Состоящее из сегментов складывающееся гнездо шара, обеспечивающее извлечение шара



Состоящее из сегментов складывающееся гнездо шара, обеспечивающее извлечение шара
Состоящее из сегментов складывающееся гнездо шара, обеспечивающее извлечение шара
Состоящее из сегментов складывающееся гнездо шара, обеспечивающее извлечение шара
Состоящее из сегментов складывающееся гнездо шара, обеспечивающее извлечение шара
Состоящее из сегментов складывающееся гнездо шара, обеспечивающее извлечение шара
Состоящее из сегментов складывающееся гнездо шара, обеспечивающее извлечение шара

 


Владельцы патента RU 2572879:

БЭЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Изобретение относится к выборочно приводимым в действие барьерам для трубной колонны на подземной площадке. Технический результат заключается в предотвращении деформации отверстия гнезда шара, тем самым не допуская зависания шара. Выборочно приводимый в действие барьер для трубной колонны на подземной площадке содержит множество установленных по периметру сегментов, опирающихся на кожух и выполненных с возможностью перемещения из первого положения, где сегменты проходят в трубную колонну, во второе положение, где сегменты втягиваются для увеличения канала, образованного сегментами в кожухе в первом положении. Сегменты разнесены друг от друга снаружи канала во втором положении. Имеются сужающийся элемент, установленный в кожухе смежно с сегментами и имеющий отверстие сужения больше канала, когда сегменты находятся в первом положении; и предмет для спуска на сегмент, блокирующий канал, когда сегмент находится в первом положении, и проходящий через канал, когда сегмент втягивается во второе положение. 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Областью техники данного изобретения являются складывающиеся гнезда шара и конкретнее гнезда, изготовленные из складывающихся сегментов, где некоторая утечка допускается для последовательности операций с предметом, который можно затем извлекать с помощью притока из пласта в ствол скважины.

Гнезда шара, обеспечивающие спуск и установку шара на них для управления инструментом с помощью увеличивающегося давления на установленный шар и после этого проход шара или предмета через гнездо, давно используют. В одном примере используют сужающийся элемент с центральным нижним отверстием, подкрепленным сегментами, поддерживающими сужающийся элемент. Сужающийся элемент без сегментов, поддерживающих его снизу, не должен быть достаточно прочным для удержания установленного шара при требуемом перепаде давления на шаре. Когда шар находится в гнезде, давление повышается до первого уровня, и инструмент срабатывает. После срабатывания инструмента давление дополнительно поднимают так, что компоновка гнезда шара разрушает срезной штифт и перемещается аксиально способом, обеспечивающим втягивание несущих конструкций упоров так, что давление на установленный шар продавливает отверстие в гнезде до размера, через который шар может пройти. Одна такая система показана в патенте USP 6634428. Проблема данной системы состоит в том, что отверстие гнезда неравномерно расширяется при выбросе шара, так что позже, когда скважина работает, шар поднимается к гнезду, но может зависать на увеличенном, но возможно серьезно деформированном отверстии гнезда шара.

Другие примеры известных разработок можно увидеть в патентах USP: 6155350; 7464764; 7469744; 7503392; 7628210; 7637323 и 7644772.

Настоящим изобретением создано требуемое гнездо шара, составленное из втягивающихся сегментов так, что когда предмет встает на них, имеется некоторая утечка в зазорах между сегментами, но интенсивность утечки является регулируемой, так что инструмент может все равно срабатывать при повышенном давлении. Затем, при еще более высоком давлении компоновка гнезда перемещается аксиально, обеспечивая втягивание сегментов и проход шара. Также над сегментами используют сужающийся элемент с отверстием внизу больше предмета, так что когда предмет падает, сужение направляет предмет через отверстие и на поддерживаемые сегменты. Когда сегменты перемещаются аксиально так, что могут втягиваться радиально, сужающийся элемент не продавливается, поскольку исходное отверстие на нижнем конце было изначально больше предмета. Таким образом, когда скважина позже начинает работать снизу ряда таких компоновок, шар может доставляться назад на поверхность без зависания на гнездах шаров, деформированных при продавливании шара и не допускающих прохода шара или предмета обратно вверх по колонне на поверхность. В предпочтительной системе имеется последовательность таких компоновок, прикрепленных к скользящим муфтам для открытия зон добычи текучей среде гидроразрыва, подаваемой под давлением. Один шар может открывать несколько клапанов и вставать ниже их всех для обеспечения роста давления в продуктивной зоне перед обеспечением извлечения шара на поверхность. Специалист в данной области техники должен лучше понять изобретение из подробного описания предпочтительных вариантов осуществления и соответствующих чертежей, также понимая, что полный объем изобретения дает прилагаемая формула изобретения.

