщуючим пристосуванням, розташованим на переміщуючому інструменті, виконаному з можливістю розгортання на ліфтовій колоні.
Згідно з іншим варіантом реалізації розміщуюче пристосування виконане з можливістю виявлення кабельним каротажним зондом.
Закриваюча гільза містить внутрішню поверхню, яка має постійний діаметр уздовж її довжини і на якій відсутній який-небудь взаємодіючий профіль. Закриваюча гільза має внутрішній діаметр, який відповідає внутрішньому діаметру трубчастих сегментів, суміжних із оснащеним отвором трубчастим сегментом.
Згідно з іншим варіантом реалізації оснащений отвором трубчастий елемент додатково містить гальмуючий механізм для вповільнення переміщення ковзаючої гільзи всередині корпуса. Корпус містить контактний профіль, виконаний із можливістю взаємодії з ковзаючою гільзою. Корпус містить заплечик, який обмежує осьове переміщення ковзаючої гільзи всередині корпуса.
Згідно з одним варіантом реалізації передній край ковзаючої гільзи є конічним для контакту з заплечиком.
Згідно з одним варіантом реалізації внутрішній діаметр корпуса зменшується в напрямку до заплечика для забезпечення щільної посадки між конічним переднім краєм ковзаючої гільзи й заплечиком корпуса.
Згідно з іншим аспектом даного винаходу запропонований оснащений отвором трубчастий елемент для монтажу всередині стовбура свердловини, який забезпечує вибірковий доступ до прилягаючого пласта, який містить: трубчастий корпус, який містить щонайменше один бічний отвір для текучого середовища, причому зазначений корпус виконаний із можливістю монтажу всередині стовбура свердловини; закриваючу гільзу для закривання отвору, розташовану навпроти трубчастого корпуса й виконану з можливістю переміщення відносно корпуса для відкривання й закривання отворів; засоби фіксації положення переміщення гільзи відносно корпуса.
Згідно з одним варіантом реалізації засоби фіксації містять виконані з можливістю взаємодії профілі, які проходять уздовж протилежних поверхонь гільзи й корпуса. бо Згідно з одним варіантом реалізації закриваюча гільза формує внутрішній діаметр оснащеного отвором трубчастого сегмента.
Згідно з іншим варіантом реалізації закриваюча гільза має внутрішній діаметр, який відповідає внутрішньому діаметру стовбура свердловини.
Згідно з одним варіантом реалізації засоби фіксації містять виконані з можливістю взаємодії профілі, які проходять уздовж протилежних поверхонь ковзної гільзи й корпуса.
Згідно з іншим варіантом реалізації корпус містить щонайменше один виступ, виконаний із можливістю взаємодії з поверхнею ковзаючої гільзи.
Згідно з одним варіантом реалізації ковзаюча гільза містить щонайменше один виступ, виконаний із можливістю взаємодії з виступами корпуса, для обмеження переміщення ковзаючої гільзи відносно корпуса.
Згідно з одним варіантом реалізації виступи ковзаючої гільзи містять ряд кільцевих зубців.
Згідно з одним варіантом реалізації виступи корпуса містять ряд кільцевих пазів.
Згідно з одним варіантом реалізації оснащений отвором трубчастий елемент додатково містить гальмуючий механізм для вповільнення осьового переміщення ковзаючої гільзи всередині корпуса.
Згідно з іншим варіантом реалізації корпус містить контактний профіль, виконаний із можливістю взаємодії з ковзаючою гільзою. Корпус містить заплечик, який обмежує осьове переміщення ковзаючої гільзи всередині корпуса. Передній край ковзаючої гільзи є конічним для контакту з заплечиком.
Згідно з іншим варіантом реалізації внутрішній діаметр корпуса зменшується в напрямку до заплечика для забезпечення щільної посадки між конічним переднім краєм ковзаючої гільзи й заплечиком корпуса.
Відповідно до додаткового аспекту даного винаходу запропонований спосіб доставки обробного текучого середовища до пласта, що перетинається стовбуром свердловини, який містить етапи, на яких: обсаджують стовбур свердловини насосно-компресорною колоною, хвостовик якої містить щонайменше один оснащений отвором трубчастий сегмент, причому кожний оснащений отвором трубчастий сегмент має щонайменше один бічний отвір для передачі текучого середовища через хвостовик до пласта, суміжного зі стовбуром свердловини, при цьому кожний
Зо оснащений отвором трубчастий сегмент додатково містить закриваючу гільзу, розташовану з можливістю ковзання всередині трубчастого сегмента, беруть інструментальний вузол, який містить перевстановлюваний ущільнювальний вузол і розміщуючий пристрій, спускають зазначений інструментальний вузол униз по стовбуру свердловини, розміщують інструментальний вузол усередині однієї з закриваючих гільз, установлюють ущільнювальний вузол упоперек закриваючої гільзи для гідравлічної ізоляції стовбура свердловини, що вище від ущільнювального вузла, від стовбура свердловини, що нижче від ущільнювального вузла, подають текуче середовище до стовбура свердловини навпроти ущільнювального вузла для перевищення порогового тиску, достатнього для переміщення ковзанням закриваючої гільзи всередині трубчастого сегмента, відстежують тиск у вибої під час подачі текучого середовища до стовбура свердловини, припиняють подачу текучого середовища до стовбура свердловини і звільняють ущільнювальний вузол від закриваючої гільзи.
Згідно з одним варіантом реалізації закриваючу гільзу переміщують із положення, в якому бічні отвори в оснащеному отворами трубчастому сегменті є закритими, до положення, в якому зазначені бічні отвори є відкритими.
Згідно з іншим варіантом реалізації на етапі установки ущільнювального вузла упоперек закриваючої гільзи до неї прикладають напрямлену радіально назовні силу з забезпеченням фрикційної взаємодії закриваючої гільзи з ущільнювальним вузлом.
Інструментальний вузол додатково містить пристрій для закачування, причому на етапі спускання інструментального вузла вниз по стовбуру свердловини прикладають тиск текучого середовища до зазначеного пристрою для закачування.
На етапі установки ущільнювального вузла прикладають напрямлену радіально назовні силу до гільзи за допомогою ущільнювального елемента з забезпеченням фрикційної взаємодії закриваючої гільзи з ущільнювальним елементом.
Згідно з іншим варіантом реалізації ущільнювальний вузол містить ущільнювальний елемент, ряд механічних шліпсів і датчик тиску або температури, функціонально пов'язаний із кабелем. 60 Відповідно до іншого аспекту згідно з даним винаходом запропонований спосіб переміщення ковзаючої гільзи в стовбурі свердловини, який містить етапи, на яких: беруть клапан, виконаний як одне ціле з трубчастим стовбуром свердловини, який містить оснащений отвором корпус і закриваючу гільзу для закривання отвору, розташовану з можливістю ковзання всередині оснащеного отвором корпуса, беруть інструментальний вузол, який містить: розміщуюче пристосування («І перевстановлюваний ущільнювальний елемент, розгортають інструментальний вузол у стовбурі свердловини на кабелі, розміщують перевстановлюваний ущільнювальний вузол усередині закриваючої гільзи, установлюють ущільнювальний елемент упоперек ковзаючої гільзи і прикладають до ущільнювального елемента напрямлену вниз силу для переміщення ковзанням гільзи відносно оснащеного отвором корпуса.
Згідно з одним варіантом реалізації етап установки ущільнювального елемента містить етап, на якому за допомогою ущільнювального елемента прикладають напрямлену радіально назовні силу до гільзи з забезпеченням фрикційної взаємодії зазначеної гільзи з ущільнювальним елементом. Гільза може містити внутрішню поверхню, яка має постійний діаметр уздовж її довжини і на якій відсутній який-небудь профіль. Крім того, гільза може мати внутрішній діаметр, який відповідає внутрішньому діаметру трубчастого елемента стовбура свердловини.
Згідно з іншим варіантом реалізації на етапі прикладання напрямленої вниз сили до ущільнювального елемента подають текуче середовище до стовбура свердловини для збільшення гідравлічного тиску над ущільнювальним елементом.
Згідно з іншим варіантом реалізації закриваючу гільзу спочатку утримують у закритому положенні відносно оснащеного отвором корпуса за допомогою гідравлічного тиску вище від ущільнювального елемента, який створений подачею текучого середовища і є достатнім для перевищення порогової сили, необхідної для подолання зазначеного утримання. Закриваючу гільзу утримують взаємодією між спряженим профілем на зовнішній поверхні гільзи та внутрішньою поверхнею корпуса клапана. Згідно з іншим варіантом реалізації закриваючу гільзу утримують установчим гвинтом.
Згідно з одним варіантом реалізації спосіб додатково містить етап, на якому застосовують
Зо обробне текуче середовище, що протікає через отвір клапана, до суміжного геологічного пласта.
Згідно з одним варіантом реалізації спосіб додатково містить етап, на якому відстежують гідравлічний тиск в ущільнювальному елементі під час обробки.
Згідно з одним варіантом реалізації на етапі під час обробки приймають виміряні значення на поверхні.
Відповідно до іншого аспекту даного винаходу запропонований інструментальний вузол, розгорнутий на кабелі, для використання при приведенні в рух ковзаючої гільзи всередині трубчастого елемента, який містить: - каротажний зонд; - перевстановлюваний ущільнювальний вузол, що містить датчик тиску; і - затвор, що закачується, який залежить від ущільнювального вузла.
Згідно з одним варіантом реалізації затвор, що закачується, виконаний із можливістю від'єднання від інструментального вузла. Згідно з іншим варіантом реалізації затвор, що закачується, є таким, що його можна прибрати.
Згідно з одним варіантом реалізації перевстановлюваний ущільнювальний вузол містить стискуваний ущільнювальний елемент.
Згідно з одним варіантом реалізації трубчастим елементом є обсадна труба стовбура свердловини або хвостовик.
Згідно з одним варіантом реалізації ущільнювальний вузол залишається прикріпленим до кабелю під час використання.
Інші аспекти й ознаки даного винаходу стануть очевидними для фахівців після ознайомлення з наступним описом конкретних варіантів реалізації даного винаходу разом із супровідними кресленнями.
Короткий опис креслень
Описані нижче варіанти реалізації даного винаходу є тільки прикладами, показаними на супровідних кресленнях, на яких:
На фіг. та показаний перспективний вид розгорнутого на насосно-компресорній колоні інструментального вузла згідно з одним варіантом реалізації для використання у відповідності зі способами, описаними в даній заявці; бо На фіг. 16 схематично показаний розріз зрівнювального клапана й корпуса, показаного на фіг. Та;
На фіг. 2а показаний перспективний вид розгорнутого на насосно-компресорній колоні інструментального вузла згідно з іншим варіантом реалізації для використання у відповідності зі способами, описаними в даній заявці;
На фіг. 25 схематично показаний розріз зрівнювального клапана 24, показаного на фіг. га;
На фіг. З схематично показаний розріз оснащеної отвором перехідної гільзи згідно з одним варіантом реалізації з ковзаючою гільзою, що гідравлічно активується, для використання у відповідності зі способами, описаними в даній заявці;
На фіг. 4а показаний частковий розріз оснащеної отвором перехідної гільзи, яка містить внутрішню ковзаючу гільзу, що механічно активується;
На фіг. 465 показаний частковий розріз оснащеної отвором перехідної гільзи, показаної на фіг. 4а, з ковзаючою гільзою, переміщеною у відкрите положення отвору;
На фіг. за показаний частковий розріз інструмента, показаного на фіг. та, розташованого всередині оснащеної отвором перехідної гільзи, показаної на фіг. 4а;
На фіг. 55 показаний частковий розріз інструмента, показаного на фіг. та, розташованого всередині оснащеної отвором перехідної гільзи, як показано на фіг. 4;
На фіг. ба показаний перспективний вид розгорнутого на кабелі інструментального вузла згідно з одним варіантом реалізації для використання у відповідності зі способами, описаними в даній заявці;
На фіг. 7а і 765 схематично показані розрізи фіксуючого й гальмуючого механізмів ковзаючої гільзи в роз'єднаному та з'єднаному положеннях відповідно.
Здійснення винаходу
Нижче описані інструменти та способи їх використання у вибірковому відкриванні отворів усередині трубчастого елемента. Оснащені отворами трубчасті елементи можуть бути використані в свердловині як гільзи, перехідні гільзи або втулки між секціями насосно- компресорної колони та закріплені на місці, наприклад, цементуванням. Оснащені отворами трубчасті елементи розташовані на деякій відстані один від одного з проміжками, які в цілому відповідають необхідним областям обробки. У межах кожної зазначеної області обробки щонайменше один обробний отвір проходить крізь стінку трубчастого елемента й таким чином
Зо формує канал для подачі до породи промивного розчину (тобто крізь обсадну трубу або трубчастий елемент). Відповідно, обробні текучі середовища, закачані до свердловини, можуть виходити крізь зазначені отвори до навколишньої породи.
Оснащені отворами трубчасті елементи можуть бути закриті ковзаючою гільзою для запобігання доступу текучого середовища до отворів. Такі гільзи можуть бути переміщені або відкриті різними засобами. Наприклад, інструментальний вузол може бути зчеплений або з'єднаний із трубчастим елементом для підтвердження положення інструментального вузла в свердловині, і потім у цілому циліндрична гільза може бути задіяна захопленням або силою тертя для відкривання отворів механічним або гідравлічним способом. Згідно з іншим варіантом реалізації до конкретної області може бути вибірково застосоване стиснене повітря для відкривання отвору або ковзаючого переміщення гільзи відповідним чином.
У варіантах реалізації, показаних на фіг. 1 і 2, розгорнуті в насосно-компресорній колоні інструментальні вузли, в цілому описані нижче, містять герметизуючий елемент для полегшення ізолювання внутрішньосвердловинної частини, яка містить щонайменше один оснащений отворами трубчастий елемент. У інструментальному вузлі також може бути присутнім перфоруючий пристрій. Якщо необхідно виконати додатковий перфораційний отвір, наприклад, у випадку, якщо конкретні отвори не відкриваються або якщо отвори засмічені чи з інших причин не приймають чи не пропускають текуче середовище, новий перфораційний отвір може бути виконаний без видалення інструментального вузла зі свердловини. Зазначені знову виконані перфоровані отвори можуть бути розташовані в межах оснащеного отворами трубчастого елемента або в іншому місці вздовж свердловини.
Запропоновані інструмент і спосіб його використання при перфоруванні й обробці різних ділянок стовбура свердловини. Зазначений інструмент містить гідроструминний перфоруючий пристрій та ізолюючий вузол із зрівнювальним клапаном для керування витратами текучого середовища, яке протікає крізь вузол і довкола нього. Обробку міжтрубного простору стовбура свердловини текучим середовищем здійснюють у напрямку вниз для обробки оснащеної отворами області.
Також запропоновані свердловинний здвоєний обробляючий вузол і спосіб його використання для спричинення виникнення тріщин на різних ділянках стовбура свердловини без видалення інструментальної колони зі стовбура свердловини між ділянками. Крім того, бо всередині зазначеного вузла може бути присутнім перфоруючий пристрій, який забезпечує за необхідності можливість створення й обробки додаткових перфораційних отворів у однорейсовій спадній свердловині.
У даному описі терміни "вище/нижче" і "верхній/нижній" використані для полегшення розуміння й у цілому призначені для позначення верхнього та нижнього напрямків відносно поверхні. Однак, зазначені терміни можуть бути неточними згідно з деякими варіантами реалізації в залежності від конфігурації стовбура свердловини. Наприклад, у горизонтальному стовбурі свердловини один пристрій може бути розташований не вище від іншого, але замість цього ближче або далі від точки входу до стовбура свердловини. Аналогічно, термін "поверхня" використовується для позначення точки входу до стовбура свердловини, тобто робочого рівня, на якому вузол вставлений до стовбура свердловини.
Гідроструминне перфорування, як зазначено в даній заявці, відноситься до способу доставки абразивного текучого середовища з високою швидкістю для руйнування стінки стовбура свердловини в конкретній ділянці для створення перфорації. Як правило, абразивне текуче середовище випускається в формі струменя з форсунок, розташованих навколо оправки, так що високошвидкісний потік буде випущений у формі струменя абразивного текучого середовища з форсунок до обсадної труби стовбура свердловини. Викидання піску в формі струменя відноситься до практики використання піску як абразивного засобу у відповідному текучому середовищі-носії. Наприклад, типові текучі середовища носія для використання зі складами на основі піску, що випускаються в формі струменя, можуть включати щонайменше одне з наступного: воду, основані на вуглеводні текучі середовища, пропан, вугільний ангідрид, насичену азотом воду і т.п. Оскільки строк служби піскоструминного вузла є обмеженим, використання оснащених отворами гільз як каналу доставки для засобу для попередньої обробки мінімізує потребу у використанні піскоструминного пристрою. Однак, за необхідності піскоструминний пристрій може бути використаний як вторинний засіб одержання доступу до пласта, що підлягає обробці, у випадку відмови конкретної оснащеної отворами гільзи.
Оснащені отворами трубчасті елементи, описані в даній заявці, є трубчастими компонентами або вузлами, які зазвичай використовуються в свердловинах, що мають щонайменше один отвір для текучого середовища в стінці для подачі текучого середовища з внутрішньої частини трубчастого елемента назовні. Наприклад, оснащені отворами трубчасті
Зо елементи включають нерухомі й ковзаючі гільзи, гільзи та вузли для використання в з'єднанні розташованих поряд секцій насосно-компресорної колони або перехідні гільзи та вузли для розміщення в стовбурі свердловини. Згідно з деякими варіантами реалізації отвори можуть бути закриті й вибірково відкриті. Додаткові стани отворів, такі як екранований отвір, можуть бути доступними за допомогою додаткового переміщення гільзи для чергування положення.
