Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины



Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины

 


Владельцы патента RU 2531407:

ВЕЗЕРФОРД/ЛЭМ, ИНК. (US)

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва углеводородсодержащего пласта. Скважинная система содержит множество скользящих муфт, имеющих центральный сквозной канал. При этом каждая из скользящих муфт способна приводиться в действие одиночным шаром. Каждая скользящая муфта имеет подвижную вставку, которая в зависимости от положения вставки в задвижке может блокировать или обеспечить радиальный поток текучей среды между внутренней и наружной частями муфты. Вставка имеет профиль на внутренней поверхности подвижной вставки, обеспечивающий соединение толкателя с вставкой и перемещение вставки, которое предотвращает прохождение текучей среды во внутреннюю часть скользящей муфты. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва нескольких пластов через одну скважину. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

Предпосылки создания изобретения

Обычной практикой при добыче углеводородов является гидроразрыв углеводородосодержащего пласта. Гидроразрыв углеводородосодержащего пласта увеличивает общую проницаемость пласта и тем самым увеличивает добычу углеводородов из зоны разрыва. Все чаще одиночный ствол скважины может пересекать несколько углеводородосодержащих пластов. В этих случаях каждая углеводородосодержащая зона может быть изолирована от любой другой, и операция гидроразрыва пласта может осуществляться последовательно в каждой зоне.

Для последовательной обработки каждой зоны в стволе скважины устанавливают узел гидроразрыва пласта. Узел гидроразрыва пласта обычно включает в себя насосно-компрессорную колонну, как правило, выходящую на поверхность, отсечной клапан ствола скважины в нижней части колонны, различные скользящие муфты, расположенные в определенных интервалах вдоль колонны, пакеры необсаженного ствола скважины, расположенные вдоль колонны для изоляции зон скважины, а также верхний пакер хвостовика.

Узел гидроразрыва пласта обычно вводят в ствол с закрытыми скользящими муфтами и открытым отсечным клапаном ствола скважины. Для открытия скользящих муфт в колонну спускают шар, наконечник или пробку другого типа. В настоящем изобретении может быть использован шар, наконечник или любое другое приемлемое средство для образования уплотнения с седлом.

Сущность изобретения

Скользящая муфта имеет подвижную вставку, которая блокирует радиальный поток текучей среды через скользящую муфту, когда скользящая муфта закрыта. К вставке прикреплено расцепляемое седло, которое по периферии опирается на внутреннюю поверхность корпуса. По достижении первого седла шар может образовывать уплотнение. При этом насосы гидроразрыва могут приложить давление текучей среды к расположенному на седле шару и соответствующему седлу для открывания скользящей муфты и блокирования ее в постоянно открытом положении. При перемещении скользящей муфты и соответствующего седла вниз седло достигает области, где оно больше не опирается на внутреннюю поверхность корпуса, что приводит к высвобождению шара седлом. Далее шар продолжает спускаться до седла в следующей скользящей муфте, и процесс повторяется до тех пор, пока все скользящие муфты, которые могут быть активированы определенным шаром, не будут переведены в постоянно открытое положение, и шар не расположиться в шаровом седле, которое не высвободит его и, таким образом, герметизирует ствол скважины.

После эффективной герметизации нижней части ствола скважины расположенным на седле сбрасываемым шаром и открывания скользящих муфт насосы гидроразрыва могут увеличить давление и разорвать углеводородосодержащий пласт, прилегающий к скользящим муфтам, создавая нескольких точек инициирования разрыва за один этап.

Поскольку современная технология обеспечивает переключение нескольких скользящих муфт одиночным шаром определенного размера, разрыв нескольких углеводородосодержащих зон может быть произведен поэтапно, когда в нижнем комплекте скользящих муфт применен сбрасываемый шар и седло малого диаметра, а в последовательных более высоких зонах последовательно использованы сбрасываемый шар и седло большего диаметра.