Последовательность компоновок гнезд шара предпочтительно используемая для открытия последовательности скользящих муфт для образования доступа к зоне, подлежащей гидроразрыву, обеспечивает последовательный сдвиг муфт одним шаром. Шар направляется сужающимся элементом с нижним выпуском больше шара. Шар спускается на сегменты, которые вначале поддерживаются на месте. Некоторая утечка происходит между сегментами, но не является достаточной для предотвращения роста давления для сдвига муфт. Сужающийся элемент плотно соединяется с сегментами для минимизации утечки. Сдвиг сегментов аксиально обеспечивает их втягивание так, что шар проходит для последующещего спуска в герметичное гнездо, так что в зоне можно проводить гидроразрыв пласта. Шар извлекается на поверхности после прохода через втянутые сегменты и недеформированные отверстия в сужающихся элементах.

Сущность изобретения поясняется на чертежах, где:

на фиг. 1 показано сечение компоновки гнезда шара с шаром, спущенным на сегменты.

На фиг. 2 показан с увеличением фрагмент Фиг. 1, где шар прошел через увеличенное отверстие сужающегося элемента и опустился на сегменты.

На фиг. 3 показан известный способ использования стреляющего перфоратора и композитной пробки между двумя пакерами, образующими зону.

На фиг. 4 показано несколько клапанных гнезд настоящего изобретения в одной зоне.

На фиг. 5 показано одно гнездо шара в каждой из нескольких зон с герметичным гнездом шара на нижнем конце для обеспечения гидроразрыва пласта нескольких зон за один раз.

На фиг. 6 показано сечение по линии 6-6 Фиг. 2.

На фиг. 2 показана компоновка гнезда 10 шара, имеющего ряд упоров 12, проходящих через окна 14 разнесенные по периметру в стенке кожуха 16 для создания круглого отверстия с диаметром 18 в центре канала 20 меньше диаметра шара 22. Сужающийся компонент 24 имеет отверстие 26 на нижнем конце больше шара 22. Наружная поверхность 28 сужающегося компонента 24 является смежной с опорными поверхностями 30 сегментов 12, когда они опираются на поверхность 32 наружного кожуха 34. Срезной штифт 36 удерживает кожух 16 в наружном кожухе 34, как лучше показано на Фиг. 1. Малый зазор между шаром 22 и нижним концом 26 сужающегося элемента 24 уменьшает расход утечки, когда прикладывается давление на шар 22, установленный на сегментах 12. В положении Фиг. 2 сегменты 12 имеют небольшие радиально проходящие промежутки 36 между собой, как показано на Фиг. 6.

Как показано на Фиг. 1, окна 38 вначале закрыты муфтой 40. Если необходимо телескопическую компоновку 42 канала можно установить в окна 38 с разрушаемым элементом 44, помогающим выдвижению телескопических компонентов перед разрушением после проталкивания муфты 40 давлением, приложенным на шар 22, установленный на сегменты 12 с происходящим некоторым расходом утечки. Альтернативно телескопическая компоновка 42 может выдвигаться с помощью потока, проходящего через нее после выталкивания муфты 40 вниз. Срезной штифт 36 должен разрушаться для обеспечения перемещения компоновки муфты 40, скрепленной резьбой 46 с кожухом 16. Пружинное стопорное кольцо 48 заскакивает в канавку 50, когда сдвигающаяся муфта 40 их радиально совмещает. Компоновка муфты 40 и кожуха 16 не может перемещаться назад после сдвига давлением на шар 22.