Оснащені отворами трубчасті елементи можуть бути зібрані з секціями не оснащеної отворами насосно-компресорної колони, такими як обсадна труба або обсадна насосно-компресорна колона, для використання при обсадженні або вирівнюванні стовбура свердловини, або розміщенні всередині стовбура свердловини з іншими цілями.
Оснащені отворами гільзи обсадних труб
Вибіркова подача обробного текучого середовища до окремих отворів або до груп отворів є можливою з використанням щонайменше одного зі способів, описаних у даній заявці. Таким чином, вибіркове послідовне застосування обробки текучим середовищем до пласта в різних ділянках уздовж стовбура свердловини полегшене згідно з одним варіантом реалізації шляхом використання ковзаючого елемента, такого як гільза, поршень, клапан або інше покриття, яке приховує обробний отвір усередині трубчастого елемента стовбура свердловини з ефективним ущільненням місця з'єднання отвору з каналом для текучого середовища. Наприклад, ковзаючий елемент може бути спочатку переміщений або утриманий поверх обробного отвору й може бути вибірково переміщений убік від нього для забезпечення можливості доставки обробного текучого середовища до пласта через відкритий отвір. У варіантах реалізації, показаних на кресленнях, оснащені отворами трубчасті елементи й гільзи показані в формі гільз або перехідних гільз для з'єднання суміжних секцій обсадної труби в стовбурі свердловини.
Однак, слід мати на увазі, що така відкриваюча отвір конфігурація може бути використана в інших випадках застосування, тобто з іншими трубчастими елементами, гільзами, хвостовиками і т.п., зафіксованими в свердловині, розгорнутими на ліфтовій колоні, зібраними з обсадною насосно-компресорною колоною або іншим способом розташованими в стовбурі свердловини, трубі або трубчастому елементі.
Інші механізми також можуть бути використані для тимчасового закривання отвору при відсутності необхідності в обробці. Наприклад, розривна мембрана, підпружинений клапан, розчинні матеріали і т.п. можуть бути розміщені всередині вузла для вибіркового видалення для 60 забезпечення можливості окремої обробки в кожному оснащеному отворами трубчастому елементі. Такі оболонки можуть бути використані в комбінації з ковзаючим елементом, наприклад, для підтримання отворів у закритому положенні навіть після видалення ковзаючого елемента з положення, в якому він закриває отвір. Зміною типу або комбінації закриваючих елементів на різних отворах уздовж стовбура свердловини може бути забезпечена можливість розширення вибіркової обробки різних ділянок.
У оснащеній отворами гільзі 30, показаній на фіг. З, кільцевий канал 35 проходить у поздовжньому напрямку всередині гільзи 30 і перетинає обробні отвори 31. Ковзаючу гільзу 32, розташовану в каналі 35, утримує поверх обробних отворів 31 зрізний штифт 33. Канал 35 відкритий до внутрішнього стовбура свердловини близько кожного кінця в отворах З34а, 34р гільзи. Ковзаюча гільза 32 по суті утримується в закритому положенні або переміщується в нього й закриває отвір 31, але може бути ковзаючим переміщенням приведена в рух усередині каналу 35 для відкривання обробного отвору 31. Наприклад, між отворами гільзи може бути розташоване ущільнення для забезпечення можливості подачі текучого середовища до отвору
З4а (без відповідного прикладання гідравлічного тиску через отвір 34Б). У результаті, гільза 32 переміщується в каналі 35 до протилежного отвору 3456 і відкриває обробний отвір 31. Потім через отвір 31 може бути проведена обробка пласта. Отвір може бути зафіксований або не зафіксований у відкритому положенні й може залишитися відкритим після обробки. Згідно з деякими варіантами реалізації отвір може бути закритий після обробки, наприклад, шляхом подачі текучого середовища до отвору 346 з гідравлічною ізоляцією від отвору З4а.
На фіг. 4а і 45 оснащена отворами перехідна гільза 40 із зовнішнім корпусом і внутрішньою ковзаючою гільзою 41 показана в положенні з закритим отвором і в положенні з відкритим отвором відповідно. Перехідна гільза може бути використана для з'єднання секцій обсадної труби або насосно-компресорної колони при з'єднанні згвинчуванням насосно-компресорної колони на поверхні землі до спускання до свердловини й оснащення захистом на місці за допомогою цементу або зовнішніх пакерів за необхідності. Отвори 42 сформовані за допомогою перехідної гільзи 40, але не всередині ковзаючої гільзи 14. Таким чином, отвори перебувають у закритому положенні, якщо гільза розташована як показано на фіг. 4а. Закрите положення гільзи може бути зафіксоване відносно отворів гільзи з використанням зрізних штифтів 43 або інших кріпильних елементів шляхом взаємного зачеплення чи взаємодії з профілем на
Зо внутрішній поверхні гільзи обсадної труби, або з використанням іншого підходящого засобу. За необхідності, до отвору також може бути застосована додаткова закриваюча структура (наприклад, розчинна пробка).
У той час як гільза 41 розташована з можливістю ковзання навпроти внутрішньої поверхні перехідної гільзи в закритому положенні отвору й утримується зрізним штифтом 43, щонайменше одне ущільнення 44 перешкоджає протіканню текучого середовища між зазначеними поверхнями. Якщо після переміщення гільзи є необхідність у фіксації гільзи у відкритому положенні отвору, навколо зовнішньої окружності гільзи 41 можуть бути закріплені блокуючий елемент, пружинне стопорне кільце 45, хомут або інший взаємодіючий пристрій.
Відповідне захватне профільоване кільце 47, паз, стопор або защіпка, яка взаємодіє з пружинним упорним кільцем 46, відповідно можуть бути розташовані всередині перехідної гільзи для взаємодії з пружинним упорним кільцем після переміщення гільзи для її утримання у відкритому положенні. Відповідно, навантаження і/або тиск, напрямлені вниз по стовбуру свердловини, можуть бути прикладені до ковзаючої гільзи для приведення її в дію в напрямку вниз по стовбуру свердловини для зрізання штифта 43 і переміщення ковзанням гільзи 41 для відкривання отвору 43 і його фіксації у відкритому положенні.
Гальмуючий механізм може бути вбудований у гільзу і/або корпус для вповільнення ковзаючої гільзи при досягненні межі її переміщення всередині корпуса. Наприклад, гальмуючий механізм може бути вбудований у блокуючий елемент, пружне стопорне кільце, хомут чи інший взаємодіючий пристрій або може бути виконаний незалежно. Ефективна гальмуюча система може бути підходящою для використання при зниженні високого ударного навантаження інструментальної колони під час переміщення ковзаючої гільзи.
Як показано на фіг. 7а і 75, гальмування може бути досягнуте з використанням щільної посадки між гільзою й корпусом із фіксуючим механізмом, розташованим між гільзою й корпусом. Як показано на кресленні, фіксуюча частина 60 корпуса містить послідовність пазів або канавок 61, орієнтованих у напрямку до внутрішніх кінців корпуса. Ковзаюча гільза містить відповідні односторонні ребра або кільцеві зубці 62, звужені в напрямку просування всередині гільзи, так що просування різьбової частини гільзи повз канавки в фіксуючій частині 60 корпуса створює ефект храповика й таким чином запобігає переміщенню гільзи в зворотному напрямку.
Крім того, зазначені кільцеві зубці можуть забезпечувати достатній механічний контакт для бо створення деякого вповільнення осьового переміщення ковзаючої гільзи відносно корпуса.
Зазначені кільцеві зубці можуть бути звужені в напрямку, протилежному до напрямку пазів або канавок, розташованих на ковзаючій гільзі.
Як показано на фіг. 70, при просуванні гільзи кільцеві зубці 62 взаємодіють із канавками 61 корпуса й таким чином запобігають переміщенню в зворотному напрямку. Додаткове гальмування і блокування відбуваються завдяки щільному контакту переднього конічного краю 63 ковзаючої гільзи з заплечиком 64 корпуса. Таким чином, при просуванні ковзаючої гільзи зі значним навантаженням передній конічний край 63 ковзаючої гільзи буде відхилений до мінімального ступеня, оскільки внутрішній діаметр корпуса звужується в напрямку до заплечика.
При додатковому просуванні конічного переднього краю гільзи в напрямку до заплечика (наприклад, при надмірному зусиллі, яке приводить у дію ковзаючу гільзу) відбувається збільшення механічної протидії яке додатково вповільнює осьове переміщення ковзаючої гільзи.
Додаткові або альтернативні механізми гальмування можуть включати зрізні штифти, установчі гвинти, кільцеві ущільнення, розривні мембрани, металеві пружини, гідравлічні регулюючі пристрої і т.п.
Внутрішня поверхня гільзи є гладкою і має постійний діаметр, і також є порівнянною за внутрішнім діаметром із приєднаними секціями насосно-компресорної колони, тобто має профіль, який не є вужчим від внутрішнього діаметра насосно-компресорної колони. Таким чином, гільза не утворює бар'єра або поверхні, які можуть перешкоджати проходженню спускової колони або інструмента вниз до насосно-компресорної колони.
Непрофільована гладка внутрішня поверхня ковзаючої гільзи перешкоджає взаємодії гільзи з інструментами або спусковими колонами, які можуть бути спущені вниз по стовбуру свердловини з різними цілями, і входить у зачеплення тільки з захватним пристроєм, який прикладає тиск, напрямлений радіально назовні при застосуванні безпосередньо до гільзи.
Таким чином, внутрішня поверхня гільзи є по суті ідентичною внутрішнім поверхням секцій суміжних труб. Єдине відхилення від зазначеного профілю є наявним усередині оснащеної отворами перехідної гільзи в нижній частині кожної непереміщеної ковзаючої гільзи або у верхній частині кожної переміщеної ковзаючої гільзи, де може перебувати радіально збільшена частина перехідної гільзи (може бути відсутньою концентрична ковзаюча гільза). У
Зо непереміщених гільзах радіально збільшена частина, розташована нижче від непереміщеної гільзи, може бути використана для розміщення непереміщених гільз і розташування переміщуючого інструмента. Відсутність такого простору (неможливість розміщення) може бути використана для підтвердження того, що відбулося переміщення гільзи.
Описана вище радіально збільшена частина перехідної гільзи додатково може мати спряжуваний або позиціонуючий профіль для взаємодії з частиною інструментального вузла, що переміщується, наприклад, із розміщуючим пристосуванням гільзи обсадної труби, якщо інструментальний вузол розгорнутий на гнучкій насосно-компресорній трубі малого діаметра.
Цей профіль зазвичай не полегшує прикладання перемішуючої сили до ковзаючої гільзи, але використовується для цілей локації та підтвердження переміщення. Зокрема, якщо взаємодіючий інструмент або переміщуючий інструмент розгорнутий на кабелі, розміщуючий або суміщуючий профіль може бути відсутнім уздовж внутрішньої поверхні гільзи, і свердловина замість цього може бути піддана каротажному обстеженню з застосуванням гільз, у яких використовуються відомі кабельні розміщуючі пристосування. При загальній відсутності взаємодіючого профілю, призначеного для фізичного переміщення гільзи, гільза замість цього може бути переміщена шляхом взаємодії з ущільненням, пакером, шліпсами (клиновими захватами), металевими або гумовими ущільненнями, шевронними ущільненнями або формованими ущільненнями. Такі ущільнення можуть взаємодіяти з ковзаючою гільзою завдяки прикладанню напрямленої радіально назовні сили. Згідно з деякими варіантами реалізації така взаємодія також забезпечує гідроізоляцію. Таким чином, при зазначеній взаємодії гільза може бути переміщена шляхом прикладання механічної сили, наприклад, у випадку вертикальної свердловини з інструментальною колоною, розгорнутою на зчленованій трубі. Як інший приклад, гільза всередині горизонтальної частини стовбура свердловини може бути переміщена з прикладанням гідравлічного тиску до стовбура свердловини, якщо ущільнення силою тертя взаємодіє з внутрішньою поверхнею ковзаючої гільзи. На насосно-компресорній колоні, кабелі або іншому підходящому засобі може бути розгорнутий підходящий ущільнювальний пристрій.
Відповідна конструкція й розміщення оснащених отворами гільз або перехідних гільз уздовж обсадної труби для створення наскрізних перфораційних отворів або отворів у трубчастому елементі мінімізують потребу в спусканні бурильної колони до свердловини та підйомі зі свердловини для додавання перфораційних отворів під час операцій закінчування свердловини. бо Крім того, використання даних інструментальних вузлів для переміщення ковзаючих гільз також забезпечує корисний ефект у операціях закінчування свердловини шляхом використання засобів для вторинного перфорування, розгорнутих на спусковій колоні. Оскільки процес створення перфораційних отворів у цілому забирає багато часу, а також є шкідливим і дорогим, будь-яке скорочення зазначених робіт підвищує ефективність і безпеку. Крім того, якщо попередньо розміщені перфораційні отвори можуть бути вибірково відкриті під час операції закінчування свердловини, це розширює можливості оператора свердловини.
Гільзи додатково можуть бути виконані з можливістю запобігання блокуванню у відкритому положенні, і таким чином отвори можуть бути примусово або автоматично закриті після завершення обробки, наприклад, шляхом переміщення гільзи в її початкове положення поверх отворів.
Переміщуючий вузол
Переміщуючий вузол, описаний у даній заявці, включає щонайменше розміщуючий пристрій і герметизуючий елемент. Якщо розміщуючий пристрій підтверджує, що герметизуючий елемент знаходиться у відповідному місці в свердловині, тобто всередині ковзаючої гільзи, яка повинна бути переміщена, герметизуючий елемент приводиться в рух для його установки упоперек внутрішнього діаметра гільзи. Після ущільнення частина стовбура свердловини, розташована вище від ущільнення, є ефективно гідравлічно ізольованою від стовбура свердловини, розташованого нижче, при цьому ковзаюча гільза може бути переміщена вниз по стовбуру свердловини шляхом подачі текучого середовища до стовбура свердловини з поверхні. Таким чином, оскільки гідравлічний тиск вище від герметизуючого елемента збільшується до значення, що перевищує пороговий тиск, сила, яка утримує ковзаючу гільзу в закритому положенні поверх отвору, долається і ковзаюча гільза переміщується вниз по стовбуру свердловини й відкриває отвір.
Якщо взаємодіючий пристрій, такий як захватне кільце 47, розташований уздовж корпуса, пружне стопорне кільце 37, розташоване вздовж ковзаючої гільзи, взаємодіє з захватним кільцем 47, розташованим у корпусі, і таким чином фіксує клапан у відкритому положенні.
Особливо, після відкривання гільзи, ущільнення і спускова колона можуть залишатися встановленими всередині стовбура свердловини для ізолювання отворів у знову відкритій гільзі від будь-яких раніше відкритих отворів, розташованих нижче. Згідно з іншим варіантом
Зо реалізації ущільнення за необхідності може бути усунуте для перевірки положення відкритої гільзи або переміщення спускової колони (наприклад, для додаткового переміщення ковзаючої гільзи з наступною одночасною подачею обробного текучого середовища до отворів щонайменше однієї гільзи). У залежності від конфігурації спускової колони обробне текуче середовище може бути подане до отворів щонайменше через один отвір у спусковій колоні або через міжтрубний простір стовбура свердловини, який оточує спускову колону.
Слід зазначити, що спускова колона і її компоненти, а також ковзаюча гільза і гільза обсадної труби показані на кресленнях і описані в даній заявці як приклади підходящих варіантів реалізації для відкривання виконаних різними способами отворів у стовбурі свердловини. Для фахівців після ознайомлення з даним описом будуть очевидними різні можливі модифікації даного винаходу. Наприклад, незважаючи на те, що в даній заявці описане переміщення ковзаючих гільз, показаних на фіг. З і 4, униз по стовбуру свердловини, ковзаюча гільза, гільза обсадної труби й компоненти спускової колони можуть бути реверсовані таким чином, що ковзаюча гільза переміщується вгору по стовбуру свердловини для відкривання отворів. Крім того, можуть бути використані різні способи розміщення ковзаючих гільз, гільз обсадної труби й переміщення гільз. Зокрема, будь-який із інструментальних вузлів, показаних на фіг. 1 або фіг. 2, може бути використаний для приведення в дію будь-якої з ковзаючих гільз, показаних на фіг. З або 4, і обробки пласта через відкриті отвори. У рамках наведених у даній заявці описів можуть бути використані різні комбінації елементів.
Також слід зазначити, що переміщення гільзи може бути досягнуте навіть із порушеним ущільненням ковзаючої гільзи. Однак, переважно цілісність ущільнення відстежують таким чином, що може бути визначена ефективність обробки, застосованої до отворів. Таким чином, вимірювання можуть бути записані інструментальним вузлом і розглянуті після добування інструмента або передані на поверхню в режимі реального часу кабелем або іншим тросом зв'язку.
Переміщуючий вузол, розгорнутий на насосно-компресорній колоні
Як показано на фіг. 1 і 2, якщо переміщуючий вузол розгорнутий на насосно-компресорній колоні, перфоруючий пристрій також може бути розміщений усередині інструментального вузла.
Розміщення перфоруючого пристрою всередині інструментального вузла забезпечує можливість створення нового перфораційного отвору, якщо обробка текучим середовищем 60 через оснащений отворами корпус виявилася невдалою або якщо є необхідною обробка додаткових ділянок стовбура свердловини, що не містять оснащених отворами трубчастих елементів. Зокрема, такий інструментальний вузол забезпечує можливість вторинного перфорування під час обробки текучим середовищем без видалення обробного вузла зі стовбура свердловини й без спускання окремої інструментальної колони вниз по стовбуру свердловини. Згідно з деякими варіантами реалізації може бути створений новий перфораційний отвір і може бути виконана обробка без розміщення спускової колони в стовбурі свердловини.