На насосно-компрессорной колонне в стволе скважины может быть размещена группа скользящих муфт. Каждая скользящая муфта имеет внутреннюю вставку, перемещающуюся из закрытого положения в открытое положение. Когда вставка находится в закрытом положении, она предотвращает сообщение между стволом скважины и каналом в корпусе муфты. Для открытия скользящей муфты в ствол скважины сбрасывают шар и закачивают в скользящую муфту, где он образует уплотнение с расцепляемым седлом. В отверстии пролегают клинья или плошки седла вставки, проходят в ствол скважины и зацепляют сброшенный шар, позволяя седлу обеспечивать перемещение вставки в открытом положении под приложенным давлением текучей среды. После открытия наружная поверхность корпуса сообщается с внутренним участком корпуса через отверстия в корпусе.

Когда вставка достигает своего открытого положения, клинья втягиваются из ствола скважины и позволяют шару пройти через седло на другую скользящую муфту, установленную в стволе скважины. Эта другая скользящая муфта может представлять собой групповую муфту, которая открывается с помощью того же шара и позволяет шару пройти через нее после открытия. Однако в конечном итоге шар может достигать отсечной муфты или одноразовой скользящей муфты далее вниз по насосно-компрессорной колонне, которая открывается когда шар располагается на свое седло, но не позволяет шару пройти через нее. Операторы могут использовать различные компоновки групповых и отсечных муфт для шаров разного размера с целью обработки нужных изолированных зон пласта.

После срабатывания различных скользящих муфт через ствол скважины иногда необходимо пропустить инструмент для фрезеровочных работ, чтобы убедиться в том, что внутренний диаметр колонны оптимизирован для потока текучей среды из конкретной скважины. Расфрезеровка может включать в себя удаление частей шаровых седел скользящей муфты, не являющихся расцепляемыми, и любого другого мусора, который может остаться от процесса гидроразрыва пласта.

В какой-то момент в течение срока эксплуатации также может быть предпочтительным перекрытие радиального перемещения текучей среды между внутренней частью корпуса скользящей муфты и наружной частью корпуса скользящей муфты, тем самым перекрывая участок ранее пройденного пласта. Для перекрытия участка пласта в скользящие муфты введен профиль переключения или другое срабатывающее в нужный момент исполнительное средство. С помощью гибкой насосно-компрессорной трубы, скважинного трактора или другого подходящего средства в скважину может быть введен толкатель. Толкатель вводят в ствол скважины до достижения соответствующей скользящей муфты. Затем толкатель активируют и он вступает в зацепление с преформированным профилем переключения на вставке скользящей муфты. Затем через толкатель к вставке прилагают усилие и вставка перемещается между открытым положением и закрытым положением.

В одном варианте осуществления в стволе скважины могут быть использованы, по меньшей мере, две скользящие муфты, при этом каждая скользящая муфта имеет корпус, имеющий наружную поверхность, внутреннюю поверхность и отверстие, обеспечивающее перемещение текучей среды между внутренней поверхностью и наружной поверхностью, вставку, расположенную внутри корпуса и имеющую наружную поверхность, внутреннюю поверхность, расцепляемое седло и профиль переключения на внутренней поверхности вставки, причем седло вступает в зацепление с вставкой для перемещения вставки между первым положением и вторым положением, и профиль переключения вступает в зацепление с вставкой для перемещения вставки между вторым положением и первым положением. Профиль переключения может быть зацеплен толкателем, управляемым с поверхности или дистанционно управляемым устройством, расположенным внутри ствола скважины с использованием любого типа подходящего исполнительного механизма, например гибкой насосно-компрессорной трубы или скважинного трактора. Во многих случаях вставку удерживают в одном или обоих, открытом или закрытом, положениях. Удерживающий или запирающий механизм предпочтительно представляет собой упорное кольцо.

В другом варианте осуществления несколько скользящих муфт могут быть совместно использованы в стволе скважины, при этом каждая скользящая муфта имеет центральный сквозной канал и расположена на насосно-компрессорной колонне, устанавливаемой в стволе скважины, причем каждая из нескольких скользящих муфт может приводиться в действие с помощью отдельной пробки, устанавливаемой внизу насосно-компрессорной колонны для приведения в действие всех скользящих муфт, подходящих по размеру под одну пробку, притом каждая из скользящих муфт может иметь закрытое положение и открытое положение, при этом закрытое положение предотвращает перемещение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а открытое положение обеспечивает перемещение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины, и каждая из скользящих муфт позволяет определенной пробке проходить через нее после открытия. Скользящие муфты переводятся толкателем из открытого положения в закрытое положение. Толкатель в стволе скважины может управляться с поверхности или может дистанционно управляться с использованием любого типа подходящих исполнительных устройств, например гибкой насосно-компрессорной трубы или скважинного трактора. Во многих случаях скользящие муфты удерживают с их фиксацией в открытом или в закрытом положении. Удерживающий или запирающий механизм предпочтительно представляет собой упорное кольцо.

Согласно изобретению способ обработки ствола скважины содержит установку, по меньшей мере, двух скользящих муфт в стволе на насосно-компрессорной колонне, при этом каждая из скользящих муфт имеет центральный сквозной канал и находится в закрытом положении, предотвращающем радиальное перемещение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины, сброс шара вниз по насосно-компрессорной колонне и перевод скользящих муфт из их закрытого положения в открытое положение, обеспечивая радиальное перемещение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины с образованием уплотнения между шаром и седлом, расположенным в скользящих муфтах, и после открытия скользящих муфт шар проходит через скользящую муфту. Скользящие муфты переводят из открытого в закрытое положение толкателем, который может быть установлен в скважине с помощью любого подходящего средства, например гибкой насосно-компрессорной трубы или скважинного трактора. Толкателем можно управлять с поверхности или дистанционно, установив его в стволе скважины.

Вышеизложенная сущность изобретения не предназначена для обобщения каждого потенциального варианта осуществления настоящего изобретения.

Краткое описание чертежей

На фигуре 1 показан схематический вид узла гидроразрыва пласта, установленного в стволе скважины.

На фигуре 2 показана скользящая муфта с расцепляемым седлом в закрытом положении.

На фигуре 3 показана скользящая муфта с расцепляемым седлом в открытом положении.

На фигуре 3AA показан вид в разрезе скользящей муфты по линии AA на фигуре 3.

На фигуре 3BB показан вид в разрезе скользящей муфты по линии BB на фигуре 3.

На фигуре 4а показана группа скользящих муфт с использованием, по меньшей мере, шаров двух различных размеров перед активацией.

На фигуре 4b показана группа скользящих муфт с использованием, по меньшей мере, шаров двух различных размеров во время активации.

На фигуре 5 показана скользящая муфта со съемным седлом в открытом положении, имеющая профиль переключения.

На фигуре 6А показан толкатель с радиально подвижной защелкой во втянутом положении на гибкой насосно-компрессорной трубе.

На фигуре 6B показан толкатель с радиально подвижной защелкой в выдвинутом положении на гибкой насосно-компрессорной трубе.

На фигуре 6C показан толкатель с радиально подвижной защелкой в выдвинутом положении на скважинном тракторе.

Подробное описание

Нижеследующее описание раскрывает примерные устройства, способы, технологии и последовательности команд, которые воплощают настоящее изобретение. Описанные варианты осуществления могут быть реализованы без раскрытых конкретных деталей.

На фигуре 1 показан схематический вид ствола 11 скважины с одной зоной и установленным в ней узлом 10 гидроразрыва пласта. Узел 10 гидроразрыва пласта обычно состоит из насосно-компрессорной колонны 12, проходящей до поверхности 20, пакера 14 необсаженного ствола скважины около верхнего конца скользящих муфт 16 и отсечного клапана 18 ствола скважины. На поверхности 20 насосно-компрессорная колонна 12 соединена с насосами 30 гидроразрыва пласта через буровую установку 40. Насосы 30 создают необходимое давление текучей среды для активирования скользящих муфт 16. Пакер 14 на верхнем конце скользящих муфт 16 изолирует верхний конец разрываемой зоны 22 пласта. На нижнем конце скользящей муфты 16 помещен отсечной клапан 18 ствола скважины для уплотнения нижнего конца разрываемой зоны пласта.

Узел 10 гидроразрыва пласта может быть собран и спущен в ствол 11 скважины на заданное расстояние таким образом, что отсечной клапан 18 ствола скважины окажется за концом разрываемой зоны 22 пласта. Узел 10 гидроразрыва пласта и ствол 11 скважины образуют кольцевую область 24 между ним и стволом 11 скважины. Пакер 14 расположен над зоной 22 пласта, а скользящие муфты 16 распределены в соответствующих местах вдоль зоны 22 пласта. Как правило, когда узел 10 гидроразрыва пласта спускают в ствол 11 скважины, каждая из скользящих муфт 16 закрыта, отсечной клапан 18 ствола скважины открыт, и пакер 14 не установлен. Область у нижнего конца ствола скважины 11, как правило, называют забоем 28 скважины, а область у верхнего конца ствола 11 скважины, когда ствол 11 скважины проходит в целом в горизонтальном направлении, как правило, называют устьем 26 скважины.

После надлежащего размещения узла 10 гидроразрыва пласта в стволе 11 скважины оператор закачивает вниз сбрасываемый шар, наконечник или пробку 66 другого типа для перевода в открытое положение нужных скользящих муфт 16. Достигнув первого расцепляемого седла 52 соответствующего размера, шар может образовать уплотнение.

На фигуре 2 показана скользящая муфта 16 в закрытом положении с одним из типов съемного шарового седла 52. На фигуре 3 показана скользящая муфта 16 в открытом положении и включает в себя идентичные ссылочные позиции. Как показано на фигуре 3AA, скользящая муфта 16 имеет корпус 50 с наружной поверхностью 51, внутренней поверхностью 53, проходящим через него продольным каналом 54 и с концами 56 и 58 для соединения с насосно-компрессорной колонной 12. В корпусе 50 образованы отверстия 60 для прохождения текучей среды между внутренней частью корпуса 50 и внешней частью корпуса 50. Во внутренней части корпуса 50 расположена внутренняя муфта или вставка 62, имеющая наружную поверхность 61 и внутреннюю поверхность 63 и способная перемещаться между открытым положением (см. фигуру 3) и закрытым положении (см. фигуру 2). Вставка 62 имеет пазы 64, образованные по его траектории, для размещения в них расцепляемого седла 52. Седло 52 опирается своей внешней поверхностью на внутреннюю поверхность корпуса 50.

Как условно показано на фигуре 2, оператор использует насосы 30 гидроразрыва пласта для перемещения сбрасываемого шара 66 вниз по стволу 11 скважины. Когда сбрасываемый шар 66 зацепляется и садится на седло 52, образуется уплотнение. Насосы 30 гидроразрыва пласта увеличивают давление текучей среды на сбрасываемый шар 66, что заставляет седло 52 и соответствующую вставку 62 передвигаться в направлении нижней части ствола 11 скважины. Когда вставка 62 перемещается в направлении забоя 28, отверстия 60 ствола скважины становятся закрытыми, что обеспечивает радиальный проход между внутренним участком корпуса 50 или продольным каналом 54 корпуса и наружной частью корпуса 50, обеспечивая доступ к зоне 22 пласта. При совместном передвижении седла 52 и вставки 62 седло 52 достигает, по меньшей мере, частично кольцевого паза 68, как показано на фигуре 3BB. По меньшей мере, частично кольцевой паз 68 может быть расположен во внутренней поверхности корпуса 50, где обычно выполняют расфрезеровку материала для увеличения внутренней поверхности корпуса 50. До того как сбрасываемый шар 66 активирует скользящую муфту 16, передвигая седло 52 и вставку 62, седло 52 опирается на внутреннюю поверхность корпуса 55. При достижении наружным диаметром расцепляемого седла 67 паза 68 расцепляемое седло 52, по меньшей мере, частично углубляется в кольцевой паз 68. Как правило, седло 52, по меньшей мере, частично углубляется в кольцевой паз 68, поскольку при передвижении вниз седла 52 и вставки 62 расцепляемое седло 52 больше не опирается на внутреннюю поверхность корпуса 55, однако теперь опирается на внутреннюю поверхность 53, в результате чего наружная поверхность седла 67 заходит, по меньшей мере, частично в кольцевой паз 68 и тем самым вызывает соответствующее увеличение внутреннего диаметра расцепляемого седла 65, что обеспечивает прохождение сбрасываемого шара 66 через скользящую муфту 16.

Как правило, скользящие муфты 16 сгруппированы так, что эти скользящие муфты 16, активированные сбрасываемым шаром определенного размера, расположены последовательно рядом друг с другом. Однако иногда нужно открыть скользящие муфты не в последовательном порядке. Например, когда перемежающиеся, по меньшей мере, три скользящие муфты активируют двумя сбрасываемыми шарами различных размеров. В этих случаях несколько скользящих муфт в стволе скважины могут быть активированы сбрасываемыми шарами одинакового размера, при этом данные скользящие муфты не должны быть последовательно расположены рядом друг с другом. Например, как показано на фигуре 4A, скользящие муфты 120 и 122 находятся в насосно-компрессорной колонне 124 и активируются сбрасываемым шаром 128 одного размера. На фигуре 4а скользящие муфты 120 и 122 расположены выше и ниже третьей скользящей муфты 126, которую активируют сбрасываемым шаром другого, большего размера (не показан). При этом сбрасываемый шар 128 меньшего размера может быть прокачан вниз скважины, где он опускается на первое седло 130 в скользящей муфте 120. Как показано на фигуре 4В, давление, оказываемое насосами 30 разрыва пласта (фигура 1) на сбрасываемый шар 128 и соответствующее седло 130, перемещает вставку 132 и первое седло 130 вниз, пока расцепляемое седло не достигнет кольцевого паза 134. Расцепляемое седло 130 затем перемещается в наружном направлении в кольцевой паз 134, тем самым увеличивая внутренний диаметр расцепляемого седла 130 и выпуская сбрасываемый шар 128. Расцепляемое седло 136 имеет достаточно большой внутренний диаметр, чтобы сбрасываемый шар 128 прошел через скользящую муфту 126 без активирования скользящей муфты 126. Затем сбрасываемый шар 128 опустится на второе седло 138, заставляя вставку 140 и второе седло 138 перемещаться вниз, пока расцепляемое седло не достигнет кольцевого паза 142. Затем второе седло 138 может переместиться в наружном направлении в паз 142, тем самым увеличивая внутренний диаметр седла 138 и выпуская сбрасываемый шар 128.

После активации скользящих муфт соответствующего размера сбрасываемый шар может установиться в изолирующее устройство 18 ствола скважины или активировать любое другое устройство для герметизации ствола скважины 11. При этом текучую среду отводят через отверстия 60 в скользящих муфтах 16 в кольцевое пространство 24, созданное между насосно-компрессорной колонной 12 и стволом 11 скважины.

Чтобы изолировать зону 22 пласта, пакер 14 необсаженного ствола скважины и пакер, соединенный с отсечным клапаном 18 ствола скважины, могут быть установлены выше и ниже скользящих муфт 16 для изолирования зоны 22 пласта, при этом изолирующие пакеры 17 могут быть размещены между участками зоны 22 пласта, или изолировать отдельные пласты вдоль ствола 11 скважины от остальной части ствола 11 скважины.

Теперь насосы 30 гидроразрыва пласта имеют возможность подавать текучую среду гидроразрыва пласта под должным давлением для разрыва только того участка зоны 22 пласта, который был изолирован. После разрыва пласта 22 можно начинать добычу любых углеводородов.

За время эксплуатации ствола 11 скважины давление в некоторых областях может уменьшиться или ствол 11 скважины может начать выдавать больше воды в некоторых областях, например устья 26, из ствола скважины по сравнению с другими областями ствола скважины. Такие проблемы носят более выраженный характер в горизонтальных скважинах, где порой устье 26 (фигура 1) скважины будет выпускать воду и мешать вытеканию углеводородов из забоя 28 (фиг. 1) к поверхности 20. В таких случаях для поддержания добычи в зоне 22 пласта было бы предпочтительно иметь возможность перекрыть или уменьшить поток из устья 26 скважины или при необходимости из любой другой части ствола скважины.

На фигуре 5 показана скользящая муфта 70 с одним из типов расцепляемого шарового седла 72 в открытом положении, обеспечивающем прохождение текучей среды через отверстия 90 между внутренней частью корпуса и наружной частью корпуса. Скользящая муфта 70 имеет корпус 74, образующий проходящее через него продольный канал 76 и имеющий концы 78 и 80 для соединения с насосно-компрессорной колонной. В корпусе расположена внутренняя муфта или вставка 82, которая может перемещаться между открытым положением и закрытым положением. Вставка 82 имеет пазы 84, образованные по ее периферии, для размещения в них расцепляемого седла 86. Вставка 82 имеет профиль 88, образованный на внутренней поверхности 91 вставки. Профиль 88, как правило, образован путем выполняемой по окружности расфрезеровки участка материала, по меньшей мере, вокруг одного конца внутренней поверхности 91 вставки. Расцепляемое седло 86 опирается на наружную поверхность расцепляемого седла 67 по внутренней поверхности корпуса 74. В окружном пазу 92 по наружному диаметру вставки 82 размещено упорное кольцо 93. Упорное кольцо 93 зафиксировано в кольцевом пазу 92 на внутренней поверхности корпуса 74 для удержания вставки 82 в открытом положении. При перемещении вставки 82 между ее открытым положением и закрытым положением упорное кольцо отводится в кольцевой паз 92 до достижения кольцевого паза 94 на внутренней поверхности корпуса, при этом оно пролегает по кольцевому пазу 94 и тем самым удерживает вставку 82 в закрытом положении.

На фигуре 6А показан толкатель 100, имеющий радиально подвижную защелку 102A для замкового зацепления с профилем 88. Толкатель 100 может быть установлен в узле 10 гидроразрыва пласта на гибкой насосно-компрессорной трубе 106, скважинном тракторе или любом другом устройстве, которое может нести на себе толкатель 100 в узле 10 гидроразрыва пласта. Обычно толкатель может быть установлен в стволе 11 скважины с подвижной защелкой в радиально отведенном положении 102A, что уменьшает наружный диаметр толкателя 100 и позволяет толкателю 100 очищать любые области уменьшенного диаметра внутри узла 10 гидроразрыва пласта.

На фигуре 6B изображен толкатель 100 с радиально подвижной защелкой 102B в выдвинутом положении. После размещения толкателя 100 в профиле 88 подвижная защелка перемещается из своего радиально отведенного положения 102A в радиально выдвинутое положение 102B и зацепляется с профилем 88 во вставке 82 (фигура 5). При этом прикладывают усилие натяжения для перемещения толкателя 100 и, соответственно, вставки 82 из открытого положения в закрытое положение для блокировки потока текучей среды между наружной частью корпуса 74 через отверстия 90 и внутренней частью корпуса. Обычно усилие натяжения прилагают от буровой установки 40 (фигура 1) на поверхности, однако, как показано на фигуре 6C, может быть использовано любое устройство, например электрическое (электрическая линия 110) или скважинный трактор 108 с гидравлическим приводом, который может обеспечить достаточное усилие толкателя 100 для перемещения вставки 82.

После перемещения вставки 82 в закрытое положение усилие натяжения с поверхности уменьшается. Подвижная защелка 102 на толкателе 100 перемещается из своего выдвинутого положения в отведенное положение и, таким образом, расцепляется с профилем 88. При этом толкатель может быть перемещен в свое следующее положение для перемещения вставки на другой инструмент или же толкатель может быть извлечен из скважины.

Варианты осуществления описаны со ссылкой на различные применения, но эти варианты являются иллюстративными, и объем объекта изобретения ими не ограничен. Возможны многие изменения, модификации, дополнения и улучшения. Например, описанный здесь способ перемещения вставки между открытым положением и закрытым положением представляет собой всего лишь одно средство приложения усилия к скользящей муфте, и могут быть использованы любые средства приложения усилия к скользящей муфте для перемещения между открытым и закрытым положением.

Множественные вариации могут быть предусмотрены в отношении компонентов, операций или конструкций, описанных здесь в одном варианте. В целом, конструкции и функции, представленные в виде отдельных компонентов в примерной конфигурации, могут быть реализованы в качестве комбинированной конструкции или компонента. Аналогичным образом конструкции и функции, представленные в виде одинарного компонента, могут быть реализованы в виде отдельных компонентов. Эти и другие вариации, изменения, дополнения и усовершенствования могут быть выполнены в пределах объема объекта изобретения.

1. Скважинное устройство, содержащее, по меньшей мере, две скользящие муфты, каждая из которых содержит корпус, имеющий наружную поверхность, внутреннюю поверхность и отверстие для прохождения текучей среды между внутренней и наружной поверхностями, вставку, расположенную в корпусе и имеющую наружную поверхность, внутреннюю поверхность, расцепляемое седло и профиль переключения, при этом седло способно зацепить вставку для обеспечения перемещения вставки между первым положением и вторым положением, и профиль переключения способен зацепить вставку для обеспечения перемещения вставки между вторым положением и первым положением.

2. Скважинное устройство по п. 1, в котором профиль переключения способен зацепляться толкателем, управляемым с поверхности.

3. Скважинное устройство п. 2, в котором толкатель способен перемещаться гибкой насосно-компрессорной трубой, управляемой с поверхности.

4. Скважинное устройство п. 2, в котором толкатель способен перемещаться по стволу скважинным трактором, управляемым с поверхности.

5. Скважинное устройство п. 2, в котором профиль способен зацепляться толкателем, управляемым из ствола скважины.

6. Скважинное устройство п.1, в котором вставка дополнительно содержит удерживающее средство, удерживающее вставку в первом положении или во втором положении.

7. Скважинное устройство по п. 6, в котором удерживающее средство представляет собой упорное кольцо.

8. Скважинная система, содержащая множество скользящих муфт, имеющих центральный сквозной канал, расположенных на насосно-компрессорной колонне, установленной в стволе скважины, при этом каждая из скользящих муфт способна приводиться в действие одиночным шаром, сбрасываемым вниз по насосно-компрессорной колонне, и способна перемещаться между закрытым положением и открытым положением, причем закрытое положение предотвращает прохождение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины, и открытое положение обеспечивает прохождение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины, каждая из скользящих муфт в открытом положении обеспечивает проход через нее одиночного шара и способна переводиться из открытого положения в закрытое положение.

9. Скважинное устройство по п. 8, в котором скользящие муфты способны переводиться из открытого положения в закрытое положение толкателем.

10. Скважинное устройство п. 9, в котором толкатель способен управляться с поверхности.

11. Скважинное устройство п. 9, в котором толкатель способен перемещаться гибкой насосно-компрессорной трубой, управляемой с поверхности.

12. Скважинное устройство п. 9, в котором толкатель способен перемещаться по стволу скважинным трактором, управляемым с поверхности.

13. Скважинное устройство п. 9, в котором толкатель способен перемещаться дистанционно.

14. Скважинное устройство по п. 8, в котором скользящие муфты дополнительно содержат удерживающее средство, удерживающее скользящую муфту в первом положении или во втором положении.

15. Скважинное устройство по п. 8, в котором удерживающее средство представляет собой упорное кольцо.

16. Способ обработки ствола скважины, содержащий следующие стадии:
- установку, по меньшей мере, двух скользящих муфт на насосно-компрессорной колонне в стволе скважины, при этом каждая из скользящих муфт имеет центральный сквозной канал и находится в закрытом положении, предотвращающем радиальное перемещение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины,
- сброс шара вниз по насосно-компрессорной колонне;
- перевод скользящих муфт в открытое положение, обеспечивающее радиальное перемещение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины посредством посадки шара на седло, расположенное в скользящих муфтах;
- проход шара через скользящие муфты;
- спуск толкателя вниз по насосно-компрессорной колонне;
- перевод скользящих муфт в закрытое положение, уменьшающее радиальное перемещение текучей среды между центральным сквозным каналом и стволом скважины путем зацепления толкателя с профилем, расположенным в скользящих муфтах.

17. Способ по п.16, дополнительно содержащий перевод скользящих муфт из открытого положения в закрытое положение посредством толкателя.

18. Способ по п.16, дополнительно содержащий управление толкателем с поверхности.

19. Способ по п.16, дополнительно содержащий перемещение толкателя посредством гибкой насосно-компрессорной трубы, управляемой с поверхности.

20. Способ по п.16, дополнительно содержащий перемещение толкателя посредством скважинного трактора, управляемого с поверхности.

21. Способ по п.16, дополнительно содержащий удаленное управление толкателем.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах.

Изобретение относится к стимуляции скважин, проникающих в подземные пласты и, более конкретно, к стимуляции скважин с использованием пластинчатых расклинивающих наполнителей типа слюды при гидроразрывах пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин с дефектной эксплуатационной колонной. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при текущем ремонте скважин, оборудованных фонтанным лифтом, электроцентробежными (или другими типами) насосами.

Изобретение относится к области арматуростроения и предназначено в качестве запорно-регулирующего устройства для использования, например, в комплексе оборудования для добычи нефти, в котором подача жидкости осуществляется с помощью электроцентробежного насоса.

Группа изобретений относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может применяться для эксплуатации насосной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации насосной скважины за счет предотвращения глушения продуктивного пласта ниже пакера при замене электропогружного насосного агрегата.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов в подземных пластах и, более конкретно, к механизму для активирования множества скважинных устройств в случае, когда необходимо создать множество зон добычи.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Способ управления работой клапана может включать установку электрического привода в проточный канал, проходящий через этот клапан по его длине, и управление работой запирающего устройства с помощью электрического питания, подаваемого к электрическому приводу.

Изобретение относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может быть применено для одновременно-раздельной добычи флюида из нескольких пластов одной насосной скважины с возможностью исследования и учета их параметров.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для перекрытия ствола скважины при проведении капитального ремонта без глушения. Устройство содержит пакер с корпусом, запорный орган с цангой, снабженной лепестками с головкой, механизм управления запорным органом, шток с отверстиями и кольцевой проточкой.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Способ включает установку вставного предохранительного клапана в проточный канал, проходящий через внешний предохранительный клапан по его длине, создание электрического контакта между вставным предохранительным клапаном и электрическим разъемом и управление работой вставного предохранительного клапана, позволяющее избирательно пропускать и блокировать поток текучей среды через проточный канал.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для снижения избыточного давления газа в затрубном пространстве добывающих скважин, эксплуатируемых установками винтовых насосов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при раздельной закачке жидкости в два пласта в одной скважине. Устройство содержит корпус со сквозными и радиальными отверстиями, упор в нижней части и направляющие конусные поверхности в верхней части, размещенный в корпусе ниппель с верхним и нижним уплотнительными узлами, с радиальными отверстиями, упором в нижней части и проточкой на наружной поверхности, цилиндрическое седло, размещенное в ниппеле с возможностью перекрытия радиальных отверстий ниппеля, пружину под цилиндрическим седлом, сбрасываемый в устройство при его работе шар.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке жидкости в пласт. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. При этом снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и жесткий центратор со сбивным клапаном, размещенный на верхнем конце патрубка. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон в полом цилиндрическом клапане выполнены радиальные отверстия, герметично перекрытые изнутри сменной втулкой. Сверху сменная втулка соединена с корпусом стержнем, вставленным в радиальные окна полого цилиндрического клапана. При этом полый цилиндрический клапан заглушен снизу, а корпус имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно со сменной втулкой относительно полого цилиндрического клапана с циклическим открытием и закрытием радиальных отверстий полого цилиндрического клапана в процессе закачки жидкости в устройство. 1 ил.
Наверх