На фиг. 4 показана группа компоновок, соответствующих позиции 10 Фиг. 1 и 2, обозначенных позициями 52 и 54, установленных в зоне 62, образованной между изолирующими пакерами 58 и 60. Шар 22 вначале сдвигает муфту, связанную с компоновкой 52, и затем сдвигает муфту 40 и кожух 16 до совмещения сегментов 12 с углублением 64 так, что шар 22 может проходить и опускаться на сегменты 12 компоновки 54. После сдвига на данном месте тот же шар 22 проходит вплотную к гнезду 56, которое по проекту обеспечивает полную герметизацию, так что давление может расти во всей зоне 62 для гидроразрыва через все открытые окна 38, установленные между пакерами 58 и 60.

На фиг. 5 показана группа приводимых в действие одним шаром компоновок, аналогичных позиции 10, установленных между изолирующими пакерами. Имеются компоновки 64, 66 и 68 со сдвигающимися муфтами, за которыми следует герметичное гнездо 70 шара. Пакеры 72 и 74 изолируют компоновку 64. Пакеры 74 и 76 изолируют компоновку 66. Пакеры 76 и 78 изолируют компоновку 68. Герметичное гнездо 70 шара расположено между пакером 78 и пакером 80 необсаженного участка ствола. Соответствующие отверстия в компоновках 64, 66 и 68 последовательно открываются, как описано выше, шаром 22, который в конце концов опускается в гнездо 70, так что все зоны, образованные между парой пакеров, можно подвергать гидроразрыву. После этого отдельные зоны можно эксплуатировать и прочие можно изолировать от добычи, если они дают воду, например.

Шпонка 82, показанная на Фиг. 1, входит в продольную канавку 84 для предотвращения вращения муфты 40 в кожухе 16, если происходит разбуривание. Разбуривание сегментов 12 упрощается, когда они удерживаются 14 в кожухе 16. Резьба 46 выполнена с возможностью затягиваться при вращении разбуривания также для содействия разбуриванию.

Специалист в данной области техники должен понимать, что поскольку диаметр 18 первого отверстия больше шара 22, шар 22 опускается на сегменты. Аксиальный сдвиг сегментов обеспечивает проход шара 22 дополнительно вглубь скважины без деформирования нижнего конца 26 сужающегося элемента 24. Во время аксиального смещения сегментов 12 так, что они могут втягиваться в канавку 64, сужающийся элемент 24 перемещает в тандеме с сегментами 12 с удержанием относительного положения между ними. В результате, даже когда сегменты 12 втягиваются в канавку 64, не открывается промежуток между сегментами 12 и сужающимся элементом 24, который может захватить шар 22 при подъеме на поверхность, например, во время добычи давлением снизу после завершения гидроразрыва. Шар 22 имеет свободный проход через нижний конец 26, не деформированный во время нагнетания давления. Сдвиг муфты 40 и кожуха 16 происходит с некоторой допустимой утечкой через промежутки 36 между сегментами 12, как показано на Фиг. 6. Производительность насоса на поверхности просто увеличивают для компенсации расхода утечки.

Хотя сдвиг муфт 40 для открытия окна 38 является предпочтительно применяемым вариантом, имеется много других типов скважинных инструментов управляемых давлением, которые можно использовать в системе последовательного приведения в действие инструментов, где общий предмет, предпочтительно шар 22, но который может иметь другие формы, последовательно используют для управления инструментами в конкретном порядке при обеспечении успешного выхода шара 22 из ствола скважины когда поток снизу поднимает его вверх.

Хотя предпочтительный вариант осуществления показан на Фиг. 1 с использованием упоров 12, проходящих через окна 14 и втягивающихся в углубление 64, возможна альтернатива, где гнездо выполнено с использованием разрезного кольца или пружинного кольца, имеющего зазор, и которое может выдвигаться радиально наружу при совмещении с углублением 64. По существу, пружинное кольцо должно быть эквивалентом одному сегменту с промежутком в нем, аналогичному нескольким промежуткам 36 при использовании упоров 12, проходящих через окна 14.