Як показано на фіг. 1 і відповідно до патентної заявки Канади Мо 2,693,676, яка перебуває на розгляді й належить Заявникові, зміст якої вбудований до даної заявки шляхом посилання, нижче описані піскоструминний інструмент 100 і спосіб його використання при перфоруванні й обробці різних ділянок стовбура свердловини. Зазначений інструмент містить струминний перфоруючий пристрій 10 і стискуваний ущільнювальний елемент 11 із зрівнювальним клапаном 12 для керування витратами текучого середовища, яке протікає через вузол і довкола нього. Установку/видалення герметизуючого елемента з використанням шліпсів 14 і переміщення поверх положення зрівнювального клапана здійснюють шляхом прикладання механічної сили до ліфтової колони, яка викликає переміщення штифта всередині байонетного каналу навколо оправки інструмента з різними положеннями зупинки штифта, які відповідають положенням установки й видалення ущільнення. Обробку текучим середовищем застосовують у міжтрубному просторі стовбура свердловини після установки ущільнювального елемента для обробки розташованої вище оснащеної отворами області або оснащених отворами областей.
Нові перфораційні отвори можуть бути виконані струминним способом у стовбурі свердловини з доставкою абразивного текучого середовища до ліфтової колони для досягнення струминних форсунок.
Як показано на фіг. 2 і відповідно до патентної заявки Канади Мо 2,713,611, яка перебуває на розгляді і яка належить Заявникові, зміст якої вбудований до даної заявки шляхом посилання, нижче також описані здвоєний вузол і спосіб його використання при спричиненні появи тріщин різних ділянок стовбура свердловини без видалення спускової колони зі стовбура свердловини між ділянками. Верхній здвоєний пристрій 20 містить верхній і нижній манжетні сальники 22, 23, розташовані навколо обробних отворів 21. Відповідно, текуче середовище, закачане до
Зо ліфтової колони, виходить із вузла через отвори 21 і викликає розширення манжетних сальників 22, 23 та їх ущільнення з обсадною трубою для ізолювання конкретного перфораційного отвору, розташованого всередині здвоєної області, для приймання обробного текучого середовища. У інструментальному вузлі нижче від манжетних сальників може бути відкритий пропускний канал, який забезпечує можливість проходу текучого середовища вниз до внутрішньої частини інструментального вузла для випускання струминним способом із форсунок 26 уздовж гідроструминного перфоруючого пристрою 25. Додатковий анкерний вузол 24 також може бути за необхідності використаний для додаткового підтримання положення інструментального вузла всередині стовбура свердловини й полегшення відкривання та закривання пропускного клапана.
На фіг. Ба показана спускова колона для використання при механічному переміщенні ковзаючої гільзи. У показаному на кресленні варіанті реалізації механічне розміщуюче пристосування 13 гільзи обсадної колони взаємодіє з відповідним профілем нижче від непереміщеної ковзаючої гільзи всередині оснащеного отворами трубчастого елемента, причому зазначений профіль утворений нижньою внутрішньою поверхнею гільзи обсадної колони й нижньою кільцевою поверхнею ковзаючої гільзи. При використанні таким чином розміщуючого пристосування 13 гільзи, ущільнення 11 може бути встановлене на ковзаючій гільзі завдяки механічним шліпсам 14. Установлене ущільнення, наприклад, вузол пакера, який має стискуваний ущільнювальний елемент, ефективно ізолює стовбур свердловини вище від оснащеної отворами перехідної гільзи, що представляє інтерес. При прикладанні сили і/або гідравлічного тиску до спускової колони і пакера з поверхні землі ковзаюча гільза буде переміщуватися вниз по стовбуру свердловини, при цьому відбувається зрізання штифта 43 і стискання розміщуючого пристосування 13 гільзи. Прикладена сила і/або тиск можуть бути механічної силою, прикладеною безпосередньо до спускової колони (і таким чином до ковзаючої гільзи, що взаємодіє з нею) з поверхні шляхом прикладання сили до гнучкої насосно- компресорної труби малого діаметра, зчленованої труби або іншої ліфтової колони. Згідно з іншим варіантом реалізації прикладена сила і/або тиск можуть бути гідравлічним тиском, прикладеним до ущільнення через міжтрубний простір стовбура свердловини і/або за допомогою спускової колони. Може бути застосована будь-яка комбінація сил/гисків при взаємодії ущільнення 11 із ковзаючою гільзою 41 для переміщення зазначеної ковзаючої гільзи бо від її початкового положення, в якому вона закриває отвори 42. Наприклад, стовбур свердловини і спускова колона можуть бути герметизовані за текучим середовищем відповідним чином для полегшення механічного прикладання сили до спускової колони й переміщення ковзаючої гільзи. Згідно з різними варіантами реалізації все переміщення або його деяка частина можуть бути досягнуті за рахунок механічної сили, і згідно з іншими варіантами реалізації - за рахунок гідравлічного тиску. Згідно з різними варіантами реалізації підходяща комбінація механічної сили й гідравлічного тиску може бути достатньою для переміщення ковзаючої гільзи з початкового положення, в якому вона закриває отвори.
Як показано на фіг. 50, після взаємодії нижньої частини внутрішньої поверхні гільзи обсадної колони з нижньою частиною кільцевої поверхні ковзаючої гільзи отвори 42 є відкритими і до пласта може бути застосована обробка. Крім того, при взаємодії ковзаючої гільзи з нижньою частиною внутрішньої поверхні гільзи обсадної колони є відсутнім виявлений профіль для взаємодії З відповідними розгорнутими в насосно-компресорній колоні затискачами/розміщуючим пристосуванням гільзи обсадної колони. Відповідно, спускова колона може проходити через ковзаючу гільзу без надлишкового натягу для перевірки того, що ковзаюча гільза відкрила отвори.
Обробка пласта текучим середовищем може бути здійснена через відкритий отвір, у той час як ущільнення залишається встановленим усередині ковзаючої гільзи. Таким чином, кожна оснащена отворами ділянка може бути оброблена незалежно. Згідно з іншим варіантом реалізації щонайменше одна ковзаюча гільза може бути відкрита, і потім можуть бути оброблені всі ділянки одночасно.
Переміщуючий вузол, розгорнутий на кабелі
Як показано на фіг.б, інструментальний вузол, розгорнутий на кабелі, може бути використаний для переміщення ковзаючої гільзи, яка відкриває отвори в корпусі, для доставки текучого середовища до навколишньої породи. Розгорнутий на кабелі інструментальний вузол 50 містить ущільнювальний вузол 52 для фрикційної взаємодії з внутрішньою поверхнею ковзаючої гільзи, з'єднуючі засоби для кріплення кабелю до інструментального вузла і керуючий модуль для використання при геофізичному дослідженні свердловини й керування приведенням в рух ущільнювального вузла. Манжета 51 глибинного насоса за необхідності може бути використана для подачі інструмента за допомогою насоса вниз по стовбуру
Зо свердловини. Інструментальний вузол може додатково містити інші пристрої, такі як пристрій для перфорування.
Манжети глибинного насоса зазвичай використовуються для спускання інструментів униз по стовбуру свердловини, якщо вони розгорнуті на кабелі, канаті або тросі. Описаний у даній заявці переміщуючий вузол може мати діаметр, підходящий для подачі вниз по стовбуру свердловини за допомогою насоса, і/або може містити манжету глибинного насоса для полегшення доставки переміщуючого вузла вниз по стовбуру свердловини. Згідно з одним варіантом реалізації манжета розширюється у відповідь на прикладання гідравлічного тиску до стовбура свердловини і таким чином переміщається вниз по стовбуру свердловини під напором гідравлічного тиску, що діє на манжету, і тягне інструментальний вузол та кабель униз по стовбуру свердловини. Згідно з даним варіантом реалізації стовбур свердловини повинен бути проникним, перфорованим або іншим способом виконаним із можливістю проходження текучого середовища від вибою свердловини до пласта для того, щоб манжета і прикріплений до неї інструментальний вузол могли бути просунуті до вибою свердловини при закачуванні текучого середовища з поверхні. Після досягнення інструментальним вузлом, переміщеним униз по стовбуру свердловини за допомогою насоса, відстані нижче від розташування ковзаючої гільзи, яку необхідно перемістити, манжета глибинного насоса може бути звільнена, втягнена або іншим способом приведена в неробочий стан.
Ущільнювальний вузол 52, показаний на фіг. 6, містить механічні шліпси 53, ущільнювальні елементи 54 і набір датчиків 55 тиску (один вище від ущільнювального елемента і/або один нижче від ущільнювального елемента). За наявності двох датчиків тиску може бути відстежений перепад тисків на ущільнювальному елементі. Для додаткового ознайомлення з умовами у вибої під час роботи можуть бути додатково використані датчики температури. Після відповідного розміщення в стовбурі свердловини переданий кабелем сигнал від керуючого модуля залучає прикладання за допомогою механічних шліпсів 53 напрямленої назовні сили до обсадної труби й тим самим ініціює установку ущільнювальних елементів 52, що взаємодіють із ковзаючою гільзою. Зазначені ущільнювальні елементи забезпечують фрикційну взаємодію з ковзаючою гільзою, так що зазначена ковзаюча гільза переміщується вниз і відкриває отвір у корпусі, як тільки гідравлічний тиск на ущільнювальний вузол перевищить заданий поріг і таким чином спричинить його переміщення з початкового положення, в якому він закриває отвір. Після бо установки на нове місце ущільнювальний вузол зберігає з'єднання з кабелем, і таким чином вимірювання датчика тиску можуть бути передані за допомогою кабелю на поверхню для відстеження тиску у вибої під час обробки пласта.
Якщо переміщуючим вузлом керують із використанням електричної лінії, вимірювання тиску й температури вище і нижче від ущільнювального елемента може бути здійснене в режимі реального часу. Пасивне розміщуюче пристосування гільзи вздовж інструментальної колони виявляє положення ковзаючих гільз і гільз обсадної колони в режимі реального часу.
Електрична лінія також може бути використана для подачі енергії та сигналів з поверхні для відкривання або закривання зрівнювального клапана, включення й відключення ущільнення і перевірки стану ущільнювального пристрою та зрівнювального клапана під час обробки або ретроспективно. У несприятливих умовах кабель може бути використаний для від'єднання від переміщуючого вузла з наступним видаленням кабелю зі стовбура свердловини.
Після завершення обробки сигнал по кабелю або маніпуляція гнучкою насосно- компресорною трубою малого діаметра ініціюють гідравлічне зрівнювання тиску на ущільнювальному вузлі. У варіантах реалізації з використанням кабелю слід зазначити, що якщо зв'язок між ущільнювальним вузлом і керуючим модулем, розташованим на кабелі і/або на поверхні землі, може бути встановлений бездротовим способом, кабель за необхідності може бути від'єднаний від ущільнювального вузла під час роботи.
Також слід зазначити, що переміщуючий вузол може бути розгорнутий на кабелі, розміщеному всередині гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра, так що деякі або всі компоненти переміщуючого вузла можуть бути задіяні й відстежені з використанням переміщуючого вузла, розгорнутого в гнучкій насосно-компресорній трубі малого діаметра, і описаного в даній заявці відповідного способу, розгорнутого на кабелі переміщуючого вузла і розкритого в даній заявці відповідного способу, або того й іншого разом.
Крім того, можуть бути використані розгорнуті за допомогою кабелю паркер-пробки, що вилучаються, тобто паркер-пробки, які встановлюють і потім вилучають за допомогою кабелю.
Згідно з описаними в даній заявці способами ущільнювальний пристрій необов'язково повинен бути від'єднаний, але може залишатися приєднаним для полегшення зв'язку й електропостачання. Гнучка насосно-компресорна труба малого діаметра може містити кабель і за необхідності може бути використана для доставки текучого середовища, зрівнювання тиску й
Зо керування інструментальним вузлом.
Якщо переміщуючими вузлами згідно з даним винаходом керують за допомогою кабелю, зазначений кабель може залишатися приєднаним до вузла постійно і може бути використаний для доставки команд, таких як команда на переміщення оправки в ущільнювальному пристрої для відкривання лінії зрівнювання через ущільнювальний пристрій із наступним звільненням ущільнювального пристрою від ковзаючої гільзи для повторення зазначеної операції на необмеженому числі інтервалів.
Крім переміщення оправки, можуть бути використані інші способи установки, урівноважування та звільнення ущільнювального пристрою. Наприклад, переміщуючий вузол може обертатися для одностороннього ступінчастого переміщення ущільнення в задане положення з триваючим обертанням, яке викликає урівноважування, і потім звільняти ущільнювальний пристрій. Можуть бути використані різні еквівалентні активуючі операції, і даний винахід не обмежується використанням конкретного пристрою для реалізації способів, описаних у даній заявці.
Спосіб
При обсадженні стовбура свердловини для використання, як описано в даній заявці, обсадну трубу згвинчують і спускають у свердловину, і між секціями обсадної труби вставляють задану кількість оснащених отворами гільз обсадної колони з заданим інтервалом. Після розміщення в стовбурі свердловини обсадну колону фіксують на місці цементуванням. Оскільки під час операції цементування зовнішні отвори оснащених отворами гільз обсадної колони можуть виявитися закритими, цементні пробки між оснащеною отворами гільзою обсадної колони і пластом легко видаляються подачею обробного текучого середовища через кожний отвір, як описано нижче. Якщо свердловина залишається нецементованою і оснащені отворами гільзи обсадної колони додатково ізольовані з використанням зовнішніх ущільнень, то необхідність у видаленні цементу відсутня.
Якщо стовбур свердловини готовий до операцій закінчування свердловини, інструментальний вузол щонайменше з одним перевстановлюваним ущільненням або анкерним елементом і розміщуючим пристосуванням спускають униз по стовбуру свердловини з використанням гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра, кабелю або іншого засобу.
У залежності від конфігурації свердловини, інструментального вузла і способу керування 60 оснащеними отворами гільзами обсадної колони вибирають підходящу конкретну оснащену отворами перехідну гільзу та розміщують інструментальний вузол відповідним чином. Як правило, оснащені отворами перехідні гільзи приводять в рух і свердловину обробляють, починаючи з найнижчої/найглибшої гільзи обсадної колони, вгору вздовж стовбура свердловини. За необхідності для визначення точного розташування інструментального вузла можуть бути використані відповідні системи, що відслідковують глибину, які можуть бути використані з інструментальним вузлом у стовбурах вертикальних, горизонтальних або інших свердловин.
Зокрема, при розміщенні інструментального вузла для керування ковзаючою гільзою оснащеної отворами перехідної гільзи, показаної на фіг. 3, ущільнювальний елемент інструментального вузла розташований між отворами ковзаючої гільзи одиночної оснащеної отворами перехідної гільзи для ізоляції спарених отворів ковзаючої гільзи по обидва боки ущільнювального елемента. Таким чином, текуче середовище, закачане до стовбура свердловини, входить до кільцевого каналу 35 оснащеної отворами гільзи обсадної колони тільки через один із отворів ковзаючої гільзи, оскільки інший отвір ковзаючої гільзи розташований на протилежній стороні ущільнювального елемента і не приймає текуче середовище для балансування ковзаючої гільзи всередині каналу. У оснащеній отворами гільзі обсадної колони, показаної на фіг. 3, текуче середовище може бути подане тільки до верхнього отвору З4а ковзаючої гільзи. Відповідно, текуче середовище, що протікає до кільцевого каналу тільки з одного кінця, створює гідравлічний тиск у верхній частині кільцевого каналу і в остаточному підсумку зрізає штифт, який утримує ковзаючу гільзу на місці. Ковзаюча гільза зміщується всередині каналу, відкриваючи отвір, який необхідно обробити, і забезпечує можливість проходу обробного текучого середовища під тиском через цей отвір і крізь цемент до пласта.
Для ясності, оснащена отворами перехідна гільза, показана на фіг. 3, відкрита в результаті розміщення ущільнювального елемента між отворами ковзаючої гільзи, в результаті чого забезпечена можливість приймання текучого середовища тільки одним отвором ковзаючої гільзи з наступним підвищенням тиску в каналі для зрізання штифта, який утримує ковзаючу гільзу поверх отвору, що підлягає обробці (або згідно з іншими варіантами реалізації для примусу до відкривання закриваючого елемента отвору, що підлягає обробці). Отвори, що
Зо підлягають обробці, з числа отворів, що залишилися, оснащених отворами гільз обсадної колони вздовж стовбура свердловини не будуть відкриті, оскільки текуче середовище в цілому протікає до обох отворів ковзаючої гільзи однаково і, таким чином, підтримує збалансоване положення ковзаючої гільзи поверх отворів у інших гільзах обсадної колони.
Після закінчення обробки відкритого отвору, наприклад, через насосно-компресорну колону або через стовбур свердловини, доставку обробного текучого середовища до зазначеного отвору завершують, і гідравлічний тиск у кільцевому каналі падає. Якщо ковзаюча гільза переміщена для закривання обробленого отвору, зазначений оброблений отвір може бути закритий після припинення подачі обробного текучого середовища. Однак, закривання обробленого отвору не потрібне, якщо, зокрема, обробка застосовується до сегментів стовбура свердловини, починаючи від нижньої частини свердловини й прямуючи до поверхні. Таким чином, після завершення обробки першого сегмента стовбура свердловини інструментальний вузол переміщують угору по стовбуру свердловини для розміщення ущільнювального елемента між отворами ковзаючої гільзи наступної оснащеної отворами перехідної гільзи, яка повинна бути оброблена. Відповідно, раніше оброблена гільза обсадної колони по суті є ізольованою від приймання додаткового обробного текучого середовища, і може бути продовжена незалежна обробка отворів.
У випадку інструментальної колони, яка має здвоєний ущільнювальний вузол, інструментальний вузол може використовуватися щонайменше двома різними способами для переміщення ковзаючої гільзи. Насамперед, здвоєний інструмент може бути використаний описаним вище способом, згідно з яким установлюють нижній ущільнювальний елемент між отворами ковзаючої гільзи оснащеної отворами перехідної гільзи, що представляє інтерес, і закачують обробне текуче середовище вниз до ліфтової колони.
Згідно з іншим варіантом реалізації зазначений спосіб може бути змінений у випадку використання здвоєного ущільнювального вузла для забезпечення можливості обробки оснащених отворами гільз обсадної колони в будь-якому порядку. Зокрема, один із ущільнювальних елементів (у вузлі, показаному на фіг. 2, це нижній ущільнювальний елемент) установлений між отворами оснащеної отворами гільзи, що представляє інтерес, обсадної колони. Обробне текуче середовище, яке може бути подане вниз у ліфтову колону до ізольованої ділянки, увійде тільки до верхнього отвору ковзаючої гільзи і, таким чином, створить бо на зазначеній ковзаючій гільзі перепад гідравлічного тиску, який викликає відкривання отвору,
що підлягає обробці.
У випадку відмови відкривання оснащеної отворами гільзи обсадної колони або якщо обробка за допомогою оснащеної отворами гільзи обсадної колони виявиться іншим способом невдалою, струминний перфоруючий пристрій, розміщений у вузлах, розгорнутих на гнучкій насосно-компресорній трубі малого діаметра, як показано на фіг. 1 і 2, може бути використаний для створення в обсадній трубі нового перфораційного отвору. Після створення струминним способом нового перфораційного отвору обробка може бути продовжена.
Таким чином, запропонований спосіб забезпечує можливість обробки вже існуючих перфораційних отворів (таких як у оснащених отворами гільзах обсадної колони) усередині стовбура свердловини, а також за необхідності створення нових перфораційних отворів для обробки з використанням одиночного інструментального вузла в однорейсовому проході вниз по стовбуру свердловини. У випадку використання розгорнутого на кабелі інструментального вузла з ковзаючою гільзою, показаною на фіг.4, зазначений інструментальний вузол переміщують униз по стовбуру свердловини за допомогою насоса з полегшуючою дією манжети 51. Текуче середовище нижче від манжети 51 витікає через частину в нижній області або вибої стовбура свердловини, яка містить отвори або є попередньо проперфорованою. Потім манжету звільняють у стовбурі свердловини або вилучають чи деактивують іншим способом для забезпечення можливості підйому інструментального вузла за допомогою кабелю.
Після підйому інструментального вузла на кабелі зі свердловини й розміщення ковзаючих гільз, кожна з них може бути відкрита і обробка може бути виконана по черзі.
Відстеження тиску у вибої
Під час обробки пласта текучим середовищем через оснащені отворами перехідні гільзи згідно з будь-яким із варіантів реалізації, описаних у даній заявці, відстежують тиск обробки.
Крім того, тиск у вибої також може бути відстежений і використаний для вибору тиску для розширення тріщин шляхом усунення тиску, який у противному випадку втрачається на терті під час обробки, застосованої до стовбура свердловини.
З фіг. 1, на якій показаний розгорнутий на гнучкій насосно-компресорній трубі малого діаметра інструментальний вузол, зрозуміло, що тиск вибою може бути відстежений за допомогою гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра під час обробки, застосованої
Зо до міжтрубного простору стовбура свердловини. З фіг. б, на якій показаний розгорнутий на кабелі інструментальний вузол, зрозуміло, що тиск вибою може бути відстежений під час застосування обробки з використанням датчиків тиску у вибої, вбудованих вище й нижче від ущільнювальних елементів. Виміряні значення можуть бути передані на поверхню за допомогою кабелю.
Якщо переміщуючий вузол розгорнутий на гнучкій насосно-компресорній трубі малого діаметра, до гідростатичного тиску може бути доданий тиск нагнітання насосно-компресорної колони для одержання тиску вибою (вище від ущільнювального елемента). Цей тиск може бути додатково інтерпретований як тиск виникнення тріщин. Цифровий манометр може бути використаний для реєстрації виміряних значень тиску, які можуть бути використані ретроспективно для визначення цілісності ущільнення під час обробки.
З аналізу тенденції тиску виникнення тріщин (який також називають тиском стимуляції) може бути здійснене раннє виявлення накопичення твердих тіл у отворах. Таким чином, оператор швидко виявляє руйнування пласта на основі порівняння тенденції зміни тиску під час доставки обробного текучого середовища до міжтрубного простору стовбура свердловини з тенденцією зміни тиску у вибої за той же період часу і подає додаткове обробне текуче середовище. Раннє виявлення неузгодженості забезпечує можливість своєчасного запобігання накопиченню уламків у перфораційних отворах і навколо інструмента.
Під час обробки необхідний об'єм текучого середовища доставляють до пласта через наступну ділянку обробки, що представляє інтерес, у той час як іншу частину стовбура свердловини нижче від обробленої ділянки (яка також може бути оброблена раніше) гідравлічно ізолюють від даної ділянки обробки. У випадку успішної доставки обробного текучого середовища до міжтрубного простору ущільнюючий пристрій може бути скинутий, а інструментальний вузол переміщений до наступної перфорованої ділянки, що представляє інтерес. Однак, якщо в результаті відстеження процесу обробки виникають підстави припускати, що текуче середовище не доставлене через відкриті отвори до пласта, це означає, що тверді тіла могли накопичитися в міжтрубному просторі. У цьому випадку для очищення міжтрубного простору від твердих тіл можуть бути виконані різні етапи, такі як регулювання швидкості насоса, в'язкості текучого середовища або зміна іншим способом складу обробного текучого середовища в міжтрубному просторі для переносу твердих тіл до поверхні. бо Приклад 1: Інструментальний вузол із одиночним ущільнювальним елементом
З фіг. 1, на якій показаний інструментальний вузол, зрозуміло, що струминний пристрій для обробки текучим середовищем використовується для створення перфораційних отворів у хвостовику, і ущільнюючий пристрій використовується для ізоляції та обробки оснащеної отворами ділянки. Як правило, при виконанні стандартної операції закінчування свердловини інструментальну колону збирають і спускають униз по стовбуру свердловини за допомогою насосно-компресорної колони (наприклад, за допомогою гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра або зчленованої труби) до найнижчої ділянки, що представляє інтерес.
Ущільнювальний пристрій 11 установлюють навпроти обсадної труби стовбура свердловини, абразивне текуче середовище подають струминним способом до обсадної труби для створення перфораційних отворів і потім з поверхні під тиском до міжтрубного простору стовбура свердловини нагнітають обробне текуче середовище (наприклад, рідину для гідророзриву пласта), яке входить до пласта через перфораційні отвори. Після завершення обробки гідравлічний тиск у міжтрубному просторі повільно знижують, і ущільнюючий пристрій 11 звільняють. Потім інструмент може бути переміщений угору по стовбуру свердловини до наступної ділянки, що представляє інтерес.
Зокрема, як прямий, так і зворотний циркуляційні потоки в міжтрубному просторі між стовбуром свердловини та внутрішньою оправкою інструментальної колони забезпечують можливість переносу уламків породи в прямому або зворотному напрямках через інструментальну колону. Крім того, ліфтова колона може бути використана як нерухома опора під час обробки в міжтрубному просторі для забезпечення можливості відстеження тиску для раннього виявлення несприятливих подій під час обробки і вживання негайних заходів для усунення скупчень уламків породи або максимізації стимулюючої обробки.
При використанні інструментальною колоною відповідно до даного способу перфорування являє собою допоміжну функцію. Таким чином, абразивне струминне перфорування в цілому використовують тільки у випадку, якщо оснащена отворами гільза обсадної колони не відкрилася, якщо обробка текучим середовищем у конкретній області виявилася невдалою або якщо для операції обробки з тих чи інших причин потрібне створення нового перфораційного отвору в тому ж інтервалі. Використання оснащених отворами перехідних гільз між трубчастими елементами мінімізує використання пристрою для абразивно-струминного перфорування і в
Зо результаті забезпечує можливість завершення більшої кількості етапів обробки в одиночному стовбурі свердловини за менший період часу. Кожна оснащена отворами гільза обсадної колони, через яку успішно доставлене обробне текуче середовище, скорочує кількість операцій абразивного створення перфораційних отворів і таким чином скорочує час і витрати, в результаті чого знижуються необхідні об'єми доставки текучого середовища й піску (і наступні вимоги утилізації, коли свердловину здають в експлуатацію), а також збільшує число областей, які можуть бути оброблені за один прохід, і збільшує строк служби піскоструминного пристрою.
За необхідності перфорування абразивним текучим середовищем і після його успішного завершення випущене струминним способом текуче середовище може бути перенесене від стовбура свердловини до поверхні шляхом промивання ліфтової колони або обсадної колони замінним текучим середовищем перед застосуванням обробки до перфораційних отворів. Під час обробки перфораційних отворів шляхом подачі текучого середовища до міжтрубного простору стовбура свердловини додатковий об'єм текучого середовища (яке може бути обробним текучим середовищем, безглинистим розчином для закінчування свердловин або будь-яким іншим підходящим текучим середовищем) також може бути закачаний у ліфтову колону до струминних сопел для усунення ризику зминання ліфтової колони й запобігання засміченню струминних сопел.
Згідно з варіантом реалізації, показаним на фіг. 1, ущільнюючий пристрій 11 зазвичай розміщують у стовбурі свердловини нижче від перфоруючого пристрою 10 для обробного текучого середовища. Таке розташування забезпечує можливість установки ущільнення навпроти трубчастого елемента, який використовується як переміщуючий інструмент для переміщення ковзаючої гільзи, для забезпечення гідроізоляції, для спрямування обробного текучого середовища до перфораційних отворів і, за необхідності, для створення додаткових перфораційних отворів у трубчастому елементі. Згідно з іншим варіантом реалізації ущільнення може бути розміщене в різних місцях уздовж інструментального вузла, і інструментальна колона за необхідності може бути встановлена заново.
Підходящі ущільнювальні пристрої забезпечують ізоляцію інтервалу, який піддавали перфоруванню або який містить відкриті отвори, від раніше оброблених розташованих нижче ділянок стовбура свердловини. Наприклад, для використання з цією метою можуть бути підходящими надувні пакери, стискувані пакери, паркер-пробки, фрикційні манжети, здвоєні бо пакери та інші відомі пристрої. Ущільнювальний пристрій може бути встановлений навпроти будь-якої трубчастої поверхні й не потребує, щоб ковзаюча гільза мала спеціальний профіль для забезпечення підходящої установки на місці або для використання при переміщенні внутрішньої ковзаючої гільзи, оскільки такий профіль може перешкоджати використанню інших інструментів у стовбурі свердловини. Ущільнювальний пристрій може бути використаний із будь-якою оснащеною отворами перехідною гільзою для гідравлічної ізоляції частини стовбура свердловини, або ущільнювальний пристрій може бути використаний для установки гідроізоляції безпосередньо навпроти внутрішньої ковзаючої гільзи для полегшення фізичного переміщення ковзаючої гільзи, наприклад, для відкривання отворів. Ущільнювальний пристрій також забезпечує можливість випробування під тиском ущільнювального елемента перед обробкою й забезпечує надійне відстеження тиску під час застосування обробки й тиску у вибої під час обробки. Значення цього відстеження буде пояснене нижче.
Перфорування й обробка точних місць розташування вздовж стовбура вертикальної, горизонтальної або похилої свердловини може бути досягнута шляхом використання вбудованого у вузол розміщуючого пристосування глибини. Зазначене розміщуюче пристосування забезпечує розміщення перфорації на необхідній глибині, якщо буде потреба застосування абразивного текучого середовища для перфорування. Зокрема, механічне розміщуюче пристосування гільзи обсадної колони забезпечує точне керування глибиною розміщення ущільнювального й анкерного пристроїв перед перфоруванням і підтримує положення вузла під час перфорування й обробки. Розміщуюче пристосування гільзи також може бути використане для точного розміщення спускової колони в місці розташування непереміщених ковзаючих гільз, що мають тип, показаний на фіг. 5а.
При використанні зазначеного інструментального вузла для перфорування ущільнюючий пристрій установлений навпроти обсадної труби до перфорування, оскільки це може полегшити збереження положення й орієнтації інструментальної колони під час перфорування й обробки стовбура свердловини. Згідно з іншим варіантом реалізації ущільнювальний вузол може бути активований після перфорування. Згідно з будь-яким варіантом реалізації ущільнювальний вузол установлюють навпроти обсадної труби нижче від оснащеного отворами інтервалу, що представляє інтерес, для гідравлічної ізоляції нижньої частини стовбура свердловини (яка може бути проперфорована й оброблена раніше) від інтервалу, який тільки ще тільки потрібно буде
Зо обробляти. Таким чином, ущільнення задає нижню межу інтервалу стовбура свердловини, який потрібно буде обробити. Як правило, зазначена нижня межа розташована в стовбурі свердловини нижче від недавно сформованих перфораційних отворів, але вище від будь-яких оброблених струминним способом перфораційних отворів або іншим способом оброблених отворів. Таке розташування забезпечує доставку обробного текучого середовища до недавно сформованих перфораційних отворів шляхом закачування зазначеного обробного текучого середовища з поверхні до міжтрубного простору стовбура свердловини. Зокрема, при виконанні струминним способом нових перфораційних отворів у стовбурі свердловини, яка має перехідні гільзи з закритими отворами, невідкриті оснащені отворами гільзи обсадної колони так і залишаться закритими під час обробки виконаних струминним способом перфораційних отворів, у результаті чого зазначені недавно виконані струминним способом перфораційні отвори можуть бути оброблені ізольовано.
Як показано на кресленні, ущільнювальний вузол 11 механічно активується, включаючи приведення в рух стискуваного ущільнювального елемента для створення гідроізоляції між інструментальної колоною й обсадною трубою і приведення в рух шліпсів 14, які взаємодіють із обсадною трубою, для установки стискуваного ущільнювального елемента. У показаному на кресленні варіанті реалізації механізм для установки ущільнювального вузла містить нерухомий штифт, який ковзає всередині байонетного профілю, сформованого навколо оправки ущільнювального вузла. Штифт утримується на місці навпроти нижньої оправки, що складається з двох частин, перехідної гільзи затискним кільцем і нижня оправка перехідної гільзи ковзає поверх оправки ущільнювального вузла, яка містить байонетний профіль.
Затискне кільце має отвори, виконані з можливістю проходу текучого середовища й твердих часток під час ковзання штифта в байонетному профілі. Отвори для випускання уламків присутні в різних місцях у межах байонетного профілю для випускання твердих часток при ковзанні штифта всередині байонетного профілю. Глибина слотів байонетного профілю більша за висоту штифта, в результаті чого додатково забезпечені місце для накопичення уламків та їх виймання без вповільнення приведення в рух ущільнювального пристрою. Відомі різні байонетні профілі, підходящі для приведення в рух пакерів, які встановлюються механічним способом, та інших інструментів, що спускаються вниз по стовбуру свердловини.
Для зрівнювання тиску на ущільнювальному пристрої та забезпечення можливості 60 відключення стискуваного ущільнювального елемента при різних обставинах використовується зрівнювальний клапан 12, вбудований до інструментального вузла. У той час як відомі пристрої можуть містити клапан для зрівнювання тиску на пакері, таке зрівнювання зазвичай забезпечується тільки в одному напрямку, наприклад, від сегмента стовбура свердловини, розташованого нижче від ущільнювального пристрою, до міжтрубного простору стовбура свердловини, розташованого вище від ущільнювального пристрою. Згідно з даним винаходом описаний зрівнювальний клапан забезпечує постійний гідравлічний зв'язок ліфтової колони з міжтрубним простором стовбура свердловини і, якщо клапан перебуває в повністю відкритому положенні, також із частиною стовбура свердловини, розташованою нижче від ущільнювального пристрою. Крім того, текуче середовище і тверді тіла можуть проходити в прямому або зворотному напрямках між зазначеними трьома порожнинами. Відповідно, належне керування зазначеними циркуляційними каналами забезпечує можливість промивання вузла і, таким чином, запобігання осадженню твердих часток навпроти або всередині вузла. У випадку блокування додаткове керування вузлом і відповідний вибір текучого середовища забезпечують можливість прямої або зворотної циркуляції для очищення перфораційних отворів від блокуючих скупчень.
Як показано на фіг. 16, зрівнювальний клапан управляється ковзаючим переміщенням зрівнюючого затвора 15, розташованого в корпусі 16 клапана. Таке ковзаюче переміщення активується з поверхні подачею або вилученням гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра, яка є анкерованою до вузла за допомогою основної трубчастої тяги. Основна трубчаста тяга в цілому є циліндричною й містить кульовий зворотний клапан для запобігання протитечії текучих середовищ, які протікають від зрівнювального клапана до ліфтової колони під час випуску текучого середовища через струминні сопла (розміщені вище від трубчастої тяги).
Зрівнюючий затвор 15 анкерований поверх трубчастої тяги й формує верхній заплечик, який обмежує відстань переміщення зрівнюючого затвора 15 усередині корпуса 16 клапана. Зокрема, верхня контргайка приєднана до корпуса клапана і є гідравлічно ізольованою від зовнішньої поверхні трубчастої тяги, і таким чином формує обмежник, який взаємодіє з верхнім заплечиком зрівнюючого затвора.
Нижній кінець корпуса 16 клапана анкерований поверх оправки вузла і таким чином задає нижню межу, до якої зрівнюючий затвор 15 може переміщатися всередині корпуса 16 клапана.
Зо Слід зазначити, що зазначений зрівнюючий затвор містить порожнистий циліндричний сердечник, який проходить від верхнього кінця зрівнюючого затвора 15 до внутрішніх отворів 17.
Таким чином зрівнюючий затвор 15 є закритим у своєму нижньому кінці нижче від внутрішніх отворів і таким чином формує профільований твердий циліндричний затвор 18, оснащений прикріпленим до нього ущільненням. Кінець твердого затвора й пов'язане з ним ущільнення мають розмір, який забезпечує взаємодію з внутрішнім діаметром нижньої оправки інструмента й таким чином запобігає гідравлічному зв'язку між міжтрубним простором/ліртовою колоною стовбура свердловини і нижнім стовбуром свердловини, коли зрівнюючий затвор досягне нижньої межі переміщення, і ущільнюючий пристрій (нижче від зрівнювального клапана в стовбурі свердловини) установлений навпроти обсадної труби.
Взаємодія зв'язаного ущільнення всередині оправки є достатньою для запобігання проходу текучого середовища, але може бути усунута для відкривання оправки прикладанням достатнього тягового зусилля до гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра.
Зазначене тягове зусилля є меншим, ніж тягове зусилля, потрібне для звільнення ущільнювального пристрою, як описано нижче. Відповідно, зрівнювальний клапан може бути відкритий прикладанням тягової сили до ліфтової колони, в той час як ущільнювальний пристрій залишається встановленим навпроти обсадної труби стовбура свердловини. Переважно, що трубчаста тяга активує зрівнюючий затвор і байонетний механізм шляхом прикладання змінного зусилля для забезпечення можливості вибіркового приведення в рух. Однак, вибір інших механізмів, що забезпечують зазначені функціональні засоби, може бути очевидним для фахівців у межах об'єму захисту даного винаходу.
Стосовно звільнення уламків, якщо ущільнювальний пристрій установлений навпроти обсадної труби стовбура свердловини зі зрівнюючим затвором 15 у закритому або найнижчому положенні, внутрішні отвори 17 і зовнішні отвори 18 є суміщеними одні з одними. Це суміщення створює два потенційні шляхи циркуляційних потоків текучого середовища від поверхні до перфораційних отворів, якими можна керувати з поверхні, як описано нижче. Таким чином, текуче середовище може циркулювати до перфораційних отворів із промиванням тільки одного міжтрубного простору стовбура свердловини. Під час цього промивання достатній об'єм текучого середовища також може бути доставлений через ліфтову колону для підтримання кульового клапана, розташованого всередині трубчастої тяги, в закритому положенні для бо запобігання зминанню насосно-компресорної колони й засміченню струминних сопел.
За необхідності зворотної циркуляції подачу текучого середовища до ліфтової колони припиняють із одночасним продовженням подачі текучого середовища до міжтрубного простору стовбура свердловини. Оскільки струминні сопла мають недостатній діаметр для розміщення в собі значної кількості текучого середовища з міжтрубного простору, замість цього текуче середовище буде циркулювати через суміщені вирівнюючі отвори, зміщаючи при цьому з сідла кулю всередині трубчастої тяги, і таким чином зворотний потік текучого середовища може бути спрямований до поверхні через ліфтову колону. Відповідно, міжтрубний простір стовбура свердловини може бути промитий прямою або зворотною циркуляцією, якщо ущільнювальний пристрій є активованим, і зрівнюючий затвор перебуває в найнижчому положенні.
Якщо ущільнювальний пристрій повинен бути звільнений (після промивання міжтрубного простору, якщо необхідно видалити тверді частки або інші уламки), до ліфтової колони прикладають тягове зусилля для звільнення циліндричного затвора 15 і зв'язаного ущільнення всередині нижньої оправки. Зазначена операція забезпечує можливість вирівнювання тиску нижче і вище від ущільнення й таким чином забезпечує можливість звільнення зазначеного ущільнення та його переміщення вгору по стовбуру свердловини до наступного інтервалу.
Компоненти за необхідності можуть бути дубльовані всередині вузла й рознесені на деякій відстані один від одного, наприклад, шляхом приєднання щонайменше одного запобіжного патрубка всередині вузла. Зазначене рознесення може бути використане для захисту компонентів інструментального вузла від абразивного ушкодження в стовбурі свердловини під час видалення твердих часток із перфораційних отворів після обробки під підвищеним тиском.
Наприклад, перфоруючий пристрій розміщують на деякій відстані вище від зрівнювального клапана й ущільнювального пристрою шляхом використання запобіжних патрубків таким чином, що зазначені запобіжні патрубки містять у собі початкове абразивне текуче середовище, видалене з перфораційних отворів після завершення обробки, і інструмент тягнуть угору по стовбуру свердловини.
Таким чином, зрівнювальний клапан служить як багатофункціональний клапан в ущільненому або найнижчому положенні, причому пряма або зворотна циркуляція може бути викликана маніпуляцією текучих середовищ, закачаних до ліфтової колони і/або міжтрубного простору стовбура свердловини з поверхні. Крім того, зрівнюючий затвор може бути звільнений
Зо із ущільнювального положення для забезпечення можливості протікання текучого середовища до нижньої оправки інструмента або від нижньої оправки інструмента, який продовжує ліфтову колону, на яку розгорнутий вузол. Якщо зрівнюючий затвор пов'язаний із ущільнювальним пристроєм, ця дія забезпечить можливість зрівнювання тиску на зазначеному ущільнювальному пристрої.
Зокрема, при використанні описаного вище клапана й підходящих варіантів реалізації текуче середовище може циркулювати через корпус клапана при будь-якому положенні зрівнювального клапана, і таким чином може бути створений постійний потік через корпус клапана для запобігання засміченню уламками породи. Відповідно, зрівнювальний клапан зокрема може бути підходящим для використання в насичених піском середовищах.
Під час подачі обробного текучого середовища до перфораційних отворів через міжтрубний простір стовбура свердловини пласт може припинити приймання текучого середовища, і пісок, зважений у рідині для гідророзриву, може осісти в тріщинах, у перфораційних отворах, на пакері іабо навколо інструментального вузла. Оскільки додаткова подача пісковмісного текучого середовища, яке викликає виникнення тріщин, до міжтрубного простору може викликати додаткове небажане накопичення твердих часток, своєчасне повідомлення про таку подію є важливим для успішного очищення міжтрубного простору і, в остаточному підсумку, для вилучення інструментальної колони зі стовбура свердловини. Спосіб відстеження та своєчасного повідомлення про такі події може бути здійснений шляхом використання інструментального вузла згідно з даним винаходом.
При закачуванні обробного текучого середовища до міжтрубного простору стовбура свердловини з використанням інструментальної колони, показаної на фіг. 1, текуче середовище зазвичай доставляється до ліфтової колони з постійними (мінімальними) витратами для підтримання тиску всередині ліфтової колони й підтримання струминних сопел чистими. Тиск, необхідний для підтримання таких витрат текучого середовища, може бути відстежений з поверхні. Тиск під час доставки обробного текучого середовища до перфораційних отворів через міжгрубний простір стовбура свердловини може бути відстежений аналогічним способом.
Відповідно, ліфтова колона може бути використана як "нерухома опора" для точного обчислення (оцінки/визначення) тиску триваючого виникнення тріщин шляхом усунення тиску, який у противному випадку втрачається на терті під час обробки, застосованої до стовбура бо свердловини. Розуміння тенденції зміни тиску для розширення виникнення тріщин (який також називається тиском розширення стимуляції) уможливлює раннє виявлення скупчень твердих часток у перфораційних отворах. Таким чином, оператор швидко розпізнає підвищене руйнування пласта за збілошеним прийомом додаткового обробного текучого середовища шляхом порівняння тенденції зміни тиску при подачі обробного текучого середовища до міжтрубного простору стовбура свердловини з тенденцією зміни тиску при подачі текучого середовища до ліфтової колони. Раннє виявлення неузгодженості забезпечує можливість своєчасного втручання для запобігання скупченню уламків у перфораційних отворах і навколо інструмента.
Під час обробки необхідний об'єм текучого середовища подають до пласта через недавно оснащений отворами інтервал, у той час як залишок стовбура свердловини, розташований нижче від зазначеного інтервалу (який може бути раніше перфорованим і обробленим), є гідравлічно ізольованим від інтервалу, що підлягає обробці. Якщо обробне текуче середовище успішно доставлене до міжтрубного простору, ущільнювальний пристрій може бути звільнений витягуванням зрівнюючого затвора з нижньої оправки. У результаті цього зрівнюється тиск між міжтрубним простором стовбура свердловини і частиною стовбура свердловини, розташованою нижче від ущільнення. Прикладання додаткового тягового зусилля до ліфтової колони звільняє пакер шляхом ковзаючого переміщення штифта в байонетному профілі у положення звільнення. Потім вузол може бути переміщений угору в стовбурі свердловини для перфорування й обробки іншого інтервалу.
Однак, якщо відстеження обробки дає підстави припускати, що текуче середовище не доставляється, і вказує на те, що тверді частки можуть осаджуватися в міжтрубному просторі, для вилучення міцних твердих часток із міжтрубного простору можуть бути виконані різні етапи.
Наприклад, для переносу твердих часток на поверхню можуть бути змінені витрати, в'язкість або склад обробного текучого середовища, закачаного до міжтрубного простору.
Якщо вищевказані способи очищення виявилися неефективними для виправлення ситуації (наприклад, якщо інтервал, що представляє інтерес, розміщений на великій відстані вниз по стовбуру свердловини, у результаті чого є неможливим досягнення достатньої швидкості потоку/тиску в перфораційних отворах для вилучення твердих часток), оператор може ініціювати цикл зворотної циркуляції, як описано вище. Таким чином, потік текучого середовища вниз по стовбуру свердловини через ліфтову колону може бути зупинений для забезпечення можливості протікання текучого середовища з міжтрубного простору до інструментальної колони через зрівнюючі отвори для звільнення кульового клапана й забезпечення можливості спрямування текучого середовища вгору через ліфтову колону до поверхні. Під час такої зворотної циркуляції зрівнюючий клапан залишається закритим для міжтрубного простору, розташованого нижче від ущільнювального вузла.
Спосіб розгортання й використання вищеописаного інструментального вузла та інструментальних вузлів, що функціонують подібним чином, може містити наступні етапи, які можуть бути виконані в будь-якому логічному порядку, основаному на конкретній конфігурації використовуваного інструментального вузла, і на яких: виконують обсадження стовбура свердловини, в якій хвостовик містить щонайменше один оснащений отворами трубчастий сегмент, і кожний оснащений отворами трубчастий сегмент має щонайменше один бічній отвір, що підлягає обробці, для передачі текучого середовища від внутрішньої сторони хвостовика до його зовнішньої сторони, спускають інструментальну колону вниз по стовбуру свердловини до заданої глибини, яка відповідає одному з оснащених отворами трубчастих сегментів, причому зазначена інструментальна колона містить гідроструминний перфоруючий вузол, а також ущільнювальний або анкерний вузол, установлюють ізолюючий вузол навпроти обсадної труби стовбура свердловини, закачують обробне текуче середовище до міжтрубного простору стовбура свердловини з поверхні до оснащеного отворами трубчастого елемента і відстежують тиск виникнення тріщин під час обробки.
Крім того, можуть бути виконані будь-які з наступних додаткових етапів, на яких: викликають взаємодію ковзаючої гільзи з ущільненням або анкерним вузлом і прикладають зусилля до ковзаючої гільзи для переміщення зазначеної ковзаючої гільзи, відкривають отвори, що підлягають обробці, викликають зворотну циркуляцію текучого середовища з міжтрубного простору до поверхні через ліфтову колону, зрівнюють тиск вище й нижче від ущільнювального пристрою або ізолюючого вузла, зрівнюють тиск між ліфтової колоною і міжгрубним простором стовбура свердловини без 60 його видалення з обсадної труби,
звільняють ущільнювальний вузол від обсадної труби, повторюють будь-які з вищевказаних етапів усередині того ж інтервалу стовбура свердловини, створюють нові перфораційні отвори в обсадній трубі струминним способом шляхом викиду абразивного текучого середовища з гідроструминного перфоруючого вузла, і переміщують інструментальну колону до іншого заданого інтервалу всередині стовбура тієї ж свердловини й повторюють будь-які з вищевказаних етапів.
Якщо в стовбурі свердловини виникає блокування, наприклад, вище від ущільнювального пристрою всередині вузла, доставка текучого середовища через ліфтову колону з витратами й тиском, достатніми для усунення блокування, може виявитися неможливою, і аналогічно, доставка промивного текучого середовища до міжтрубного простору стовбура свердловини, можливо, не розпушує скупчення уламків породи. Відповідно, у таких ситуаціях може бути здійснена зворотна циркуляція, в той час як внутрішній і зовнішні отвори залишаються вирівняними простим маніпулюванням типом і витратами текучого середовища, доставленого до ліфтової колони й міжтрубного простору стовбура свердловини з поверхні. Якщо гідравлічний тиск усередині міжтрубного простору стовбура свердловини перевищує гідравлічний тиск у ліфтовій колоні (наприклад, якщо подача текучого середовища до ліфтової колони припинена), текуче середовище в зрівнювальному клапані змушує кулю звільнити сідло, в результаті чого забезпечується зворотна циркуляція до поверхні через ліфтову колону, яка переносить захоплені потоком тверді частки.
Крім того, затвор може бути видалений із нижньої оправки прикладанням сили до трубчастої тяги (витягуванням ліфтової колони в напрямку до поверхні). У зазначеному звільненому положенні відкривається додатковий шлях потоку текучого середовища від нижньої оправки інструмента до внутрішньої частини корпуса клапана (і таким чином до ліфтової колони й міжтрубного простору стовбура свердловини). Якщо ущільнювальний пристрій розташований нижче від зрівнюючого пристрою, тиск на ущільнювальному пристрої буде зрівняний, у результаті чого ущільнювальний пристрій може бути звільнений.
Слід зазначити, що шлях потоку текучого середовища від зовнішніх отворів 18 до ліфтової колони є можливим у будь-якому положенні зрівнюючого затвора. Таким чином, зазначений
Зо шлях потоку може бути заблокований, тільки якщо куля перебуває в сідлі завдяки текучому середовищу в нижній частині ліфтової колони. Якщо зрівнюючий затвор перебуває в найнижчому положенні, внутрішні й зовнішні отвори суміщені та пропускають потік текучого середовища до зрівнювального клапана і з нього, але текуче середовище не може протікати через нижню оправку вузла. Якщо зрівнюючий затвор перебуває в неущільненому положенні, внутрішні й зовнішні отвори не суміщені, але текуче середовище все-таки може протікати через кожний набір отворів до зрівнювального клапана і з нього. Текуче середовище також може протікати до нижньої оправки вузла і з неї. У будь-якому положенні, якщо тиск нижче від кульового клапана є достатнім для звільнення кулі, текуче середовище також може протікати в напрямку вгору через ліфтову колону.
Ущільнювальний пристрій може бути встановлений навпроти будь-якого трубчастого елемента, включаючи ковзаючу гільзу, як показано на фіг. 4. Після установки зазначеного ущільнювального пристрою прикладання сили (механічної сили або гідравлічного тиску) до ущільнювального пристрою викликає переміщення ковзаючої гільзи вниз, у результаті чого отвори відкриваються.
Приклад 2: Інструментальний вузол зі здвоєним ущільненням
На фіг. 2, на якій показаний інструментальний вузол, видно, що інструментальна колона розгорнута на ліфтовій колоні, такій як зчленована труба, концентрична ліфтова колона або гнучка насосно-компресорна труба малого діаметра. Інструментальна колона зазвичай містить: обробний вузол з верхнім і нижнім і золюючими елементами, обробний отвір між і золюючими елементами та струминний перфоруючий пристрій для перфорування обсадної труби струминним способом з використанням абразивного текучого середовища. Для взаємодії з обсадною трубою під час обробки можуть бути використані пропускний клапан і анкерний вузол.
У інструментальному вузлі для ізолювання області, що представляє інтерес, можуть бути використані різні ущільнювальні пристрої, включаючи фрикційні манжети, надувні пакери і стискувані ущільнювальні елементи. У конкретних варіантах реалізації, показаних і описаних у даній заявці, фрикційні манжети показані такими, що охоплюють гідророзривні отвори інструмента. Додаткові вибори й варіанти розташування різних компонентів інструментальної колони можуть бути зроблені відповідно до ступеня зміни й експериментування, який є звичайним для цієї області техніки. бо Як показано на кресленні, анкерний вузол 27 містить анкерний пристрій 28 і активуючий вузол (на кресленнях це конусний елемент 29), а також пропускний/зрівнювальний клапан 24.
Підходящі анкерні пристрої можуть являти собою надувні пакери, стискувані пакери, храпові блоки та інші відомі пристрої. Анкерний пристрій, показаний на фіг. 2, являє собою ряд механічних шліпсів, які приводяться в дію з зовнішньої сторони спадним переміщенням конусного елемента 29. Пропускним вузлом керують із поверхні шляхом прикладання механічної сили до гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра, яка спрямовує переміщення штифта всередині байонетного профілю навколо оправки інструмента.
Анкерний пристрій використовується для стійкості при установці інструмента і для запобігання ковзанню інструментального вузла всередині стовбура свердловини під час обробки. Крім того, анкерний пристрій забезпечує можливість керованого приведення в рух пропускного клапана/затвора в корпусі шляхом прикладання механічної сили до ліфтової колони з поверхні. Просте механічне приведення в рух анкера в цілому є переважним для забезпечення адекватного керування установкою анкера і для мінімізації відмов або заминань, викликаних скупченнями уламків породи, під час установки та звільнення анкера. Механічне приведення в рух анкерного вузла гнучко пов'язане з приведенням в рух пропускного клапана, в результаті чого забезпечена можливість координації між зазначеними двома ковзаючими механізмами. Присутність механічного розміщуючого пристосування гільзи обсадної колони або іншого пристрою, який створює деякий ступінь тертя з обсадною трубою, сприяє створенню опору, завдяки якому можуть бути механічно активовані анкер і пропускний канал/зрівнювальний клапан.
Таким чином, при розміщенні в стовбурі свердловини у відповідному місці розташування пальці механічного розміщуючого пристосування гільзи обсадної колони забезпечують достатній храповий опір для маніпулювання байонетним механізмом шляхом прикладання сили до ліфтової колони. Якщо штифт переміщують у його найнижче положення в байонетному профілі, конус 29 взаємодіє зі шліпсами, виштовхує їх у напрямку назовні й викликає їх зближення з обсадною трубою, в результаті чого вони діють як анкер усередині стовбура свердловини. При використанні відповідно до запропонованого способу інструмент розміщують із установкою однієї або обох фрикційних манжет між отворами 34 ковзаючої гільзи кільцевого каналу 35 у оснащеній отворами гільзі 30 обсадної колони. Обробне текуче середовище подають до одного з отворів ковзаючої гільзи (у гільзі обсадної колони, показаної на фіг. 3, до верхнього отвору З4а) і таким чином переміщують ковзаючу гільзу 33 вниз до нижнього отвору 34р ковзаючої гільзи. При відкриванні отвору 31, що підлягає обробці, обробне текуче середовище протікає в отвір. Випущене під підвищеним тиском у достатній кількості текуче середовище руйнує цемент позаду отвору і досягає пласта.
Як показано на фіг. 25, пропускний клапан містить пропускний затвор 24а, який ковзає всередині корпуса 2406 зрівнювального клапана. Зазначене ковзаюче переміщення активується з поверхні шляхом витягування або штовхання насосно-компресорної колони, анкерованої до вузла основною трубчастою тягою. Основна трубчаста тяга в цілому є циліндричною й утворює відкритий центральний канал для гідравлічного зв'язку через корпус із насосно-компресорної колони. Затвор 24а пропускного клапана анкерований поверх трубчастої тяги й таким чином формує верхній заплечик, який обмежує переміщення пропускного затвора 24а всередині корпуса 2465 клапана. Зокрема, верхня контргайка з'єднана з корпусом 2460 їі ущільнена з зовнішньою поверхнею трубчастої тяги, формуючи таким чином обмежник для верхнього заплечика пропускного затвора 24а.
Нижній кінець корпуса 24р клапана анкерований поверх оправки й таким чином формує нижню межу, до якої пропускний затвор 24а може переміщатися в корпусі 246 клапана.
Пропускний затвор 24а є закритим у своєму нижньому кінці й покритим зв'язаним ущільненням.
Зазначені твердий кінець затвора і зв'язане ущільнення мають розмір, підходящий для взаємодії з внутрішнім діаметром нижньої оправки інструментального вузла, в результаті чого запобігається гідравлічний зв'язок між міжтрубним простором/ліфтовою колоною стовбура свердловини і нижнім стовбуром свердловини, якщо пропускний затвор 24а досяг нижньої межі свого переміщення.
Закривання пропускного каналу запобігає протіканню текучого середовища з ліфтової колони до нижньої частини свердловини, але пропускний канал може бути відкритий шляхом прикладання достатнього тягового зусилля до гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра. Зазначене тягове зусилля є меншим, ніж тягове зусилля, необхідне для звільнення анкера через виконаний із можливістю ковзання пропускний затвор 24а всередині корпуса 246.
Відповідно, зрівнювальний клапан може бути відкритий шляхом прикладання тягового зусилля до ліфтової колони, в той час як анкерний пристрій залишається встановленим навпроти 60 обсадної труби стовбура свердловини. Зазначене розташування забезпечує можливість вирівнювання тиску з ізольованої області та звільнення манжетних ущільнень без проковзування й ушкодження манжет при зрівнюванні тиску.
Зокрема, пропускний клапан 24 утворює центральний канал для текучого середовища від насосно-компресорної колони до нижнього стовбура свердловини. Пропускний затвор 24а виконаний із можливістю ковзання всередині вузла під дією сили, прикладеної до ліфтової колони, для відкривання й закривання зазначеного каналу. Зокрема, оскільки стан пропускного каналу й анкера залежать від прикладання сили до ліфтової колони з поверхні, пропускний затвор спочатку активується без якого-небудь переміщення штифта в байонетному слоту.
Після складання зазначеної інструментальної колони і спускання до стовбура свердловини на насосно-компресорній колоні з метою переміщення ковзаючої гільзи, показаної на фіг. з, вона може бути розміщена таким чином, що нижня манжета розташовується між отворами конкретної оснащеної отворами гільзи, що представляє інтерес, обсадної колони. Таким чином, нижні ущільнення розташовані нижче від отвору, що підлягає обробці текучим середовищем, але вище від нижнього отвору ковзаючої гільзи. Пропускний клапан 24 закритий, анкер установлений навпроти обсадної труби, і текуче середовище, закачане до насосно- компресорної колони під тиском, протікає з ліфтової колони до обробних отворів 21, оскільки закритий пропускний клапан перешкоджає протіканню текучого середовища вниз у інструментальну колону до струминного перфоруючого пристрою 25. Подача текучого середовища через отвори 11 викликає розширення фрикційних манжет 22, 23, які формують ущільнення з обсадною трубою. У результаті створення зазначеними манжетами ущільнення в стовбурі свердловини гідравлічний тиск усередині ізольованого інтервалу підніметься, і текуче середовище протікає у верхній отвір ковзаючої гільзи і в остаточному підсумку викликає зміщення ковзаючої гільзи й відкривання отвору, що підлягає обробці текучим середовищем.
Після відкривання отвору, в результаті безперервної подачі текучого середовища відбувається руйнування цементу позаду отвору, що підлягає обробці, і обробне текуче середовище протікає до пласта.
При завершенні обробки пропускний клапан 24 відкривають для скидання тиску в ізольованій області й таким чином забезпечують можливість протікання вниз текучого середовища з захопленими уламки по стовбуру свердловини через нижню частину
Зо інструментальної колони. Після зниження тиску всередині зони виникнення тріщин, манжети вертаються в своє стиснене транспортувальне положення. При завершенні обробки конус 29 виходить із взаємодії зі зміщеними всередину шліпсами шляхом маніпулювання штифтом у байонетному профілі для переміщення штифта у звільняюче положення, в результаті чого шліпси 28 можуть бути витягнуті з обсадної труби. Таким чином, анкер звільняється, і інструментальна колона може бути переміщена до наступного інтервалу, що представляє інтерес, або вилучена зі свердловини.
За необхідності перфорування стовбура свердловини пропускний клапан 24 відкривають і фрикційні манжети встановлюють у стовбурі свердловини вище від області, що підлягає перфоруванню. Закачують абразивне текуче середовище до ліфтової колони для його доставки переважно через обробні отвори 11 і таким чином викликають установку ущільнення за допомогою фрикційних манжет у стовбурі свердловини. Оскільки зазначений інтервал є неперфорованим, після його герметизації текуче середовище спрямоване до нижньої частини вузла до вихідних струминних сопел 26. Тривала подача текучого середовища призводить до випускання в формі струменя абразивного текучого середовища до обсадної труби для перфорування стовбура свердловини в ділянці навпроти струминних сопел. У результаті прикладання тиску до текучого середовища манжетні сальники взаємодіють із обсадною трубою, і інструментальна колона залишається нерухомою, тим самим стабілізуючи гідроструминну перехідну гільзу, в той час як абразивне текуче середовище випускається струминним способом через форсунки 26.
Для забезпечення можливості досягнення текучим середовищем, доставленим до ліфтової колони, струминних сопел 26 пропускний клапан повинен перебувати у відкритому положенні.
Було помічено, що якщо під час використання текуче середовище доставляють до пропускного клапана з високою швидкістю, тиск усередині клапана зазвичай має тенденцію до відкривання клапана. Таким чином, для утримання клапана в закритому положенні повинна бути застосована фізична сила, наприклад, шляхом установки анкера. Відповідно, за необхідності струминного перфорування клапан відкривають витягуванням ліфтової колони в напрямку вгору вздовж стовбура свердловини в місце розташування перфораційних отворів. Якщо подачу текучого середовища ініціюють при відкритому пропускному клапані, гідравлічний тиск, прикладений до ліфтової колони (через обробні отвори), викликає створення ущільнення з бо обсадною трубою за допомогою манжет. Якщо в зазначеному інтервалі відсутні перфораційні отвори, гідравлічний тиск усередині зазначеного інтервалу буде підтримуватися між манжетами, і додаткове текуче середовище під тиском в насосно-компресорній колоні буде випущене струминним способом через форсунки 26. Текуче середовище, випущене струминним способом з форсунок, перфорує або руйнує обсадну трубу і при його тривалій подачі може протікати до стовбура свердловини для відкривання перфорації в інших проникних областях. Як правило, текуче середовище, випущене струминним способом з форсунок 26, є абразивним текучим середовищем, яке в цілому використовується при відомому піскоструминному перфоруванні.
При завершенні перфорування подачу текучого середовища зазвичай припиняють, і тиск у ліфтовій колоні й роз'єднаному інтервалі поступово знижується. Потім інструмент може бути переміщений для ініціювання інших перфорувальних або обробних операцій.
Приклад 3: Спосіб переміщення ковзаючої гільзи з використанням інструмента, розгорнутого на гнучкій насосно-компресорній трубі малого діаметра
Як можна зрозуміти з фіг. 1, на якій показаний інструментальний вузол, і з фіг. 4, на якій показана ковзаюча гільза, запропонований спосіб забезпечує механічне переміщення ковзаючої гільзи з використанням інструмента, розгорнутого в стовбурі свердловини на гнучкій насосно- компресорній трубі малого діаметра, шляхом прикладання до інструментального вузла сили, напрямленої вниз уздовж стовбура свердловини.
Стовбур свердловини закріплений обсадними трубами, з оснащеними отворами перехідними гільзами, використовуваними для з'єднання суміжних секцій насосно-компресорної колони у відповідних місцях розташування, в яких пізніше може знадобитися обробка. Обсадну трубу збирають і цементують у свердловині з отворами в закритому положенні, зафіксованому за допомогою зрізних штифтів 43.
Інструмент для закінчування свердловини, який має загальну конфігурацію, як показано на фіг. 1, з'єднують із гнучкою насосно-компресорною трубою малого діаметра і спускають униз по стовбуру свердловини до місця розташування нижче від найнижчої оснащеної отворами гільзи обсадної колони. Розміщуюче пристосування 13 гільзи має профіль, який відповідає простору в нижньому кінці гільзи 40. Таким чином, між найнижчим краєм 51р ковзаючої гільзи й найнижчою внутрішньою поверхнею 51 гільзи обсадної колони утворюється радіально збільшений кільцевий простір, якщо ковзаюча гільза перебуває в закритому положенні отвору.
Зо При повільному підйомі інструмента всередині стовбура свердловини розміщуючий пристрій 13 гільз задіяний усередині вищевказаного радіально збільшеного кільцевого простору і вказує операторові на положення інструментального вузла в найнижчій оснащеній отворами гільзі обсадної колони, яка повинна бути відкрита й оброблена. Пакер 11 установлюють прикладанням механічної сили до ліфтової колони, з використанням механічних шліпсів 14 для фіксації пакера навпроти внутрішньої поверхні ковзаючої гільзи. Прикладання зазначеної механічної сили також призводить до закривання зрівнювального клапана 11, так що стовбур свердловини вище від пакера виявляється гідравлічно ізольованим від стовбура свердловини нижче від пакера. При додатковому прикладанні механічного тиску до гнучкої насосно- компресорної труби малого діаметра додаткова сила, що діє в напрямку вниз, може бути прикладена шляхом подачі обробного текучого середовища до міжтрубного простору стовбура свердловини (і до нижньої частини гнучкої насосно-компресорної труби малого діаметра до ступеня, який дозволяє запобігти зминанню насосно-компресорної колони). Підвищення тиску на пакер і ковзаючу гільзу 41 викликає зрізання штифта 43. Ковзаюча гільза одночасно переміщує вниз гільзу обсадної колони й викликає відкривання (або розблокування) отворів 42 в гільзі обсадної колони, забезпечуючи таким чином можливість протікання обробного текучого середовища через отвори до пласта. Спускання ковзаючої гільзи викликає виштовхування затискачів розміщуючого пристосування гільзи з позиціонуючого профілю. Після обробки заданої області розміщуюче пристосування гільзи може бути вільно переміщене вздовж ковзаючої гільзи, оскільки оправка тепер закриває вказуючий профіль. Вільне переміщення вгору по стовбуру свердловини розміщуючого пристосування гільзи повз ковзаючу гільзу підтверджує той факт, що ковзаюча гільза переміщена.
Під час обробки оператор відстежує умови в свердловині, як у Прикладах 1 і 2, описаних вище. Якщо визначено, що текуче середовище не протікає до пласта через отвори, можуть бути зроблені спроби використання додаткових шляхів циркуляційного потоку для очищення блокуючих відкладень. Якщо зазначені додаткові спроби обробки стовбура свердловини залишаються невдалими, текуче середовище може бути подане до насосно-компресорної колони з підвищеними витратами для випускання струминним способом текучого середовища з перфоруючих форсунок 10 у інструментальному вузлі, в той час як зрівнювальний клапан 12 залишається закритим, для створення в обсадній трубі струминним способом нових бо перфораційних отворів. Оператор може прийняти рішення про звільнення пакера й регулювання положення вузла перед гідроструминним перфоруванням нових перфораційних отворів. Після повторного перфорування обробка пласта може бути продовжена.
Після завершення обробки найнижчої оснащеної отворами гільзи обсадної колони пакер 11 звільняють від стовбура свердловини і спускову колону тягнуть у напрямку вгору до взаємодії розміщуючого пристосування гільзи з іншою оснащеною отворами гільзою обсадної колони.
Процес повторюють, переміщуючись угору до поверхні. Зазначене переміщення вгору забезпечує обробку кожної відкритої оснащеної отворами гільзи обсадної колони ізольовано від інших ділянок стовбура свердловини, оскільки тільки один відкритий отвір розташований вище від встановленого пакера при кожному сеансі обробки.
Інструмент також може бути виконаний із можливістю відкривання отворів у нижньому напрямку по стовбуру свердловини, і обробка пласта може бути досягнута в будь-якому порядку з ізоляцією або без неї кожної оснащеної отворами гільзи обсадної колони від інших відкритих гільз обсадної колони під час обробки.
Приклад 4: Спосіб переміщення ковзаючої гільзи з використанням інструментального вузла, розгорнутого на кабелі
Як показано на фіг.б, інструментальний вузол може бути спущений униз по стовбуру свердловини на кабелі 59. У свердловинах, що мають велику глибину, або в горизонтальних свердловинах інструментальний вузол може бути спущений до свердловини за допомогою насоса, причому зміщуюче текуче середовище випускають зі стовбура свердловини через отвір або перфорацію у вибої свердловини. Наприклад, манжета 51, що роз'єднується, глибинного насоса може бути вбудована до інструментального вузла нижче від ущільнювального вузла 52.
Зазначена манжета може бути не тільки такою, що роз'єднується, але також розсувною або виконаною з можливістю переустановки за рахунок її деактивації при досягненні інструментальним вузлом необхідного місця розташування в стовбурі свердловини, причому зазначена манжета може бути знову активована, якщо виникає необхідність додаткового переміщення вниз уздовж стовбура свердловини. Крім того, може бути використаний інший механізм для закачування, який збільшує діаметр переміщуючого вузла або містить надувний чи інший розтяжний компонент, розташований усередині інструментального вузла.
Після спускання інструментального вузла на достатню глибину манжета (якщо така є
Зо наявною) може бути втягнена або звільнена. Потім інструментальний вузол піднімають, у той час як свердловину піддають каротажному обстеженню, і інструментальний вузол розміщують усередині ковзаючої гільзи, яку необхідно перемістити. Електричний установчий/звільняючий інструмент 58 ініціює стискання ущільнювальних елементів 54 ущільнювального вузла 52, які розширюються в зовнішньому напрямку для ущільнення ковзаючої гільзи, якому сприяють механічні шліпси 53.
Потім текуче середовище може бути закачане до стовбура свердловини для прикладання гідравлічного тиску до встановленого ущільнювального вузла.
Як тільки тиск у свердловині, прикладений до ущільнювального вузла, долає силу, яка утримує ковзаючу гільзу в закритому положенні, ковзаюча гільза переміщується при зміщенні ущільнювального вузла вниз у стовбурі свердловини. Коли ковзаюча гільза досягає межі свого ковзаючого переміщення всередині оснащеного отворами корпуса, додаткове обробне текуче середовище, подане до стовбура свердловини, протікає через відкритий отвір до пласта. Під час обробки тиск у вибої вимірюють датчиками 55 тиску, які можуть бути датчиками температури і/або тиску, розташованими вище і/або нижче від ущільнювального пристрою, і результати вимірювань передають до блока керування за допомогою кабелю або використовують інші підходящі засоби для передачі. Таким чином, під час обробки можуть бути виявлені будь-які несприятливі події і можуть бути здійснені відповідні регулювання переміщуючого вузла, ковзаючої гільзи або способу.
При завершенні обробки тиск на ущільнювальному елементі зрівнюють і ковзаючу гільзу звільняють від фрикційної взаємодії за допомогою інструментального вузла. Якщо ковзаюча гільза повинна бути зміщена для закривання, вона вертається в своє початкове положення всередині оснащеного отворами корпуса. Згідно з іншим варіантом реалізації ковзаюча гільза може залишатися в переміщеному положенні або може бути додатково переміщена в інше положення всередині оснащеного отворами корпуса.
Вищеописані варіанти реалізації даного винаходу призначені служити тільки як приклади.
Кожна з ознак, елементів і етапів вищеописаних варіантів реалізації може бути комбінована будь-яким підходящим способом відповідно до загального принципу запропонованих у даній заявці описів. Зміни, модифікації та удосконалення можуть бути здійснені фахівцями без відступу від об'єму захисту даного винаходу, який обмежений винятково пунктами доданої бо формули.

Claims (11)

ФОРМУЛА ВИНАХОДУ
1. Оснащений отвором трубчастий елемент для монтажу всередині стовбура свердловини для забезпечення вибіркового доступу до прилягаючого пласта, який містить: трубчастий корпус, що містить щонайменше один бічний отвір для текучого середовища, причому зазначений корпус виконаний з можливістю монтажу всередині стовбура свердловини; закриваючу гільзу для закривання отвору, розташовану навпроти трубчастого корпусу та виконану з можливістю ковзаючого переміщення щодо корпусу, при цьому закриваюча гільза виконана з можливістю переміщення між першим, верхнім, положенням щодо корпусу і другим, нижнім, положенням щодо корпусу для відкривання та закривання отворів; причому закриваюча гільза для закриття отвору складається з по суті трубчастого елемента, що має першу кінцеву поверхню, протилежну другу кінцеву поверхню та циліндричну стінку, яка проходить від першої кінцевої поверхні до другої кінцевої поверхні, при цьому циліндрична стінка має один, що не змінюється, внутрішній діаметр; і розміщуючий профіль, виконаний з можливістю розміщення переміщуючого інструмента всередині корпусу щодо закриваючої гільзи, причому розміщуючий профіль виконаний з можливістю стискання, коли гільза переміщена в друге, нижнє, положення для відкривання отворів.
2. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 1, в якому розміщуючий профіль містить профільовану поверхню, яка проходить уздовж внутрішньої поверхні корпусу або гільзи, причому профільована поверхня має розмір і розміщена на відстані для забезпечення можливості механічної взаємодії з розміщуючим пристосуванням, розташованим на переміщуючому інструменті, розгорнутому на ліфтовій колоні.
3. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 1, у якому внутрішній діаметр циліндричної стінки трубчастого елемента закриваючої гільзи становить не менше мінімального внутрішнього діаметра трубчастих сегментів, суміжних із оснащеним отвором трубчастим сегментом.
4. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 1, в якому розміщуючий профіль розташований нижче закриваючої гільзи. Зо
5. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 1, в якому закриваюча гільза зафіксована в корпусі у закритому положенні за допомогою щонайменше одного зрізного штифта.
6. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 1, в якому закриваюча гільза виконана з можливістю переміщення в нижньому напрямку для відкривання отворів для текучого середовища.
7. Оснащений отвором трубчастий елемент для монтажу всередині стовбура свердловини для забезпечення вибіркового доступу до прилягаючого пласта, який містить: трубчастий корпус, який містить щонайменше один бічний отвір для текучого середовища і виконаний із можливістю монтажу всередині стовбура свердловини; закриваючу гільзу для закривання отворів, розташовану навпроти трубчастого корпусу та виконану з можливістю ковзаючого переміщення щодо корпусу для відкривання та закривання отворів; причому закриваюча гільза для закриття отвору складається з по суті трубчастого елемента, що має першу кінцеву поверхню, протилежну другу кінцеву поверхню та циліндричну стінку, яка проходить від першої кінцевої поверхні до другої кінцевої поверхні, при цьому циліндрична стінка має один, що не змінюється, внутрішній діаметр, і захоплювальне кільце, що містить виконаний з можливістю взаємодії профіль вздовж внутрішньої поверхні трубчастого корпусу, виконаного з можливістю взаємодії зі стопорним кільцем, з'єднаним із суміжною поверхнею гільзи, причому захоплювальне кільце виконане з можливістю фіксації переміщеного положення гільзи щодо корпусу.
8. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 7, в якому стопорне кільце містить упорне кільце.
9. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 7, в якому закриваюча гільза прикріплена до корпусу в певному положенні за допомогою щонайменше одного зрізного штифта.
10. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 7, в якому щонайменше одна кінцева поверхня закриваючої гільзи виконана плоскою й ортогональна до поздовжньої осі закриваючої гільзи.
11. Оснащений отвором трубчастий елемент за п. 7, в якому щонайменше одна кінцева поверхня закриваючої гільзи виконана скошеною.
їі ї- щ
І і. 40 ! - ща ге - 4 Ма ї р й о «Ед Шееий уд, ши НН он Й т щі Гі ФЧигура їй ж То / рі 5 Доки ні. гЯт зер поч ке о і ЗД пнебдаичтнтн режи чу лиш І Ки че ЦІ п ла Фігура ІВ т Е и і Ух Ї НВ І Зо й й Й з -- 5 і Я й М я- вл Щ З Мак вові Й
І. 5-- 8 в «рігура а 5 ит Из рай ит Ше і поеррякн пла ПИШИ у Ів мак ники щі ее лиш ня НІ Не ту пен Вс які рок ДУ Кс сс З Є Ж ПИНОННеііоо н К ОЙ Два пе лили в у Фієсура 2 ше 35 ма ' ще пранранй і й ї і Кн в зи воски ц ни ВД мона аймайн зінладінк я у. рай В; нин ема иа нн вв Т НН нене кул ан мил тку сист зд- . Фігура 3 п и пост с и спання, п г і й Й у свинку ой як скинути. до я с що у ВЖК Ес й С СЕ и ну дд пеня ут шк що Ффісура Я де в во що Ван ва «ех ро; Ши си ро юя и нини ї Й ЩІ . І ПО нин дит й Н і У ВІ | Щ шк З) Ка же у ти КОКО : сюди вик ТЯ це Фігура 45 ча ць Е "Ш Ов у / й пан и МИ в ВВА Пр ровно І Зк Май ення не ст як щі юю Пидоннйни с: НИМ ин ки ЗИМИ веголскко у я Ек ВВ КНЕУ в р у р яаіенняй чісура за щу А Че щ. М НІЙ у і я най и МИ, ву З кад и ун н НН н ІЙ ї ваних я піс яння Ен ЯК ик свій ення Мр од ІЙ су нн Й ГА щ ; скриня вассюєя і асо а «Заря де я Би ин нн / бас нти тя ї їх НА нот мамо сн тет за м ук своідььокя д. несу, Тв а ов ее У пасіння орігури 5 Зо
Ії еч до ч 1. ш пн ин /"еюнаенем ЩІ ри шк й че; «Фігура 6 і ;
: й рили ди Е, сновв З су т сет скит Й: сини ІІ У ІІІ ІІ ЛІНА ІМК МИ Я : че ще ' і ! і , , Н Заинння уникнути певевт ет твют яхту кт отТк рот тенет деттттт їх? уник А дин щу; ; і Е Ї ! : й ! ок и й ; Фігура 7а
UAA201306055A 2010-10-18 2011-10-18 Інструменти та способи для використання при закінчуванні свердловини UA111830C2 (uk)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US39407710P 2010-10-18 2010-10-18
PCT/CA2011/001167 WO2012051705A1 (en) 2010-10-18 2011-10-18 Tools and methods for use in completion of a wellbore

Publications (1)

Publication Number Publication Date
UA111830C2 true UA111830C2 (uk) 2016-06-24

Family

ID=44303582

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
UAA201306055A UA111830C2 (uk) 2010-10-18 2011-10-18 Інструменти та способи для використання при закінчуванні свердловини

Country Status (9)

Country Link
US (9) US8794331B2 (uk)
EP (1) EP2630327B1 (uk)
CN (2) CN106121599A (uk)
AU (2) AU2011318193B2 (uk)
CA (7) CA2738907C (uk)
EA (1) EA030278B1 (uk)
MX (1) MX350278B (uk)
UA (1) UA111830C2 (uk)
WO (1) WO2012051705A1 (uk)

Families Citing this family (128)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8276677B2 (en) 2008-11-26 2012-10-02 Baker Hughes Incorporated Coiled tubing bottom hole assembly with packer and anchor assembly
US8695716B2 (en) 2009-07-27 2014-04-15 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion
US8944167B2 (en) * 2009-07-27 2015-02-03 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion
US8613321B2 (en) 2009-07-27 2013-12-24 Baker Hughes Incorporated Bottom hole assembly with ported completion and methods of fracturing therewith
CA2749636C (en) 2010-02-18 2014-05-06 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same
US8955603B2 (en) 2010-12-27 2015-02-17 Baker Hughes Incorporated System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well
WO2013040709A1 (en) 2011-09-19 2013-03-28 Steelhaus Technologies, Inc. Axially compressed and radially pressed seal
US9238953B2 (en) 2011-11-08 2016-01-19 Schlumberger Technology Corporation Completion method for stimulation of multiple intervals
US9303486B2 (en) 2011-11-29 2016-04-05 NCS Multistage, LLC Tool assembly including an equalization valve
US20130213646A1 (en) * 2012-02-21 2013-08-22 Kobold Services Inc. Apparatus and methods for wellbore completion
CA2810045A1 (en) * 2012-03-21 2013-09-21 Oiltool Engineering Services, Inc. Multizone frac system
CA2798343C (en) 2012-03-23 2017-02-28 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Downhole isolation and depressurization tool
US9359854B2 (en) 2012-05-11 2016-06-07 Resource Completion Systems Inc. Wellbore tools and methods
US9650851B2 (en) 2012-06-18 2017-05-16 Schlumberger Technology Corporation Autonomous untethered well object
US11591872B2 (en) 2012-07-24 2023-02-28 Robertson Intellectual Properties, LLC Setting tool for downhole applications
CA2809946C (en) 2012-07-24 2017-12-12 Serhiy Arabskyy Tool and method for fracturing a wellbore
US8899337B2 (en) * 2012-09-10 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for securing and using hyrdajetting tools
US9745840B2 (en) 2012-11-16 2017-08-29 Us Well Services Llc Electric powered pump down
US11476781B2 (en) 2012-11-16 2022-10-18 U.S. Well Services, LLC Wireline power supply during electric powered fracturing operations
US10407990B2 (en) 2012-11-16 2019-09-10 U.S. Well Services, LLC Slide out pump stand for hydraulic fracturing equipment
US9893500B2 (en) 2012-11-16 2018-02-13 U.S. Well Services, LLC Switchgear load sharing for oil field equipment
US10232332B2 (en) 2012-11-16 2019-03-19 U.S. Well Services, Inc. Independent control of auger and hopper assembly in electric blender system
US11449018B2 (en) 2012-11-16 2022-09-20 U.S. Well Services, LLC System and method for parallel power and blackout protection for electric powered hydraulic fracturing
US9995218B2 (en) 2012-11-16 2018-06-12 U.S. Well Services, LLC Turbine chilling for oil field power generation
US20140151043A1 (en) 2012-12-03 2014-06-05 Schlumberger Technology Corporation Stabilized fluids in well treatment
US20140196954A1 (en) * 2013-01-11 2014-07-17 Weatherford/Lamb, Inc. Jetting tool
CA2811834A1 (en) 2013-01-30 2014-07-30 Resource Well Completion Technologies Inc. Wellbore treatment tool and method
US9464501B2 (en) * 2013-03-27 2016-10-11 Trican Completion Solutions As Zonal isolation utilizing cup packers
NO20130437A1 (no) * 2013-03-27 2014-09-01 Target Intervention As Anordning ved nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved bruk av samme
CA2820704C (en) * 2013-07-10 2018-10-16 Don Getzlaf Fracturing valve
US9416651B2 (en) 2013-07-12 2016-08-16 Saudi Arabian Oil Company Surface confirmation for opening downhole ports using pockets for chemical tracer isolation
US9810047B2 (en) * 2013-08-26 2017-11-07 Baker Hughes Re-fracturing bottom hole assembly and method
CN104420846B (zh) * 2013-08-27 2017-01-18 深圳市百勤石油技术有限公司 一种悬挂封隔器
US9631468B2 (en) 2013-09-03 2017-04-25 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
WO2015054077A1 (en) * 2013-10-10 2015-04-16 Thru Tubing Solutions, Inc. Downhole packer and method of treating a downhole formation using the downhole packer
US9181773B2 (en) 2013-10-10 2015-11-10 Thru Tubing Solutions, Inc. Downhole packer with multiple areas of relative rotation
US9080414B2 (en) 2013-10-10 2015-07-14 Thru Tubing Solutions, Inc. Method of treating a downhole formation using a downhole packer
CA2871318C (en) 2013-11-14 2022-10-04 Kobold Services Inc. Bottom hole assembly for wellbore completion
US20150139735A1 (en) * 2013-11-15 2015-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for arresting failures in submerged pipelines
US9995113B2 (en) * 2013-11-27 2018-06-12 Weatherford Technology Holdings, Llc Method and apparatus for treating a wellbore
CN103670331B (zh) * 2013-12-31 2016-06-08 安东石油技术（集团）有限公司 一种井筒隔绝阀
CN103670332B (zh) * 2013-12-31 2016-02-10 安东石油技术（集团）有限公司 井筒隔绝阀
WO2015112905A1 (en) 2014-01-24 2015-07-30 Eagle Downhole Solutions, Llc Wellbore stimulation tool, assembly and method
US9593574B2 (en) 2014-03-14 2017-03-14 Saudi Arabian Oil Company Well completion sliding sleeve valve based sampling system and method
CA2891003C (en) * 2014-05-13 2017-11-21 Weatherford/Lamb, Inc. Closure device for surge pressure reduction tool
US10378310B2 (en) * 2014-06-25 2019-08-13 Schlumberger Technology Corporation Drilling flow control tool
US10364626B2 (en) 2014-08-06 2019-07-30 Weatherford Technology Holdings, Llc Composite fracture plug and associated methods
US10151162B2 (en) 2014-09-26 2018-12-11 Ncs Multistage Inc. Hydraulic locator
CA3147245A1 (en) * 2014-10-31 2016-05-06 Robertson Intellectual Properties, LLC Setting tool for downhole applications
US20160130929A1 (en) * 2014-11-06 2016-05-12 Baker Hughes Incorporated Property monitoring below a nonpenetrated seal
CA2914177C (en) * 2014-12-05 2022-10-18 Trican Completion Solutions Ltd Single trip - through drill pipe proppant fracturing method for multiple cemented-in frac sleeves
CA2916474A1 (en) * 2014-12-30 2016-04-07 Resource Completion Systems Inc. Closable frac sleeve
AU2015381778B2 (en) 2015-02-06 2018-08-23 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone fracturing with full wellbore access
US10480286B2 (en) 2015-02-06 2019-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone fracturing with full wellbore access
US9719334B2 (en) * 2015-03-03 2017-08-01 William Jani Method and tool for perforating a wellbore casing in a formation using a sand jet, and using such tool to further frac the formation
US10329889B2 (en) * 2015-03-03 2019-06-25 Pinnacle Oil Tools Inc. Fracking tool further having a dump port for sand flushing, and method of fracking a formation using such tool
US9528353B1 (en) 2015-08-27 2016-12-27 William Jani Wellbore perforating tool
US10329868B2 (en) * 2015-08-28 2019-06-25 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Releasably locked debris barrier for a subterranean tool
US10597977B2 (en) 2015-09-29 2020-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Closing sleeve assembly with ported sleeve
WO2017079823A1 (en) 2015-11-10 2017-05-18 Ncs Multistage Inc. Apparatuses and methods for locating within a wellbore
WO2017132744A1 (en) 2016-02-03 2017-08-10 Tartan Completion Systems Inc. Burst plug assembly with choke insert, fracturing tool and method of fracturing with same
US9890631B2 (en) * 2016-04-14 2018-02-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Hydraulic casing collar locator
CA2965068C (en) * 2016-04-22 2023-11-14 Ncs Multistage Inc. Apparatus, systems and methods for controlling flow communication with a subterranean formation
US10575884B2 (en) * 2016-08-17 2020-03-03 Globus Medical, Inc. Fracture plates, systems, and methods
US10344553B2 (en) 2016-10-10 2019-07-09 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Wellbore completion apparatus and methods utilizing expandable inverted seals
US11142977B2 (en) 2016-10-27 2021-10-12 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically controlled propellant in subterranean operations and equipment
CN106639970A (zh) * 2016-12-02 2017-05-10 河南东方龙机械制造有限公司 一种多功能完井管柱密封性能检验装置及应用方法
AU2016432176B2 (en) 2016-12-15 2019-09-19 Wright Medical Technology, Inc. Knotless syndesmosis system
WO2018125075A1 (en) 2016-12-28 2018-07-05 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulically assisted shear bolt
US11156057B2 (en) 2017-01-15 2021-10-26 Jeffrey Bruce Wensrich Downhole tool including a resettable plug with a flow-through valve
US10294754B2 (en) 2017-03-16 2019-05-21 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Re-closable coil activated frack sleeve
CN107387018B (zh) * 2017-07-28 2023-07-14 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 一种一趟管柱完成水泥承留器的坐封和挤水泥施工的工具
US11261701B2 (en) 2017-08-22 2022-03-01 Weatherford Technology Holdings, Llc Shifting tool and associated methods for operating downhole valves
US10648287B2 (en) * 2017-09-26 2020-05-12 Dreco Energy Services Ulc Actuable downhole tools for attachment to tubular strings
US10648311B2 (en) 2017-12-05 2020-05-12 U.S. Well Services, LLC High horsepower pumping configuration for an electric hydraulic fracturing system
CA3084596A1 (en) 2017-12-05 2019-06-13 U.S. Well Services, LLC Multi-plunger pumps and associated drive systems
CN108005631A (zh) * 2017-12-06 2018-05-08 东北石油大学 一种模块化无级差可反复开关式压裂滑套
CN111201367B (zh) 2017-12-06 2022-07-08 哈利伯顿能源服务公司 电子启动器套筒和使用方法
WO2019113679A1 (en) * 2017-12-13 2019-06-20 Source Rock Energy Partners Inc. Inflow testing systems and methods for oil and/or gas wells
WO2019164493A1 (en) 2018-02-22 2019-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Creation of a window opening/exit utilizing a single trip process
US10794133B2 (en) * 2018-04-06 2020-10-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Conveyance member for a resource exploration and recovery system
US10837255B2 (en) 2018-04-11 2020-11-17 Welltec Oilfield Solutions Ag Downhole straddle system
EP3553273A1 (en) * 2018-04-11 2019-10-16 Welltec Oilfield Solutions AG Downhole straddle system
US10605041B2 (en) 2018-06-07 2020-03-31 Saudi Arabian Oil Company System and method for isolating a wellbore zone for rigless hydraulic fracturing
CA3095332C (en) * 2018-06-13 2023-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Setting mechanical barriers in a single run
US10781663B2 (en) * 2018-07-13 2020-09-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Sliding sleeve including a self-holding connection
US11346169B2 (en) 2018-07-23 2022-05-31 Kobold Corporation Sleeve valves, shifting tools and methods for wellbore completion operations therewith
US10947813B2 (en) * 2018-07-30 2021-03-16 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for preventing sand accumulation in inverted electric submersible pump
CA3053711C (en) 2018-08-30 2024-01-02 Avalon Research Ltd. Plug for a coiled tubing string
WO2020056258A1 (en) 2018-09-14 2020-03-19 U.S. Well Services, LLC Riser assist for wellsites
CN110952950B (zh) * 2018-09-26 2022-03-01 中国石油天然气股份有限公司 封隔器
US10494902B1 (en) * 2018-10-09 2019-12-03 Turbo Drill Industries, Inc. Downhole tool with externally adjustable internal flow area
SG11202102602UA (en) 2018-10-31 2021-04-29 Halliburton Energy Services Inc Integrated debris catcher and plug system
CA3120898A1 (en) 2018-11-23 2020-05-28 Torsch Inc. Sleeve valve
CN109488247A (zh) * 2018-12-03 2019-03-19 海塔石油科技有限公司 一种暂闭式封隔器
US11578577B2 (en) 2019-03-20 2023-02-14 U.S. Well Services, LLC Oversized switchgear trailer for electric hydraulic fracturing
CA3139970A1 (en) 2019-05-13 2020-11-19 U.S. Well Services, LLC Encoderless vector control for vfd in hydraulic fracturing applications
US10982507B2 (en) * 2019-05-20 2021-04-20 Weatherford Technology Holdings, Llc Outflow control device, systems and methods
CA3143050A1 (en) 2019-06-10 2020-12-17 U.S. Well Services, LLC Integrated fuel gas heater for mobile fuel conditioning equipment
US11365600B2 (en) * 2019-06-14 2022-06-21 Nine Downhole Technologies, Llc Compact downhole tool
CN112177561B (zh) * 2019-07-03 2022-07-15 中国石油化工股份有限公司 桥塞投送器、注水泥塞管柱及注水泥塞工艺
CN112302602B (zh) * 2019-07-29 2023-01-31 中国石油化工股份有限公司 一种滑套开启装置
US11459863B2 (en) 2019-10-03 2022-10-04 U.S. Well Services, LLC Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger fracturing pump
GB2604783B (en) * 2019-11-12 2023-07-19 Schlumberger Technology Bv Stage cementing collar with cup tool
RU197643U1 (ru) * 2019-11-18 2020-05-19 Акционерное общество "ОКБ Зенит" (АО "ОКБ Зенит") Муфта гидроразрыва пласта
RU2739882C1 (ru) * 2019-11-26 2020-12-29 Симойл Пте. Лтд. Муфта для многостадийного гидравлического разрыва пласта
US11111760B2 (en) * 2019-11-27 2021-09-07 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Vectored annular wellbore cleaning system
CN111155965B (zh) * 2020-03-10 2022-03-18 中国石油天然气集团有限公司 暂堵剂在裂缝内暂堵效果动态实验评估方法
CN111561296A (zh) * 2020-04-30 2020-08-21 中国石油天然气股份有限公司 一种控制井筒内压力的井下开关装置及方法
RU200716U1 (ru) * 2020-06-26 2020-11-06 Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") Муфта для проведения многостадийного гидроразрыва пласта
CN113863907B (zh) * 2020-06-30 2024-03-26 中国石油天然气股份有限公司 二氧化碳复合分层吞吐管柱
CN111827939B (zh) * 2020-07-22 2022-08-09 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 一种射孔储保一体化装置
CN114109287A (zh) * 2020-08-28 2022-03-01 中国石油天然气股份有限公司 水力喷射钻孔用锚定装置及水力喷射钻孔管柱
CN112855074B (zh) * 2021-03-01 2021-09-21 大庆市亚盛油田技术开发有限公司 一种机械式暂堵桥塞
WO2022213022A1 (en) * 2021-03-29 2022-10-06 Conocophillips Company Method and apparatus for use in plug and abandon operations
CN115234197B (zh) * 2021-04-23 2023-07-25 中国石油天然气股份有限公司 悬绳器
CA3219730A1 (en) * 2021-05-21 2022-11-24 Michael Werries Method for multistage fracturing of a geothermal well
CN115478806B (zh) * 2021-05-31 2023-11-28 中国石油天然气股份有限公司 气井带压下油管作业暂时封堵的装置及方法
CN113669028B (zh) * 2021-07-31 2023-05-05 胜利油田利丰稠油技术开发有限公司 一种基于油田开采便于坐封且可二次利用的油田封隔器
CN113445995A (zh) * 2021-08-19 2021-09-28 西南石油大学 一种配合暂堵剂使用的温度测试装置
US11674380B2 (en) * 2021-08-24 2023-06-13 Saudi Arabian Oil Company Smart retrievable service packers for pressure testing operations
CA3229843A1 (en) * 2021-08-26 2023-03-02 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Treatment system, method, and borehole system
WO2023028336A1 (en) 2021-08-26 2023-03-02 Colorado School Of Mines System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation
CN114320244B (zh) * 2022-01-04 2023-05-09 西南石油大学 一种双向异通道砾石减阻充填及阻水酸化工具
CN114482890B (zh) * 2022-02-25 2023-06-23 牡丹江天庆石油机械设备有限公司 一种复合压裂桥塞坐封装置
CN115075775B (zh) * 2022-07-14 2023-03-17 松原市恒大石油设备制造有限公司 一种循环滑套可溶环开启器
US20240060375A1 (en) * 2022-08-18 2024-02-22 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Treatment system, method, and borehole system
CN117449798B (zh) * 2023-12-22 2024-02-23 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种注采气井回插密封装置及其使用方法

Family Cites Families (80)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4253522A (en) * 1979-05-21 1981-03-03 Otis Engineering Corporation Gravel pack tool
USRE31842E (en) 1979-08-10 1985-03-05 Top Tool Company, Inc. Well washing tool and method
US4312406A (en) 1980-02-20 1982-01-26 The Dow Chemical Company Device and method for shifting a port collar sleeve
US4257484A (en) 1980-03-10 1981-03-24 Whitley Oran D Pressure differential circulating valve
IT1137690B (it) 1980-07-17 1986-09-10 Inst Burovoi Tekhnik Dispositivo a valvola
CA1163554A (en) 1981-11-20 1984-03-13 The Dow Chemical Company Device and method for shifting a port collar sleeve
US4427070A (en) 1982-03-29 1984-01-24 O'brien-Goins Engineering, Inc. Circulating and pressure equalizing sub
US4501331A (en) 1983-07-11 1985-02-26 Geo Vann, Inc. Method of completing a well
US4523643A (en) 1983-12-15 1985-06-18 Dresser Industries, Inc. Well perforating and completion apparatus and associated method
FR2621646B1 (fr) * 1987-08-19 1995-08-25 Inst Francais Du Petrole Procede pour manoeuvrer au moins un dispositif a l'interieur d'un tubage et ensemble permettant la mise en oeuvre du procede
US4834183A (en) 1988-02-16 1989-05-30 Otis Engineering Corporation Surface controlled subsurface safety valve
US4953617A (en) 1989-10-19 1990-09-04 Baker Hughes Incorporated Apparatus for setting and retrieving a bridge plug from a subterranean well
AU638282B2 (en) * 1989-11-08 1993-06-24 Halliburton Company Casing valve
US5033551A (en) 1990-05-25 1991-07-23 Grantom Charles A Well packer and method
US5117910A (en) 1990-12-07 1992-06-02 Halliburton Company Packer for use in, and method of, cementing a tubing string in a well without drillout
RU2074957C1 (ru) 1992-09-09 1997-03-10 Акционерное общество закрытого типа "ЮМА" Способ повышения продуктивности скважины
US5383520A (en) 1992-09-22 1995-01-24 Halliburton Company Coiled tubing inflatable packer with circulating port
US5411095A (en) * 1993-03-29 1995-05-02 Davis-Lynch, Inc. Apparatus for cementing a casing string
US5358048A (en) 1993-04-27 1994-10-25 Ctc International Hydraulic port collar
US5417291A (en) 1993-05-14 1995-05-23 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Drilling connector
US5579844A (en) 1995-02-13 1996-12-03 Osca, Inc. Single trip open hole well completion system and method
US5890537A (en) * 1996-08-13 1999-04-06 Schlumberger Technology Corporation Wiper plug launching system for cementing casing and liners
US6116343A (en) 1997-02-03 2000-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods
US6024173A (en) 1998-03-03 2000-02-15 Schlumberger Technology Corporation Inflatable shifting tool
US6364017B1 (en) 1999-02-23 2002-04-02 Bj Services Company Single trip perforate and gravel pack system
US6695057B2 (en) 2001-05-15 2004-02-24 Weatherford/Lamb, Inc. Fracturing port collar for wellbore pack-off system, and method for using same
DE19958341A1 (de) 1999-12-03 2001-07-12 Claas Industrietechnik Gmbh Erntemaschine mit frontseitig angebautem Erntevorsatz
MY132567A (en) 2000-02-15 2007-10-31 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6394184B2 (en) 2000-02-15 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6513595B1 (en) 2000-06-09 2003-02-04 Weatherford/Lamb, Inc. Port collar assembly for use in a wellbore
DZ3387A1 (fr) 2000-07-18 2002-01-24 Exxonmobil Upstream Res Co Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage
EP1177859B1 (en) 2000-07-31 2009-04-15 Ebara Corporation Substrate holding apparatus and substrate polishing apparatus
US6655461B2 (en) * 2001-04-18 2003-12-02 Schlumberger Technology Corporation Straddle packer tool and method for well treating having valving and fluid bypass system
US6810958B2 (en) 2001-12-20 2004-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Circulating cementing collar and method
US6915856B2 (en) 2002-05-31 2005-07-12 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and methods for preventing axial movement of downhole tool assemblies
US7108067B2 (en) 2002-08-21 2006-09-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
CN2568807Y (zh) * 2002-09-10 2003-08-27 新疆石油管理局采油工艺研究院 多次开关阀
US7516792B2 (en) 2002-09-23 2009-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Remote intervention logic valving method and apparatus
US7090020B2 (en) * 2002-10-30 2006-08-15 Schlumberger Technology Corp. Multi-cycle dump valve
US7066264B2 (en) 2003-01-13 2006-06-27 Schlumberger Technology Corp. Method and apparatus for treating a subterranean formation
US7114574B2 (en) 2003-02-19 2006-10-03 Schlumberger Technology Corp. By-pass valve mechanism and method of use hereof
JPWO2005023953A1 (ja) * 2003-08-28 2006-11-02 油脂製品株式会社 高温貼り付け可能な耐熱ラベル
US7150318B2 (en) 2003-10-07 2006-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for actuating a well tool and method for use of same
US7191844B2 (en) 2004-01-09 2007-03-20 Schlumberger Technology Corp. Inflate control system for inflatable straddle stimulation tool
US7225869B2 (en) 2004-03-24 2007-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating hydrajet stimulated zones
CA2472824C (en) * 2004-06-30 2007-08-07 Calfrac Well Services Ltd. Straddle packer with third seal
US7287596B2 (en) 2004-12-09 2007-10-30 Frazier W Lynn Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US7284619B2 (en) 2005-02-02 2007-10-23 Tam International, Inc. Packer with positionable collar
US7607487B2 (en) 2005-02-14 2009-10-27 Schlumberger Technology Corporation Packers and methods of use
US7278486B2 (en) 2005-03-04 2007-10-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing method providing simultaneous flow back
CA2623100C (en) 2005-09-19 2014-10-28 Pioneer Natural Resources Usa Inc Well treatment device, method, and system
US7520333B2 (en) 2005-11-11 2009-04-21 Bj Services Company Hydraulic sleeve valve with position indication, alignment, and bypass
US7497259B2 (en) 2006-02-01 2009-03-03 Schlumberger Technology Corporation System and method for forming cavities in a well
US7325617B2 (en) 2006-03-24 2008-02-05 Baker Hughes Incorporated Frac system without intervention
US8118098B2 (en) 2006-05-23 2012-02-21 Schlumberger Technology Corporation Flow control system and method for use in a wellbore
US7575062B2 (en) * 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7637317B1 (en) 2006-10-06 2009-12-29 Alfred Lara Hernandez Frac gate and well completion methods
US7827859B2 (en) * 2006-12-12 2010-11-09 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for obtaining measurements below bottom sealing elements of a straddle tool
BRPI0720941B1 (pt) 2007-01-25 2018-02-06 Welldynamics, Inc. Sistema de poço, método para estimular de maneira seletiva uma formação subterrânea, e, válvula de revestimento para utilização em uma coluna tubular em um poço subterrâneo
US7617871B2 (en) 2007-01-29 2009-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrajet bottomhole completion tool and process
US7971646B2 (en) 2007-08-16 2011-07-05 Baker Hughes Incorporated Multi-position valve for fracturing and sand control and associated completion methods
US8157012B2 (en) 2007-09-07 2012-04-17 Frazier W Lynn Downhole sliding sleeve combination tool
US7556102B2 (en) 2007-11-30 2009-07-07 Baker Hughes Incorporated High differential shifting tool
WO2009126116A1 (en) 2008-04-09 2009-10-15 Agency For Science, Technology And Research System and method for monitoring water quality
US20090294124A1 (en) 2008-05-28 2009-12-03 Schlumberger Technology Corporation System and method for shifting a tool in a well
US20100089587A1 (en) * 2008-10-15 2010-04-15 Stout Gregg W Fluid logic tool for a subterranean well
US20100108323A1 (en) 2008-10-31 2010-05-06 Weatherford/Lamb, Inc. Reliable Sleeve Activation for Multi-Zone Frac Operations Using Continuous Rod and Shifting Tools
US8496055B2 (en) * 2008-12-30 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation Efficient single trip gravel pack service tool
US7963332B2 (en) * 2009-02-22 2011-06-21 Dotson Thomas L Apparatus and method for abrasive jet perforating
US7896082B2 (en) 2009-03-12 2011-03-01 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatus for negating mineral scale buildup in flapper valves
US8613321B2 (en) 2009-07-27 2013-12-24 Baker Hughes Incorporated Bottom hole assembly with ported completion and methods of fracturing therewith
US8695716B2 (en) 2009-07-27 2014-04-15 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion
US20110162846A1 (en) * 2010-01-06 2011-07-07 Palidwar Troy F Multiple Interval Perforating and Fracturing Methods
CA2749636C (en) * 2010-02-18 2014-05-06 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same
US8371389B2 (en) 2010-03-17 2013-02-12 Summit Downhole Dynamics, Ltd Differential shifting tool and method of shifting
CA2713611C (en) 2010-09-03 2011-12-06 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Multi-function isolation tool and method of use
AU2011305004A1 (en) * 2010-09-22 2013-04-04 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore frac tool with inflow control
US8955603B2 (en) * 2010-12-27 2015-02-17 Baker Hughes Incorporated System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well
CA2781721C (en) 2011-08-29 2014-02-25 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion

Also Published As

Publication number Publication date
CN103299028A (zh) 2013-09-11
CA3169472A1 (en) 2012-04-26
MX350278B (es) 2017-08-30
CA2738907A1 (en) 2011-07-12
US20190353006A1 (en) 2019-11-21
EP2630327A4 (en) 2017-08-23
CA3104230A1 (en) 2012-04-26
EP2630327A1 (en) 2013-08-28
EA201390570A1 (ru) 2013-11-29
US8794331B2 (en) 2014-08-05
US10344561B2 (en) 2019-07-09
US20140305648A1 (en) 2014-10-16
CN106121599A (zh) 2016-11-16
MX2013004385A (es) 2014-02-27
CA3022033A1 (en) 2011-07-12
CA2904548A1 (en) 2011-07-12
WO2012051705A9 (en) 2013-05-10
CN103299028B (zh) 2016-06-15
CA2852311C (en) 2021-02-16
WO2012051705A1 (en) 2012-04-26
AU2017200522A1 (en) 2017-02-16
US20170314364A1 (en) 2017-11-02
US20190316441A1 (en) 2019-10-17
EP2630327B1 (en) 2020-10-21
EA030278B1 (ru) 2018-07-31
CA2904548C (en) 2018-12-04
CA2852311A1 (en) 2012-04-26
US9745826B2 (en) 2017-08-29
US20160003003A1 (en) 2016-01-07
US20160298423A1 (en) 2016-10-13
CA2738907C (en) 2012-04-24
US10227845B2 (en) 2019-03-12
US20160010429A1 (en) 2016-01-14
CA2766026C (en) 2015-12-29
US20130068451A1 (en) 2013-03-21
CA2766026A1 (en) 2011-07-12
US20120090847A1 (en) 2012-04-19
AU2011318193A1 (en) 2013-06-06
AU2011318193B2 (en) 2017-03-02
US9234412B2 (en) 2016-01-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
UA111830C2 (uk) Інструменти та способи для використання при закінчуванні свердловини
EP2611988B1 (en) Multi-function isolation tool and method of use
CA2928453C (en) Downhole sleeve assembly and sleeve actuator therefor
DK2935771T3 (en) METHOD AND DEVICE FOR TREATING AN UNDERGROUND AREA
CA2788985A1 (en) Tools and methods for use in completion of a wellbore