Приведенное выше описание является иллюстрацией предпочтительного варианта осуществления и много модификаций может быть выполнено специалистом в данной области техники без отхода от изобретения, объем которого определяется точным и эквивалентным объемом формулы изобретения, приведенной ниже.

1. Выборочно приводимый в действие барьер для трубной колонны на подземной площадке, содержащий: множество установленных по периметру сегментов, опирающихся на кожух и выполненных с возможностью перемещения из первого положения, где сегменты проходят в трубную колонну, во второе положение, где сегменты втягиваются для увеличения канала, образованного сегментами в кожухе в первом положении; причем сегменты разнесены друг от друга снаружи канала во втором положении; сужающийся элемент, установленный в кожухе смежно с сегментами и имеющий отверстие сужения больше канала, когда сегменты находятся в первом положении; предмет для спуска на сегмент и, по существу, блокирующий канал, когда сегмент находится в первом положении, и проходящий через канал, когда сегмент втягивается во второе положение.

2. Барьер по п. 1, в котором сужающийся элемент перекрывает пространства между сегментами.

3. Барьер по п. 2, в котором сужающийся элемент выполнен с возможностью перемещения аксиально в тандеме с сегментами.

4. Барьер по п. 3, в котором аксиальное перемещение сегментов обеспечивает их втягивание с увеличением канала.

5. Барьер по п. 4, в котором сегменты проходят через соответствующие окна в кожухе, при этом аксиальное перемещение кожуха совмещает окна с углублением в трубной колонне для обеспечения втягивания сегментов.

6. Барьер по п. 1, в котором сужающийся элемент направляет предмет в канал, образованный сегментами.

7. Барьер по п. 6, в котором сужающийся элемент уменьшает расход утечки через пространства между сегментами, когда они находятся в первом положении.

8. Барьер по п. 1, в котором сегменты не могут возвращаться в первое положение после перехода во второе положение.

9. Барьер по п. 1, в котором кожух скреплен для вращения с трубной колонной.

10. Барьер по п. 1, в котором предмет представляет собой сферу.

11. Барьер по п. 3, в котором аксиальное перемещение сегментов проходит в тандеме с кожухом для открытия, по меньшей мере, одного окна в трубной колонне.

12. Барьер по п. 1, в котором множество установленных по периметру сегментов содержит несколько аксиально разнесенных групп сегментов, каждого со смежным сужающимся элементом, при этом предмет последовательно опускается на смежную группу после перемещения другой группы сегментов во второе положение.

13. Барьер по п. 12, в котором предмет представляет собой сферу, при этом кожух дополнительно содержит сплошное гнездо шара в кожухе, сфера опускается с уплотнением в гнездо после перемещения всех групп сегментов во втянутое положение.

14. Барьер по п. 13, в котором сфера выполнена с возможностью перемещения потоком снизу сплошного гнезда шара для прохода через группы сегментов, причем сегменты во всех группах находятся во втором положении.

15. Барьер по п. 13, в котором каждая из групп аксиально сдвигается для перехода из первого во второе положение; кожух содержит множество кожухов; каждый кожух содержит, по меньшей мере, одну группу сегментов, сдвигающихся аксиально с кожухом; каждый кожух открывает, по меньшей мере, одно окно в трубном изделии вследствие аксиального сдвига.

16. Барьер по п. 1, в котором сегменты имеют верхнюю поверхность, расположенную, по существу, параллельно сужающемуся элементу.

17. Барьер по п. 16, в котором сужающийся элемент установлен смежно с сегментами и с возможностью перемещения в тандеме с сегментами.

18. Барьер по п. 1, в котором предмет представляет собой сферу; при этом сегменты выполнены с возможностью перемещения радиально из первого во второе положение для увеличения диаметра канала, не отходя дополнительно от сужающегося элемента больше диаметра сферы после перемещения во второе положение.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для промывки скважины. Устройство состоит из ствола, корпуса, кольцевой камеры, клапана, а также кольцевого поршня, толкателя.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и имеет возможности извлечения из колонны насосно-компрессорных труб для осуществления ремонта или проведения профилактических работ с последующей установкой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для герметизации колонны насосно-компрессорных труб при проведении цикла освоения скважины путем закрытия клапана пусковой муфты.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинной клапанной системе. Клапан включает корпус, модуль перекрытия канала, механический рычажный механизм, модуль привода и блок управления.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена совместно со скважинным инструментом. Клапан 200 присоединен к секции 11 трубы 160, расположенной в скважине 120.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи пластового флюида электроприводным насосом. Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального перемещения и подпружиненными в радиальном направлении, втулку с конической наружной поверхностью, размещенной в полости корпуса и оснащенной центральным отверстием с седлом под бросовый клапан, выполненный в виде шарика.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, насосную установку 12 с хвостовиком 13, размещенную на указанной колонне, пакер 8 для разобщения залежей 1 и 2 друг от друга, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу залежей, и каждая из которых соединена с соответствующим гидравлическим каналом, а все гидравлические каналы соединены с общим суммарным гидравлическим каналом, представляющим собой полость 11 колонны НКТ выше насосной установки 12, клапан-отсекатель 14, размещенный ниже насосной установки 12 и выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к насосной установке. При этом установка содержит по первому варианту один пакер 8, размещенный между двумя залежами 1 и 2, нижний конец колонны НКТ размещен ниже пакера или в его гидравлическом канале, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше пакера 8, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосной установкой 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14 непосредственно или через, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу. При этом клапан 16 содержит корпус и снабжен двумя гидравлическими каналами 17 и 19, соединенными с насосной установкой, первый из которых также соединен с гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижней залежи 1, и второй, имеющий боковой выход в затрубье 3 и включающий седло и запорный элемент с пружиной возврата, предназначен для поступления в него из затрубья 3 пластовой жидкости из верхней залежи 2. Клапан-отсекатель 14 выполнен с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к первому гидравлическому каналу проходного обратного клапана путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины. По второму варианту количество пакеров 8 и 24 на один меньше числа залежей 1, 2, 3 и все установлены ниже верхней залежи 2 с разделением нижних залежей 1 и 23 друг от друга. Нижний конец колонны НКТ размещен ниже нижнего пакера 8, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше верхнего пакера 24, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосом 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14. При этом проходной обратный клапан 16 и клапан-отсекатель 14 такой же конструкции, как и по первому варианту. Технический результат заключается в исключении влияния жидкости из нижней залежи на технологические параметры работы верхней залежи при одновременном обеспечении надежной работы установки при наличии забойного давления верхней залежи выше, чем нижней залежи (приведенного к одному уровню). 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к технике нагнетания газа и жидкости в продуктивный пласт насосом для поддержания пластового давления. Способ нагнетания газа и жидкости в скважину насосом, снабженным всасывающим и нагнетательным клапанами, заключается во вводе газожидкостной смеси с заданным избыточным давлением от постороннего источника. В качестве насоса используют скважинный электроцентробежный насос, установленный в подземной емкости, выполненной в виде шурфа. Газожидкостную смесь вводят поочередно в пространство между обсадной и насосно-компрессорной трубой и в насосно-компрессорную трубу (НКТ). Включают насос, следят за изменением уровня жидкости в межтрубном пространстве и переключают поток жидкости от насоса поочередно в НКТ и в пространство между обсадной трубой и НКТ. Компримированную газожидкостную смесь подают в нагнетательную скважину. Группа изобретений направлена на повышение эффективности нагнетания газожидкостной смеси насосом в продуктивный пласт и упрощение используемого для этого устройства. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для высокоскоростного приведения в действие гидроприводом. Описаны устройство и способ высокоскоростного приведения в действие гидроприводом. Способ включает в себя регулировку положения исполнительного механизма при помощи регулятора гидравлического давления и трубопровода измерения давления, который обеспечивает приведение в статическое положение регулятора гидравлического давления за счет давления на входном отверстии для противодавления. Регулировка положения исполнительного механизма включает в себя увеличение давления на регулятор гидравлического давления для открытия исполнительного механизма при помощи первого электромагнита или уменьшение давления на регулятор гидравлического давления для закрытия исполнительного механизма при помощи второго электромагнита. Технический результат заключается в повышении надежности приведения в действие гидроприводом. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх