Скважинное устройство и способ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к скважинному устройству активации скважинного инструмента и способу его использования. Активирующее устройство (10) для активации скважинного инструмента содержит верхний переводник (12), нижний переводник (14), наружную муфту (16) с окном (18) и внутреннюю муфту (20) с окном (22). Устройство (10) выполняется меняющим конфигурацию между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна (18, 22) не совмещены, и активированной конфигурацией, в которой окна (18, 22) совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство (10), причем активирующее устройство (10) выполнено так, что приложение по меньшей мере двух сил к активирующему устройству (10) переводит активирующее устройство (10) из конфигурации спуска в скважину в активированную конфигурацию. Технический результат заключается в повышении эффективности скважинного устройства. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 53 ил.

 

Область техники изобретения

Данноееизобретение относится к скважинному устройство и способу. Конкретнее, но без ограничения, варианты осуществления изобретения относятся к активирующему устройству и способу активации скважинного инструмента.

Предпосылки изобретения

В промышленность разведки и добычи нефти и газа бурят стволы скважин для доступа к подземным нефтегазоносным пластам. Пробуренный ствол скважины можно затем крепить секциями трубных изделий крепления ствола скважины, например, обсадной колонной или хвостовиком. В некоторых случаях, каждая секция трубного крепления ствола скважины может снабжаться резьбовыми соединителями или соединяться иначе, для создания колонны, например, колонны заканчивания, которая спускается в ствол скважины и функционально предназначена для выполнения нескольких отличающихся операций в стволе скважины. Одной операцией, которая может выполняться в стволе скважины является гидравлический разрыв пласта, обычно называемый "гидроразрывом", который включает в себя нагнетание текучей среды в пласт для распространения трещин в пласте горной породы и увеличения притока углеводородов в ствол скважины для извлечения. При проведении работ один или несколько инструментов гидроразрыва пласта можно спускать в ствол скважины с колонной заканчивания и устанавливать смежно с пластом. Текучая среда может затем направляться через окно в боковой стенке инструмента гидроразрыва пласта и нагнетаться в пласт. В некоторых случаях, некоторое число инструментов гидроразрыва пласта может располагаться в разных аксиально разнесенных положениях в колонне заканчивания и для осуществления гидроразрыва многочисленных и/или выбранных пластов.

Колонны заканчивания становятся все более сложными с различными инструментами колонны заканчивания, применяющими различные активирующие механизмы, силы и давления. Также колонны заканчивания могут во многих случаях спускаться в отклоняющиеся от вертикали горизонтальные или наклонно-направленные стволы скважин, в которых дальний конец или носок ствола скважины может отходить на большое расстояние вбок от оборудования устья скважины.

Увеличенная сложность колонн заканчивания, и сложная геометрия и рельеф некоторых стволов скважин могут создавать ряд проблем.

Например, в наклонно-направленных или горизонтальных стволах скважин возможности применения и управления приложением механических сил, которые активируют и/или деактивируют данный инструмент колонны заканчивания, могут являться ограниченными. В случае если требуется применять толкающую или тянущую силу для активации инструмента колонны заканчивания, например, следует учитывать, что для горизонтальных или наклонно-направленных стволов скважин пропорциональная доля вертикальной колонны заканчивания, к которой прикладывается толкающая или тянущая сила, может являться относительно небольшой. В результате, точное управление большей части колонны заканчивания, установленной в не вертикальной секции ствола скважины является ограниченным.

Активирующие устройства с применением давления текучей среды могут обеспечивать дистанционное управление инструментом как в вертикальных, так и не вертикальных секциях стволов скважин. Вместе с тем, имеется риск преждевременной активации инструмента в сложных колоннах заканчивания, имеющих некоторое число инструментов с активацией давлением текучей среды, с функциональными возможностями работы при различных давлениях активации. В некоторых случаях такая преждевременная активация может уменьшить кпд извлечения углеводородов стволом скважины. Вместе с тем в других случаях преждевременная активация инструмента может требовать удаления колонны заканчивания, где данное возможно, проведения капремонта скважины или может даже привести к консервации ствола скважины со значительными затратами времени и расходами для оператора.

Сущность изобретения

Согласно первому аспекту настоящего изобретения создано активирующее устройство для активации скважинного инструмента, указанное в п. 1

Варианты осуществления настоящего изобретения могут давать ряд преимуществ. Например, варианты осуществления изобретения могут предотвращать или по меньшей мере снижать риск преждевременной активации скважинного инструмента, обусловленной самопроизвольным приложением силы или давления, достаточного для обеспечения активации инструмента. Альтернативно или дополнительно, варианты осуществления настоящего изобретения могут обеспечивать проведение работы, которая включает в себя приложение силы, достаточной для обеспечения активации инструмента. В качестве примера, работа может включать в себя опрессовку в скважине, варианты осуществления изобретения обеспечивают приложение давления опрессовки равного или превышающего давление, достаточного для обеспечения активации скважинного инструмента, например, одного или нескольких скважинных инструментов, функционально связанных с активирующим устройством, или другого скважинного инструмента. Указанное является особенно предпочтительным, поскольку обеспечивает проведение опрессовки при полном рабочем давлении или даже давлении выше рабочего давления в случаях, где ранее указанное являлось невозможным или не выполнялось вследствие риска преждевременного активирования.

В конкретных вариантах осуществления активирующее устройство может выполняться с возможностью перехода из первой конфигурации во вторую конфигурацию в две стадии. В других вариантах осуществления активирующее устройство может выполняться с возможностью перехода из первой конфигурации во вторую конфигурацию в три или больше стадий.

Активирующее устройство может дополнительно содержать третью конфигурацию, представляющую собой, например, подготовительную или промежуточную конфигурацию. Активирующее устройство может выполняться с возможностью перевода из первой конфигурации в подготовительную конфигурацию, приложением или последующем приложением первой по меньшей мере из двух сил. При проведении работ активирующее устройство может выполняться так, что приложение первой по меньшей мере из двух сил не переводит активирующее устройство из первой конфигурации во вторую конфигурацию, активирующее устройство переводится во вторую конфигурацию, приложением или следом за приложением второй или последующей силы. Предпочтительно, это обеспечивает оператору подъем давления для опрессовки выше давления закрепления и надежное управление данной работой.

Следует признать, что в случае, если активирующее устройство выполнено с возможностью перехода из первой конфигурации во вторую конфигурацию в (n) стадий, активирующее устройство может содержать (n-1) подготовительных или промежуточных конфигураций.

Активирующее устройство может представлять собой механическое активирующее устройство или активирующий механизм. Первая конфигурация может механически отличаться от второй конфигурации. Третья конфигурация может механически отличаться от первой конфигурации и второй конфигурация. Предпочтительным является создание механического активирующего устройства, которое может обеспечивать надежный переход между конфигурациями активирующего устройства, который требуется в скважинной окружающей среде.

По меньшей мере две силы могут иметь любую подходящую величину. В конкретных вариантах осуществления по меньшей мере две силы могут иметь одинаковую величину. В других вариантах осуществления по меньшей мере две силы могут иметь отличающуюся величину. По меньшей мере две силы могут представлять собой по меньшей мере первую силу и дискретную вторую силу. По меньшей мере одна сила может представлять собой линейную силу. По меньшей мере две силы могут прикладываться устройством приложения силы. Устройство приложения силы может иметь любую подходящую форму и конструкцию.

Компоновка приложения силы может представлять собой механическое исполнительное устройство приложения силы, механическое исполнительное устройство приложения силы может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Механическое исполнительное устройство приложения силы может содержать упругий элемент или смещающий элемент. Упругий элемент или смещающий элемент может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Смещающий элемент может содержать пружину, в конкретных вариантах осуществления плоскую проволочную работающую на сжатие пружину, пружину Smalley wave или т.п.

В некоторых вариантах осуществления компоновка приложения силы может содержать одно механическое исполнительное устройство приложения силы. В таких вариантах осуществления по меньшей мере две силы можно прикладывать механическим исполнительным устройством приложения силы. В других вариантах осуществления устройство приложения силы может содержать множество механических исполнительных устройств приложения силы. По меньшей мере две силы можно прикладывать отличающимися механическими исполнительными устройствами приложения силы. По меньшей мере две силы можно прикладывать одинаковыми механическими исполнительными устройствами приложения силы.

Альтернативно или дополнительно, компоновка приложения силы может представлять собой устройство, применяющее давление текучей среды. Устройство приложения силы может содержать нагнетаемое давление текучей среды. Нагнетаемое давление текучей среды можно нагнетать с поверхности, например, но не эксклюзивно через аксиальный проход текучей среды или трубопровод. Альтернативно, или дополнительно, устройство приложения силы может содержать перепад давления, действующий на активирующее устройство.

Активирующее устройство может иметь любую подходящую форму и конструкцию.

Первый активирующий элемент может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Первый активирующий элемент может содержать упругий элемент. Первый активирующий элемент может содержать наружный активирующий элемент. Первый активирующий элемент может содержать кольцевой элемент. Первый активирующий элемент может иметь наружную поверхность, внутреннюю поверхность, верхнюю концевую поверхность и нижнюю концевую поверхность. В конкретных вариантах осуществления первый активирующий элемент может содержать наружное пружинное стопорное кольцо.

Второй активирующий элемент может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Второй активирующий элемент может содержать внутренний активирующий элемент. Второй активирующий элемент может содержать кольцевой элемент. Второй активирующий элемент может содержать верхнюю часть и нижнюю часть. Верхняя часть может содержать внутреннюю поверхность, наружную поверхность и концевую поверхность. Нижняя часть может содержать внутреннюю поверхность, наружную поверхность и концевую поверхность. Внутренний уступ может образовывать переход между внутренней поверхностью верхней части и внутренней поверхностью нижней части. Наружный уступ может образовывать переход между наружной поверхностью верхней части и наружной поверхностью нижней части. В конкретных вариантах осуществления второй активирующий элемент может содержать внутреннее пружинное стопорное кольцо.

Активирующее устройство может содержать фиксатор первой стадии. Фиксатор первой стадии может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Фиксатор первой стадии может содержать по меньшей мере один срезной штифт или т.п.

Активирующее устройство может содержать фиксатор второй стадии. Фиксатор второй стадии может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Фиксатор второй стадии может содержать по меньшей мере один срезной штифт или т.п.

Активирующее устройство может выполняться с возможностью блокирования в первой конфигурации.

Активирующее устройство может выполняться с возможностью блокирования в подготовительной конфигурации.

По меньшей мере один из фиксатора первой стадии и фиксатора второй стадии может создавать блокировку или создавать часть блокировки. Альтернативно или дополнительно, скважинный инструмент может выполняться с возможностью создания блокировки или создания части блокировки.

По меньшей мере две инициирующие силы могут иметь любую подходящую величину. В конкретных вариантах осуществления по меньшей мере две из инициирующих сил могут представлять собой силы разной величины. В других вариантах осуществления по меньшей мере две из инициирующих сил могут иметь одну величину. По меньшей мере две инициирующие силы могут представлять собой по меньшей мере инициирующую силу первой стадии и инициирующую силу второй стадии. По меньшей мере одна из инициирующих сил может представлять собой линейную силу.

По меньшей мере две инициирующие силы могут представлять собой силы снятия блокировки. При проведении работ блокировку можно разблокировать или иначе снимать инициирующими силами для обеспечения перехода активирующего устройства.

По меньшей мере две инициирующие силы можно прикладывать устройством приложения инициирующей силы. Компоновка приложения инициирующей силы может иметь любую подходящую форму и конструкцию.

В конкретных вариантах осуществления компоновка приложения инициирующей силы может представлять собой устройство, использующее давление текучей среды. Например, компоновка приложения инициирующей силы может содержать подаваемое давление текучей среды. Подаваемое давление текучей среды можно подавать с поверхности, например, но не эксклюзивно через аксиальный проход текучей среды или трубопровод, в конкретных вариантах осуществления, через аксиальный проходной канал скважинного инструмента. Альтернативно или дополнительно, компоновка приложения силы можно применять в забойной зоне скважины или с помощью перепада давления.

Приложенное давление текучей среды может иметь любую подходящую величину. Приложенное давление текучей среды может иметь диапазон от 5000 фунт/дюйм2 (35 МПа) до 18000 фунт/дюйм2 (125 МПа). Приложенное давление текучей среды может иметь диапазон от 5000 фунт/дюйм2 (35 МПа) до 15000 фунт/дюйм2 (104 МПа). Приложенное давление текучей среды может иметь диапазон от 9000 фунт/дюйм2 (62 МПа) до 12000 фунт/дюйм2 (83 МПа). Приложенное давление текучей среды может иметь диапазон от 10000 фунт/дюйм2 (69 МПа) до 18000 фунт/дюйм2 (125 МПа). В конкретных вариантах осуществления первая по меньшей мере из двух инициирующих сил может являться результатом первого приложенного давления, и вторая по меньшей мере из двух инициирующие силы может являться результатом второго приложенного давления. В конкретных вариантах осуществления, первое давление может иметь величину больше второго давления. Первое приложенное давление может иметь диапазон от 10000 фунт /дюйм2 (69 МПа) до 18000 фунт/дюйм2 (125 МПа), например. Второе приложенное давление может иметь диапазон от 5000 до 15000 фунт/дюйм2 (35-104 МПа), например. Вместе с тем, следует учитывать, что первое приложенное давление не обязательно должно быть выше второго приложенного давления. В других вариантах осуществления величина второго давления может быть больше или равна величине первого давления.

Альтернативно или дополнительно, компоновка приложения инициирующей силы может содержать по меньшей мере одно механическое инициирующее исполнительное устройство приложения силы. Механически прикладываемую инициирующую силу можно передавать с поверхности. Альтернативно, или дополнительно, механически прикладываемую инициирующую сила можно прикладывать в забойной зоне скважины, например, но не эксклюзивно с помощью установочного инструмента, толкателя открытия окон или т.п.

По меньшей мере одна из инициирующих сил может представлять собой силу равную или больше силы активации скважинного инструмента.

По меньшей мере две инициирующие силы могут являться неодинаковыми. Например, первую по меньшей мере из двух инициирующих сил можно прикладывать и затем снимать или уменьшать до приложения второй или последующий по меньшей мере из двух инициирующих сил.

Контроллер может управлять приложением любой или обоих, по меньшей мере из двух сил и по меньшей мере двух инициирующих сил для управления переходом конфигураций активирующего устройства.

Первая конфигурация может представлять собой конфигурацию спуска в скважину. При проведении работ активирующее устройство можно спускать в ствол скважины, например, нефтяной или газовой скважины, в первой конфигурации.

Вторая конфигурация может представлять собой конфигурацию активации. При проведении работ, активирующее устройство во второй конфигурация может активировать или обеспечивать активирование одного или нескольких скважинных инструментов.

В некоторых вариантах осуществления активирующее устройство может являться встроенным в скважинный инструмент или образовывать его часть.

В других вариантах осуществления активирующее устройство может выполняться отдельным от скважинного инструмента. Например, активирующее устройство может выполняться в модуле активирующего устройства, компоновке переводника или переводнике, соединенном со скважинным инструментом.

Скважинный инструмент может иметь любую подходящую форму и конструкцию.

Скважинный инструмент может содержать муфту, например скользящую муфту.

Скважинный инструмент может представлять собой носковую муфту или т.п.

Скважинный инструмент может выполняться с возможностью обеспечения циркуляция в нижнем конце ствола скважины. Например, скважинный инструмент может при проведении работ действовать, как расходная часть для обеспечения прохода текучей среды в колонну заканчивания, с гидроразрывом, управляемым сбросом шара, где требуется подача шара к забою скважины.

Скважинный инструмент может содержать регулятор расхода. Скважинный инструмент может содержать регулятор притока (ICD) или т.п.

Скважинный инструмент может содержать аксиальный проход потока. Например, скважинный инструмент может содержать аксиальный проходной канал.

Скважинный инструмент может содержать поперечный проход потока.

В первой конфигурации скважинный инструмент может выполняться с возможностью предотвращения поперечного прохода текучей среды через скважинный инструмент.

В подготовительной конфигурации скважинный инструмент может выполняться с возможностью предотвращения поперечного прохода текучей среды через скважинный инструмент.

Во второй конфигурации скважинный инструмент может выполняться с возможностью обеспечивать поперечным проходом текучей среды через скважинный инструмент.

Инструмент может содержать первый элемент.

Первый элемент может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Первый элемент может являться трубным изделием. Первый элемент может содержать муфту. Первый элемент может содержать внутреннюю муфту. При проведении работ по меньшей мере две силы могут действовать на первый элемент для обеспечения перехода конфигурации активирующего устройства.

Первый элемент может содержать один компонент. В конкретных вариантах осуществления, вместе с тем, первый элемент может содержать множество компонентов. Например, первый элемент может содержать два или больше из следующего: расположенная со стороны устья скважины часть, средняя часть и расположенная со стороны забоя часть. В конкретных вариантах осуществления, но не эксклюзивно, проход потока первого элемента может формироваться в средней части.

Расположенная со стороны устья скважины часть первого элемента может иметь любую подходящую форму и конструкцию. В конкретных вариантах осуществления расположенная со стороны устья скважины часть первого элемента может содержать верхнюю часть и нижнюю часть. Верхняя часть может содержать внутреннюю поверхность, наружную поверхность и по меньшей мере одну концевую поверхность. По меньшей мере одна из концевых поверхностей может располагаться на отбортовке. Нижняя часть может содержать внутреннюю поверхность, наружную поверхность и концевую поверхность. Нижняя часть может являться заглубленной относительно верхней части. Внутренний уступ может образовывать переход между верхней частью внутренней поверхности и наружной частью внутренней поверхности. Наружный уступ может образовывать переход между наружной поверхностью верхней части и наружной поверхностью нижней части. В наружной поверхности расположенной со стороны устья скважины части может выполняться или создаваться канавка. Уплотнительный элемент может устанавливаться в канавке. Уплотнительный элемент может иметь любую подходящую форму и конструкцию. В конкретных вариантах осуществления уплотнительный элемент может представлять собой кольцевое уплотнение круглого сечения или т.п. В конкретных вариантах осуществления уплотнительный элемент может снабжаться одним или несколькими защитными элементами уплотнения.

Средняя часть первого элемента может иметь любую подходящую форму и конструкцию.

Средняя часть первого элемента может содержать верхнюю часть и нижнюю часть. Верхняя часть может содержать внутреннюю поверхность, наружную поверхность и концевую поверхность. Нижняя часть может содержать внутреннюю поверхность, наружную поверхность и концевую поверхность. Наружная поверхность может представлять собой ступенчатую наружную поверхность. Внутренний уступ может образовывать переход между внутренней поверхностью верхней части и внутренней поверхностью нижней части. Наружный уступ может образовывать переход между наружной поверхностью верхней части и наружной поверхностью нижней части. В вариантах осуществления, где наружная поверхность представляет собой ступенчатую наружную поверхность, множество наружных уступов могут образовывать переходы между ступенями. Во внутренней поверхности средней части может выполняться или создаваться канавка. Уплотнительный элемент может устанавливаться в канавке. Уплотнительный элемент может иметь любую подходящую форму и конструкцию. В конкретных вариантах осуществления,

уплотнительный элемент может представлять собой кольцевое уплотнение круглого сечения или т.п. В конкретных вариантах осуществления уплотнительный элемент может обеспечиваться одним или несколькими защитными элементами уплотнения. Канавка и в конкретных вариантах осуществления множество канавок, могут выполняться или иначе создаваться в наружной поверхности. Уплотнительный элемент может устанавливаться в каждой из канавок.

Каждый из уплотнительных элементов может иметь любую подходящую форму и конструкцию. В конкретных вариантах осуществления, каждый из уплотнительных элементов может представлять собой кольцевое уплотнение круглого сечения или т.п. В конкретных вариантах осуществления, каждый из уплотнительных элементов может снабжаться одним или несколькими защитными элементами уплотнения.

Расположенная со стороны забоя часть первого элемента может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Расположенная со стороны забоя часть может содержать наружную поверхность, внутреннюю поверхность и концевые поверхности. Внутренняя поверхность может представлять собой ступенчатую внутреннюю поверхность.

Расположенная со стороны устья скважины часть, средняя часть и расположенную со стороны забоя часть первого элемента могут выполняться с любым подходящим взаимным расположением. Расположенная со стороны устья скважины часть первого элемента и средняя часть первого элемента могут перекрываться. Например, Верхняя часть средней части может располагаться вокруг нижней части расположенной со стороны устья скважины части.

Средняя часть первого элемента и расположенная со стороны забоя часть первого элемента могут перекрываться. Например, расположенную со стороны забоя часть может располагаться вокруг нижней части средней части.

Две или больше из следующего: расположенная со стороны устья скважины часть, средняя часть и расположенная со стороны забоя часть первого элемента могут соединяться вместе. Расположенная со стороны устья скважины часть первого элемента и средняя часть первого элемента могут соединяться вместе. Любое подходящее соединительное устройство может применяться. Например, расположенная со стороны устья скважины часть первого элемента и средняя часть первого элемента могут соединяться вместе по меньшей мере одним из следующего: резьбовым соединением, механическим соединительным устройством или т.п.Средняя часть первого элемента и расположенная со стороны забоя часть первого элемента могут соединяться вместе. Любое подходящее соединительное устройство может применяться. Например, средняя часть первого элемента и расположенная со стороны забоя часть первого элемента могут соединяться вместе по меньшей мере одним из следующего: резьбовым соединением, механическим соединительным устройством или т.п.

В некоторых вариантах осуществления первый элемент может содержать поперечный проход текучей среды. Проход потока первого элемента может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Проход потока первого элемента может содержать по меньшей мере одно окно прохода текучей среды. В конкретных вариантах осуществления, проход потока первого элемента может содержать одно окно. В других вариантах осуществления проход потока первого элемента может содержать множество окон. В вариантах осуществления, где проход потока первого элемента содержит множество окон, два или больше окон могут располагаться по окружности. Альтернативно, или дополнительно, два или больше окон могут располагаться аксиально. По меньшей мере одно окно прохода потока первого элемента может иметь любую подходящую форму. По меньшей мере одно окно прохода потока первого элемента может являться круглым. По меньшей мере одно окно прохода потока первого элемента может являться овальным.

Инструмент может содержать второй элемент, функционально связанный с первым элементом.

Второй элемент может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Второй элемент может устанавливаться смежно с первым элементом. Второй элемент может устанавливаться по меньшей мере частично вокруг первого элемента. Второй элемент может являться трубным изделием. Второй элемент может содержать муфту. Второй элемент может содержать наружную муфту. В конкретных вариантах осуществления второй элемент может содержать один или унитарный компонент. В других вариантах осуществления второй элемент может содержать множество компонентов. Второй элемент может содержать внутреннюю поверхность, наружную поверхность и концевые поверхности.

Второй элемент может содержать поперечный проход потока. Проход потока второго элемента может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Проход потока второго элемента может содержать по меньшей мере одно окно прохода текучей среды. Проход потока второго элемента может содержать одно окно. В конкретных вариантах осуществления, проход потока второго элемента может содержать множество окон, например, но не эксклюзивно четыре или больше окон. В вариантах осуществления, где проход потока второго элемента содержит множество окон, два или больше окон могут располагаться по окружности. Альтернативно или дополнительно, два или больше окон могут располагаться аксиально. По меньшей мере одно окно прохода потока второго элемента может иметь любую подходящую форму. По меньшей мере одно окно прохода потока второго элемента может являться круглым. По меньшей мере одно окно прохода потока второго элемента может являться овальным.

Пробка может крепиться или иначе создаваться в проходе потока второго элемента. Пробка может иметь любую подходящую форму и конструкцию. Пробка может представлять собой силиконовую пробку, хотя следует учитывать, что пробку из любого подходящего материала можно использовать.

Площадь сечения потока бокового поперечного прохода потока второго элемента может, по существу, быть равной площади сечения потока бокового прохода потока первого элемента. Альтернативно, и в конкретных вариантах осуществления, инструмент может содержать дроссель. Например, площадь сечения потока бокового поперечного прохода потока второго элемента может быть меньше площади сечения потока бокового прохода потока первого элемента.

По меньшей мере один из первого элемента и второго элемента может быть выполнен с возможностью перемещения относительно другого из первого элемента и второго элемента. Первый элемент может быть выполнен с возможностью перемещения относительно второго элемента для перемещения активирующего устройства между первой конфигурацией и второй конфигурацией. Первый элемент может быть выполнен с возможностью аксиального скольжения относительно второго элемента для перемещения устройства между первой конфигурацией и второй конфигурацией.

Первый элемент может быть выполнен с возможностью перемещения относительно второго элемента для перемещения устройства между первой конфигурацией и подготовительной конфигурацией. В конкретных вариантах осуществления первый элемент может быть выполнен с возможностью аксиального скольжения относительно второго элемента для перемещения устройства между первой конфигурацией и подготовительной конфигурацией.

Первый элемент может быть выполнен с возможностью перемещения относительно второго элемента для перемещения устройства между подготовительной конфигурацией и второй конфигурацией. Первый элемент может быть выполнен с возможностью аксиального скольжения относительно второго элемента для перемещения устройства между подготовительной конфигурацией и второй конфигурацией.

В некоторых вариантах осуществления инструмент может быть выполнен так, что поперечный проход потока, например, окно прохода потока, второго элемента вначале располагается со стороны устья скважины от поперечного прохода потока, например, окна прохода потока первого элемента. В других вариантах осуществления инструмент может быть выполнен так, что поперечный проход потока, например, окно прохода потока второго элемента вначале располагается со стороны забоя от поперечного прохода потока, например, окна прохода потока первого элемента. Предпочтительное расположение вначале бокового поперечного прохода потока второго элемента со стороны забоя от бокового поперечного прохода потока предотвращает или уменьшает риск того, что силы трения от потока, проходящего через аксиальный проход потока или проходное отверстие, самопроизвольно закроют инструмент.

Можно создать блокирующее вращение устройство. Предпочтительно, создание блокирующего вращение устройства помогает в поддержании поворотного совмещения между компонентами скважинного инструмента, в частности, но не эксклюзивно боковыми окнами. Блокирующее вращение устройство может быть установлено между первым элементом и вторым элементом. Блокирующее вращение устройство может быть выполнен с возможностью предотвращения или ограничения относительного вращения между первым элементом и вторым элементом. Блокирующее вращение устройство может быть выполнено с возможностью обеспечения аксиального перемещения первого элемента и второго элемента. Блокирующее вращение устройство может иметь любую подходящую форму и конструкцию. В конкретных вариантах осуществления блокирующее вращение устройство может содержать штифт или винт, выполненный с возможностью зацепления канавки. Винт может быть предусмотрен во втором элементе и канавка может быть предусмотрена в первом элементе, или наоборот.

В данном варианте осуществления канавка или шлиц выполняется во внутренней муфте смежно с окном в наружной муфте. Один или несколько фиксаторов или шпонок устанавливаются проходящими через наружную муфту и в канавку, причем фиксатор обеспечивает поворотное совмещение между внутренней муфтой и наружной муфтой.

Вставка может быть установлена в блокирующем вращение устройстве и/или в других полостях инструмента. В конкретных вариантах осуществления, вставка может быть установлена в канавке блокирующего вращение устройства.

Предпочтительно, создание вставки обеспечивает поворотное совмещение между первым и вторым элементами, а также предотвращение или уменьшение ухода консистентной смазки из инструмента. Вставка может также или альтернативно предотвращать засорение блокирующего вращение устройства или полостей инструмента.

Вставка может содержать твердый материал или текучую среду. Вставка может содержать твердый материал низкой прочности, или т.п.

Вставка может содержать силиконовый материал. В конкретных вариантах осуществления вставка может содержать

высокотемпературный силиконовый материал.

Вставка может содержать по меньшей мере одну из смол; растительную смолу; герметик; высокотемпературный герметик; и материал 3М™ Fire Barrier Water Tight Sealant 3000 WT.

Вставка может содержать адгезивный материал. Применение адгезивного материала может обеспечивать удержание вставки или заполнителя в инструменте или полости инструмента. Например, но не эксклюзивно, вставка или заполнитель может выбираться для обеспечения адгезии к стали, без подготовки или с минимальной подготовкой поверхности для обеспечения прочной адгезивной связи при температурных изменениях в диапазоне от 100 градусов Цельсия до 200 градусов Цельсия.

Вставка может содержать деформируемый материал. Применение деформируемого материала предпочтительно обеспечивает соблюдение допусков, когда заполненная полость является смежной или взаимодействующей с движущимися частями инструмента. Предпочтительно применение материала, который податливее/мягче, чем сталь, обеспечивающего деформацию и гибкость, когда заполнитель высыхает.

При проведении работ канавка или шлиц блокирующего вращение устройства могут быть выполнены во вставке или заполнителе. Например, фиксирующая шпонка может задавать канавку во вставке или заполнителе, деформируя или срезая слой вставки.

Поверхность канавки или полость инструмента может быть очищена до применения вставки или заполнителя. В случае, если вставка или заполнитель содержит текучую среду или адгезивный материал, вставка может затвердевать до сборки инструмента.

Применение силиконового материала создает дополнительное преимущество, поскольку силикон сохраняет свое положение в канавке и не должен самопроизвольно уходить в пласт, или в вариантах применения, где нежелательно применение пробок, например, силиконовых пробок, описанных выше.

В некоторых вариантах осуществления вставка может применяться на месте пробок. Вместе с тем, в других вариантах осуществления, где приемлемо, могут применяться как вставки, так и пробки.

Инструмент может содержать по меньшей мере одно дополнительное боковое отверстие. Дополнительное боковое отверстие может выполняться с возможностью приема заправочных отверстий консистентной смазки или т.п.

Инструмент может содержать соединительное средство для соединения скважинного инструмента с трубной колонной. Соединительное средство может иметь любую подходящую форму и конструкцию.

Соединительное средство может представлять собой замковую деталь для соединения скважинного инструмента с расположенным со стороны устья скважины компонентом трубной колонны. В некоторых вариантах осуществления замковая деталь для соединения инструмента с расположенным со стороны устья скважины компонентом трубной колонны может являться интегральной со вторым элементом. В конкретных вариантах осуществления замковая деталь для соединения инструмента с расположенным со стороны устья скважины компонентом трубной колонны может представлять собой отдельный компонент, в частности, но не эксклюзивно, верхний переводник или т.п.

Соединительное средство может содержать замковую деталь для соединения инструмента с расположенным со стороны забоя скважины компонентом трубной колонны. В некоторых вариантах осуществления замковая деталь для соединения инструмента с расположенным со стороны забоя скважины компонентом трубной колонны может являться интегральной со вторым элементом. В конкретных вариантах осуществления замковая деталь для соединения инструмента с расположенным со стороны забоя скважины компонентом трубной колонны может содержать отдельный компонент, в частности, но не эксклюзивно нижний переводник или т.п.

По меньшей мере одна из расположенной со стороны устья скважины замковой детали и расположенной со стороны забоя скважины замковой детали может представлять собой резьбовую замковую деталь или т.п. По меньшей мере одна из расположенной со стороны устья скважины замковой детали и расположенной со стороны забоя скважины замковой детали может представлять собой муфту бурильного замка. По меньшей мере одна из расположенной со стороны устья скважины замковой детали и расположенной со стороны забоя скважины замковой детали может содержать ниппель бурильного замка.

Устройство может выполняться так, что в первой конфигурации, спуска в скважину, проход текучей среды в первом элементе и проход текучей среды во втором элементе не совмещены. При проведении работ, устройство может выполняться с возможностью спуска в ствол скважины в первой конфигурации.

Скважинный инструмент может выполняться так, что во второй конфигурации проход текучей среды в первом элементе и проход текучей среды во втором элементе совмещены или по меньшей мере частично совмещены. При проведении работ, переход устройства из первой конфигурации во вторую конфигурацию может обеспечивать поперечный проход текучей среды через инструмент. Альтернативно, первый элемент или второй элемент может содержать поперечный проход потока. Например, только второй элемент может содержать поперечный проход потока, при этом перемещение первого элемента, закрывает и открывает боковой поперечный проход потока второго элемента.

Инструмент может быть выполнен с возможностью спуска в ствол скважины, как части трубной колонны, например, но не эксклюзивно, колонны заканчивания, спусковой колонны, бурильной колонны или т.п. Инструмент можно выполнять подходящим для расположения в любом месте в колонне. В некоторых вариантах осуществления инструмент может быть выполнен на самом дальнем конце или носке трубной колонны или вблизи него.

Скважинный инструмент может быть выполнен с возможностью спуска в обсаженную секцию ствола скважины.

Скважинный инструмент может быть выполнен с возможностью спуска в не обсаженную или не имеющую крепления секцию ствола скважины.

В некоторых вариантах осуществления скважинный инструмент может быть выполнен с открытым дальним концом. В вариантах применения с обсаженным стволом, например, создание скважинного инструмента, выполненного с открытым дальним концом, может обеспечивать перекачивание затвердевающего материала, например, но не эксклюзивно цемента или т.п. через скважинный инструмент и, например, через колонну заканчивания в кольцевое пространство между инструментом и стенкой ствола скважины для осуществления циркуляции или других подходящих вариантов применения. Предпочтительно, создание одного или обоих, по меньшей мере одного заправочного отверстия консистентной смазки и пробки, предотвращает засорение полостей в инструмент затвердевающим материалом.

Скважинный инструмент может быть выполнен с возможностью приема и/или обеспечения прохода трубного скребка или т.п. При проведении работ трубный скребок может следовать за затвердевающим материалом и может подаваться насосом в забойную зону скважины, например, с водой или т.п. В некоторых вариантах осуществления скважинный инструмент может содержать профиль для приема трубного скребка, при этом обеспечивая сохранение конца инструмента и/или трубной колонны закрытой. Трубный скребок может альтернативно сцепляться с профилем под скважинным инструментом, например, в другом скважинном инструменте трубной колонны для закрытия конца колонны.

В других вариантах осуществления скважинный инструмент может быть выполнен с закрытым дальним концом. В таких вариантах осуществления колонна заканчивания может быть закрыта на скважинном инструменте и при этом дополнительные операции могут не требоваться до проведения, например, опрессовки. В таких вариантах осуществления по меньшей мере одно из заправочных отверстий консистентной смазки и пробки можно, если необходимо исключить.

В некоторых вариантах осуществления скважинный инструмент может быть выполнен для гидроразрыва в скважине и/или стволе скважины, например, стволе нефтяной или газовой скважины. Скважинный инструмент может представлять собой инструмент гидроразрыва пласта.

В некоторых вариантах осуществления, если скважинный инструмент выполнен для гидроразрыва пласта, скважинный инструмент может устанавливаться в противоположной ориентации, применяющейся для циркуляции, или альтернативных вариантов осуществления гидроразрыва пласта, в таких вариантах осуществления ссылки на направления к устью скважины и к забою скважины можно поменять местами. При проведении работ, когда скважинный инструмент установлен в забойной зоне скважины и активирующее устройство и скважинный инструмент имеют вторую конфигурацию, жидкость для гидроразрыва пласта можно перекачивать или иначе направлять через инструмент, например, через проход текучей среды в зону гидроразрыва пласта. Предпочтительно, установка скважинного инструмента в обратной ориентации может предотвращать действие сил, генерируемых потоком жидкости для гидроразрыва пласта, самопроизвольно обуславливающих преждевременный или иначе незапланированный переход скважинного инструмента в закрытую конфигурацию, поскольку активирующее устройство и/или первый элемент скважинного инструмента могут устанавливаться со стороны забоя от прохода потока.

По меньшей мере одно из расположенной со стороны устья скважины замковой детали, расположенной со стороны забоя скважины замковой детали и первого элемента может содержать выполненные сужающимися или скошенными концевые поверхности. Например, нижняя концевая поверхность расположенной со стороны устья скважины замковой детали и верхняя концевая поверхность первого элемента может содержать сужение или скос. Нижняя концевая поверхность первого элемента и верхняя концевая поверхность расположенной со стороны забоя скважины замковой детали может выполняться сужающейся или скошенной. Предпочтительно, сужающиеся концевые поверхности помогают в перемещении консистентной смазки из инструмента во время работы.

По меньшей мере одно активирующее устройство согласно первому аспекту настоящего изобретения может представлять собой трубную колонну.

Колонна может представлять собой колонну заканчивания. Колонна может представлять собой спусковую колонну, бурильную колонну или т.п.

Колонна может содержать одно активирующее устройство согласно первому аспекту.

Колонна может содержать множество активирующих устройств согласно первому аспекту.

Колонна заканчивания может содержать по меньшей мере один скважинный инструмент.

Колонна заканчивания может содержать множество скважинных инструментов.

По меньшей мере один из скважинных инструментов может представлять собой скважинный инструмент согласно второму аспекту. В конкретных вариантах осуществления множество инструментов могут представлять собой инструменты согласно второму аспекту.

Колонна может содержать по меньшей мере один другой скважинный инструмент.

В некоторых вариантах осуществления каждый инструмент колонны может содержать активирующее устройство согласно первому аспекту или скважинный инструмент согласно второму аспекту. Предпочтительно, в случае, если каждый инструмент колонны содержит активирующее устройство согласно настоящему изобретению, вся колонна может участвовать в работах и/или динамометрических испытаниях и опрессовке, которые ранее не могли проводиться или выполняться вследствие риска преждевременного активирования.

По меньшей мере один другой скважинный инструмент может содержать механический счетчик, например, описанный в публикации W0 2011/ 17601, которая полностью включена в данный документ.

По меньшей мере один другой скважинный инструмент может представлять собой забойное исполнительное устройство, например, описанное в публикации WO 2011/117602, которая полностью включена в данный документ.

По меньшей мере один другой скважинный инструмент может представлять собой пакер.

По меньшей мере один другой скважинный инструмент может представлять собой скользящую муфту.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения создан способ по п. 20.

Способ может представлять собой способ гидроразрыва пласта в скважине.

Способ может представлять собой способ осуществления циркуляции текучей среды в скважине.

Способ может содержать переход активирующего устройства из первой конфигурации во вторую конфигурацию в несколько стадий.

Первая конфигурация может представлять собой конфигурацию спуска в скважину.

Вторая конфигурация может представлять собой конфигурацию активации.

Способ может содержать перевод активирующего устройства из первой конфигурации в третью конфигурацию. Третья конфигурация может представлять собой, например, подготовительную или промежуточную конфигурацию.

Способ может содержать перевод активирующего устройства из первой конфигурации в подготовительную конфигурацию с помощью приложения или следом за приложением первой по меньшей мере из двух сил.

Способ может содержать переход активирующего устройства из подготовительной конфигурации во вторую конфигурацию, благодаря приложению, или следом за приложением, второй или последующей силы.

При проведении работ приложение первой по меньшей мере из двух сил может не переводить активирующее устройство из первой конфигурации во вторую конфигурацию, активирующее устройство переходит во вторую конфигурацию, с помощью приложения, или следом за приложением, второй или следующей силы.

Способ может содержать спуск инструмента, заблокированного в первой конфигурации, на забой скважины.

Способ может содержать разблокирование активирующего устройства из первой конфигурации для перехода активирующего устройства из первой конфигурации в подготовительную конфигурацию.

Разблокирование активирующего устройства из первой конфигурации может происходить одновременно с увеличением давления или в результате увеличения давления в проходном отверстии инструмента.

Способ может содержать использование исполнительного устройства приложения силы в инструменте, прикладывающего силу к активирующему устройству для перехода инструмента из первой конфигурации в подготовительную конфигурацию.

Способ может содержать блокирование инструмента в подготовительной конфигурации.

Блокирование инструмента в подготовительной конфигурации может происходить одновременно со снижением давления, или в результате снижения давления в проходном отверстии инструмента.

Способ может содержать разблокирование активирующего устройства из подготовительной конфигурации для перехода активирующего устройства из подготовительной конфигурации в другую промежуточную конфигурацию или вторую конфигурацию. Разблокирование активирующего устройства из подготовительной конфигурации может происходить одновременно с увеличением давления или в результате увеличения давления в проходном отверстии инструмента. Увеличенное давление для разблокирования активирующего устройства из подготовительной конфигурации может быть меньше увеличенного давления, требуемого для разблокирования активирующего устройства из первой конфигурации.

Способ может содержать применение исполнительного устройства приложения силы в инструменте, прикладывающего силу к активирующему устройству для перехода инструмента из подготовительной конфигурации в промежуточную конфигурацию или вторую конфигурацию.

Способ может содержать опрессовку инструмента.

Опрессовка инструмента может содержать увеличение давления в проходном отверстии инструмента.

Понятно, что признаки, определенные выше согласно любому аспекту настоящего изобретения, или ниже для любого конкретного варианта осуществления изобретения можно применять, либо индивидуально или в комбинации с любым другим определенным признаком, в любом другом аспекте или варианте осуществления изобретения.

Краткое описание чертежей

Данные и другие аспекты настоящего изобретения описаны ниже только в качестве примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.

На фиг. 1 показано частично в виде продольного сечения устройство согласно варианту осуществления настоящего изобретения в конфигурации спуска в скважину.

На фиг. 2 показана с увеличением расположенная со стороны устья скважины зона устройства, показанного на фиг. 1.

На фиг. 3 показана с увеличением расположенная со стороны забоя скважины зона устройства, показанного на фиг. 1 и 2.

На фиг. 4 показана с увеличением средняя часть устройства, показанного на фиг. 1-3.

На фиг. 5 показана с увеличением в конфигурации спуска в скважину часть устройства, показанного на фиг. 1-4.

На фиг. 5а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 5.

На фиг. 6 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 5, во втором положении.

На фиг. 6а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 6.

На фиг. 7 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 5, в третьем положении.

На фиг. 7а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 7.

На фиг. 8 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 5, в четвертом положении.

На фиг. 8а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 8.

На фиг. 9 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 5, в пятом положении.

На фиг. 9а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 9.

На фиг. 10 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 5, в конфигурации активации.

На фиг. 10а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 10.

На фиг. 11 показано в конфигурации активации устройство с частью в виде продольного сечения.

На фиг. 12 показана блок-схема последовательности операций способа согласно являющемуся примером варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 13 устройство согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения показано с частью в виде продольного сечения в конфигурации спуска в скважину.

На фиг. 14 показана с увеличением расположенная со стороны устья скважины зона устройства, показанного на фиг. 13.

На фиг. 15 показана с увеличением расположенная со стороны забоя скважины зона устройства, показанного на фиг. 13 и 14.

На фиг. 16 показана с увеличением средняя часть устройства показанного на фиг. 13-15.

На фиг. 17 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 13-16 конфигурацией спуска в скважину.

На фиг. 17а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 17.

На фиг. 18 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 17, во втором положении.

На фиг. 18а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 18.

На фиг. 19 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 17, в третьем положении.

На фиг. 19а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 19.

На фиг. 20 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 17, в четвертом положении.

На фиг. 20а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 20.

На фиг. 21 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 17, в пятом положении.

На фиг. 21 показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 21.

На фиг. 22 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 17, в конфигурации активации.

На фиг. 22а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 22.

На фиг. 23 показано устройство с частью в виде продольного сечения в конфигурации активации.

На фиг. 24 показано продольное сечение устройства согласно третьему варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 25 показана с увеличением расположенная со стороны устья скважины зона устройства, показанного на фиг. 24.

На фиг. 26 показана с увеличением расположенная со стороны забоя скважины зона устройства, показанного на фиг. 24.

На фиг. 27 показано продольное сечение устройства в конфигурации спуска в скважину согласно четвертому варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 28 показана с увеличением расположенная со стороны устья скважины зона устройства, показанного на фиг. 27

На фиг. 29 показана с увеличением расположенная со стороны забоя скважины зона устройства, показанного на фиг. 27 и 28.

На фиг. 29а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 29

На фиг. 30 показано продольное сечение устройства, показанного на фиг. 27-29, здесь в конфигурации активации.

На фиг. 31 показана с увеличением часть устройства, показанного на фиг. 27-29, здесь в конфигурации спуска в скважину.

На фиг. 31а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 31.

На фиг. 32 показана с увеличением во втором положении часть устройства, показанного на фиг. 31.

На фиг. 32а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 32.

На фиг. 33 показана с увеличением в третьем положении часть устройства, показанного на фиг. 31.

На фиг. 33а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 33.

На фиг. 34 показана с увеличением в четвертом положении часть устройства, показанного на фиг. 31.

На фиг. 34а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 34.

На фиг. 35 показана с увеличением в пятом положении часть устройства, показанного на фиг. 31.

На фиг. 35а показан с увеличением выделенный фрагмент фиг. 35.

Подробное описание чертежей

На фиг. 1, показано с частью в виде продольного сечения устройство 10 согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Как показано на фиг. 1, устройство 10 имеет верхний переводник 12, нижний переводник 14, наружную муфту 16 с окном 18 и внутреннюю муфту 20 с окном 22.

Согласно первому варианту осуществления, при проведении работ, устройство 10 принимает форму муфты носка, которая соединятся с колонной заканчивания и образует ее часть (схематично показано позицией S), которая спускается в ствол скважины (схематично показано позицией В). Устройство 10 может менять конфигурацию между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна 18, 22 не совмещены (как показано на фиг. 1) и активированным положением, в котором окна 18, 22 совмещены и создают поперечный проход текучей среды через устройство 10 (как показано на фиг. 10 и 11), который можно применять, например, при гидроразрыве пласта в скважине.

На фиг. 2 показано с увеличением продольное сечение верхней зоны устройства 10, показаного на фиг. 1, можно видеть, что верхний переводник 12 является в общем трубным изделием и образует при проведении работ расположенный со стороны устья скважины конец устройства 10 (левый конец, как показано на фигурах). Верхняя часть 24 верхнего переводника 12 имеет внутреннюю поверхность 26, наружную поверхность 28 и концевую поверхность 30, и нижняя часть 32 верхнего переводника 12 имеет внутреннюю поверхность 34, наружную поверхность 36 и концевые поверхности 38, 40, причем концевая поверхность 38 расположена на отбортовке 42, выступающей от нижней части 32 верхнего переводника. Внутренний уступ 44 образует переход между внутренними поверхностями 26, 34. Наружный уступ 46 образует переход между наружными поверхностями 28, 36. Во внутренней поверхности 26 выполнена канавка 48 и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 50 круглого сечения установлен в канавке 48. В показанном варианте осуществления уплотнение 50 снабжено двумя защитными кольцами 52 уплотнения. В наружной поверхности 36 также выполнена канавка 54 и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 56 круглого сечения 56 установлен в канавке 54. В показанном варианте осуществления уплотнение 56 снабжено двумя защитными кольцами 58 уплотнения.

На фиг. 3 показано с увеличением продольное сечение нижней зоны устройства 10, показанного на фиг. 1 и 2, можно видеть, что нижний переводник 14 является в общем трубным изделием и образует расположенный со стороны со стороны забоя скважины конец устройства 10 (правый конец, показанный на фигурах и самый близкий к носку скважины при проведении работ). Верхняя часть 60 нижнего переводника 14 имеет внутреннюю поверхность 62, наружную поверхность 64 и концевые поверхности 66, 68, причем концевая поверхность 66 расположена на отбортовке 70, выступающей от верхней части 60 нижнего переводника. Нижняя часть 72 нижнего переводника 14 имеет внутреннюю поверхность 74, наружную поверхность 76 и концевую поверхность 78. Внутренний уступ 80 образует переход между внутренними поверхностями 62, 74. Наружный уступ 82 образует переход между наружными поверхностями 64, 76. Во внутренней поверхности 74 выполнена канавка 84, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 86 круглого сечения 86 установлен в канавке 84. В показанном варианте осуществления уплотнение 86 снабжено двумя защитными кольцами 88 уплотнения. Канавка 90 также выполнена в наружной поверхности 64, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 92 круглого сечения установлен в канавке 90. В показанном варианте осуществления уплотнение 92 снабжено двумя защитными кольцами 94 уплотнения.

При проведении работ устройство 10 соединяется со смежным расположенным со стороны устья скважины компонентом колонны S с помощью верхнего переводника 12 и со смежным расположенным со стороны забоя скважины компонентом колонны S с помощью нижнего переводника 14. В показанном варианте осуществления верхний переводник 12 и нижний переводник 14 образуют замковые муфты с резьбой, хотя понятно, что либо один или оба из верхнего переводника 12 и нижнего переводника 14 могут альтернативно образовывать замковые ниппели с резьбой или любое другое подходящее соединительное устройство.

Как показано на фиг. 2 и 3, наружная муфта 16 проходит между верхним переводником 12 и нижним переводником 14 и является по существу конструкции трубой, имеющей внутреннюю поверхность 96, наружную поверхность 98 и концевые поверхности 100, 102.

После сборки устройство 10 обеспечивает конфигурацию, в которой расположенная со стороны устья скважины концевая зона 104 наружной муфты 16 устанавливается на нижней части 32 верхнего переводника и крепится резьбовым соединением 106 (как показано лучше всего на фиг. 2), а расположенная со стороны забоя скважины концевая зона 108 наружной муфты 16 устанавливается на верхней части 60 нижнего переводника и крепится резьбовым соединением 110 (как показано лучше всего на фиг. 3). Как можно видеть на фигурах, концевая поверхность 100 наружной муфты 16 упирается в наружный уступ 4 6 верхнего переводника. Концевая поверхность 102 упирается в наружный уступ 82 нижнего переводника. Наружная поверхность 98 муфты, наружная поверхность 28 верхнего переводника и наружная поверхность 76 нижнего переводника образуют по существу непрерывную наружную поверхность устройства 10. Трубные верхний переводник 12, внутренняя муфта 20 и нижний переводник 14 имеют центральный продольный канал, образующий проходное отверстие Т.

Как показано лучше всего на фиг. 3, боковое окно 18 наружной муфты проходит поперечно через наружную муфту 16 в направлении перпендикулярном проходному отверстию Т. Силиконовая пробка 112 крепится в окне 18 и остальной объем 114 окна 18 заполняется консистентной смазкой или т.п. В дополнение к окну 18, некоторое число боковых отверстий 116 создается в наружной муфте 16, причем отверстия 116 образуют или принимают заправочные отверстия 118 консистентной смазки, и в показанном варианте осуществления созданы четыре заправочных отверстия 118 консистентной смазки.

В показанном варианте осуществления наружная муфта 16 является единой конструкцией, хотя признается, что в других вариантах осуществления наружную муфту 16 можно сконструировать из некоторого числа компонентов, скрепленных вместе. В показанном варианте осуществления внутренняя муфта 20 сконструирована из некоторого числа компонентов, соединенных вместе, как описано дополнительно ниже и показано на фиг. 4.

Как показано на фиг. 4, внутренняя муфта 20 является в общем трубным изделием и расположена между верхним переводником 12 и нижним переводником 14 и радиально внутри наружной муфты 16. При проведении работ внутренняя муфта 20 скользит аксиально относительно наружной муфты 16 между верхним переводником 12 и нижним переводником 14 для перемещения устройства 10 между конфигурацией спуска в скважину, в которой боковые окна 18, 22 не совмещены, и активированной конфигурацией, в которой окна 18, 22 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 10, например, для выполнения циркуляция или гидроразрыва пласта в скважине.

Внутренняя муфта 20 содержит расположенную со стороны устья скважины часть 20а, среднюю часть 20b и расположенную со стороны забоя часть 20с. В показанном варианте осуществления боковое окно 22 обеспечено в средней части 20b.

Расположенная со стороны устья скважины часть 20а внутренней муфты 20 имеет верхнюю часть 120 и нижнюю часть 122. Верхняя часть 120 имеет внутреннюю поверхность 124, наружную поверхность 126 и концевые поверхности 128, 130, причем концевая поверхность 128 расположена на отбортовке 132. Нижняя часть 122 имеет внутреннюю поверхность 134, наружную поверхность 136 и концевую поверхность 138, нижняя часть 122 является заглубленной относительно верхней части 120 (то есть, нижняя часть 122 имеет наружный диаметр меньше верхней части 120). Внутренний уступ 140 образует переход между внутренними поверхностями 124, 134. Наружный уступ 142 образует переход между наружными поверхностями 126, 136. В наружной поверхности 126 образована канавка 144, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения круглого сечения 146 установлен в канавке 144. В показанном варианте осуществления уплотнение 146 снабжено двумя защитными кольцами 148 уплотнения.

Средняя часть 20b внутренней муфты 20 имеет верхнюю часть 150 и нижнюю часть 152. Верхняя часть 150 имеет внутреннюю поверхность 154, наружную поверхность 156 и концевую поверхность 158, а нижняя часть 152 имеет внутреннюю поверхность 160, ступенчатую наружную поверхность со ступенями 162, 164, 166, 168 и концевую поверхность 170. Внутренний уступ 172 образует переход между внутренними поверхностями 154, 160. Наружные уступы 174, 176, 178 образуют переходы между ступенями 162, 164, 166 168. Во внутренней поверхности 154 выполнена канавка 180, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения круглого сечения 182 установлен в канавке 180. В показанном варианте осуществления уплотнение 182 снабжено двумя защитными кольцами 184 уплотнения. В наружной поверхности 156 выполнены две канавки 186, каждая канавка 186 имеет уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 188 круглого сечения, установленный в ней. В показанном варианте осуществления каждое уплотнение 188 снабжено двумя защитными кольцами 190 уплотнения. Как можно видеть на фиг. 3, например, уплотнения 188 изолируют с двух сторон боковое окно 22 внутренней муфты и установлены между внутренней муфтой 20 и наружной муфтой 16, предотвращая протечку текучей среды вокруг бокового окна 22 при проведении работ.

Расположенная со стороны забоя часть 20с внутренней муфты 20 имеет наружную поверхность 192, ступенчатую внутреннюю поверхность 194, с внутренним уступом 196, обращенные к устью скважины концевые поверхности 198, 200 и обращенные к забою скважины концевые поверхности 202, 204.

Как можно видеть на фиг. 4, части 20а, 20b, 20с внутренней муфты перекрываются: верхняя часть 150 средней части 20b установлена вокруг нижней части 122 расположенной со стороны устья скважины части 20а; расположенная со стороны забоя часть 20с установлена вокруг нижней части 152 средней части 20b. Части 20а, 20b, 20с внутренней муфты также соединены вместе. Перекрытие расположенной со стороны устья скважины и средней частей 20а, 20b крепится резьбовым соединением 206 и одним или несколькими стопорными винтами 208 со шлицем без головки, препятствующим относительному вращению частей 20а, 20b, 20с внутренней муфты 20. Перекрытие средней и расположенной со стороны забоя частей 20b, 20с крепится резьбовым соединением 210 и одним или несколькими стопорными винтами 212 со шлицем без головки. Пространства 214 между внутренней муфтой и верхним переводником 12 и нижним переводником 14 заполняются консистентной смазкой или т.п., и формируют окна 216 для выхода консистентной смазки при вытеснении внутренней муфтой 20.

На фиг. 5 и 5а, показана часть активирующего устройства 218 устройства 10 согласно показанному варианту осуществления. Активирующее устройство 218 расположено между внутренней муфтой 20 и наружной муфтой 16 и при проведении работ содействует перемещению между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна 18, 22 не совмещены, и активированной конфигурацией, в которой окна 18, 22 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 10, что описано дополнительно ниже.

Активирующее устройство 218 содержит наружное пружинное стопорное кольцо 220, внутреннее пружинное стопорное кольцо 222, фиксатор первой стадии в виде срезного штифта 224 первой стадии (см. фиг. 5), установленного между внутренней муфтой 20 и наружной муфтой 16, фиксатор второй стадии в виде в виде срезного штифта 226 второй стадии, установленного между внутренним пружинным стопорным кольцом 222 и внутренней муфтой 20, и смещающий элемент в виде пружины 228, в показанном варианте осуществления плоской проволочной работающей на сжатие пружины или пружины Smalley Wave.

Наружное пружинное стопорное кольцо 220 содержит кольцевой элемент с наружной поверхностью 230, внутренней поверхностью 232, верхней (обращенной к устью скважины) концевой поверхностью 234 и нижней (обращенной к забою скважины) концевой поверхностью 236.

Внутреннее пружинное стопорное кольцо 222 содержит кольцевой элемент с верхней частью 238 и нижней частью 240. Верхняя часть 238 имеет внутреннюю поверхность 242, наружную поверхность 244 и концевую поверхность 246. Нижняя часть 240 имеет внутреннюю поверхность 248, наружную поверхность 250 и концевую поверхность 252. Внутренний уступ 254 образует переход между внутренними поверхностями 242, 248. Наружный уступ 256 образует переход между наружными поверхностями 244, 250. Как показано на фиг. 5а, срезной штифт 226 второй стадии проходит через внутреннее пружинное стопорное кольцо 222 и во внутреннюю муфту 20.

Работа устройства 10 описана ниже со ссылками на все фигуры и в частности со ссылкой на фиг. 5-11.

При проведении работ устройство 10 спускают в ствол В скважины в конфигурации спуска в скважину с активирующим устройством 218, выполненным, как показано на фиг. 5 и 5а. В данной конфигурации наружное пружинное стопорное кольцо 220 опирается на наружную поверхность 250 внутреннего пружинного стопорного кольца 222 и установлено между внутренней муфтой 20 и наружной муфтой 16 так, что предотвращается относительное аксиальное перемещение внутренней муфты 20 и наружной муфта 16.

Согласно настоящему изобретению устройство 10 следует применять в качестве носковой муфты. Носковая муфта устанавливается на ведущем конце колонны S заканчивания, которая может включать в себя различные другие инструменты, например, пакеры и скользящие муфты (не показано).Колонна S заканчивания затем спускается на забой скважины и носковая муфта устанавливается, как инструмент, самый близкий к носку скважины. Оператор на поверхности увеличивает давление в проходном отверстии Т. Давление увеличивается до 11000 фунт/дюйм2 (75 МПа) для опрессовки колонны S заканчивания данным высоким давлением.

Данное давление текучей среды первой стадии, приложенное в проходном отверстии Т и действующее между уплотнениями 146, 188 внутренней муфты 20, обуславливает срезание срезного штифта 224 первой стадии, сдвигая внутреннюю муфту 20 в сторону забоя (вправо как показано на фигурах) относительно наружной муфты 16 из положения, показанного на фиг. 5 и 5а, в положение, показанное на фиг. 6 и 6а. В данном положении внутреннее пружинное стопорное кольцо 222 остается скрепленным с внутренней муфтой 20срезным штифтом 226 второй стадии и сдвигается при перемещении внутренней муфты 20. При смещении внутреннего пружинного стопорного кольца 222 к забою скважины наружное пружинное стопорное кольцо 220, которое аксиально удерживается наружной муфтой 16, больше не поддерживается нижней частью 240 внутреннего пружинного стопорного кольца 222 и падает вниз на наружную поверхность 244 верхней части 238 внутреннего пружинного стопорного кольца 222.

Когда давление текучей среды первой стадии, приложенное в проходном отверстии Т, уменьшают, упругая сила, приложенная пружиной 228, поджимает внутреннюю муфту 20 в сторону устья скважины (влево как показано на фигурах) из положения, показанного на фиг. 6 и 6а, в положение, показанное на фиг. 7 и 7а. Когда данное происходит, предотвращается перемещение внутреннего пружинного стопорного кольца 222 дополнительно к забою скважины с внутренней муфтой 20, благодаря блокирующему сцеплению между уступом 256 внутреннего пружинного стопорного кольца 222 и концевой поверхностью 236 верхнего пружинного стопорного кольца 220 и между концевой поверхностью 234 верхнего пружинного стопорного кольца 220 и наружной муфтой 16.

Направленная к устью скважины сила пружины срезает срезной штифт 226 второй стадии, и устройство 10 перемещается из положения, показанного на фиг. 7 и 7а, в положение, показанное на фиг. 8 и 8а. В данном положении, поскольку нижнее пружинное стопорное кольцо 222 больше не удерживается срезным штифтом 226, перемещение внутренней муфты 20 в направлении к устью скважины под действием силы пружины обуславливает падение внутреннего пружинного стопорного кольца 222 на внутреннюю муфту 20.

Давление текучей среды второй стадии, приложенное в проходном отверстии Т и обуславливающее создание перепада давления между уплотнениями 14 6, 188 внутренней муфты 20, обуславливает смещение внутренней муфты 20 к забою скважины из положения, показанного на фиг. 8 и 8а, в положение, показанное на фиг. 9 и 9а. Как можно видеть на фиг. 9 и 9а, поскольку нижнее пружинное стопорное кольцо 222 установлено в гнездо на внутренней муфте 20, нижнее пружинное стопорное кольцо 222 перемещается к забою скважины с внутренней муфтой 20. Когда внутреннее пружинное стопорное кольцо 222 сдвигается к забою скважины, наружное пружинное стопорное кольцо 220 больше не поддерживается внутренним пружинным стопорным кольцом 222 и падает вниз на внутреннюю муфту 20. В данном положении наружное пружинное стопорное кольцо 220 больше аксиально не удерживается наружной муфтой 16.

Когда давление текучей среды второй стадии уменьшают в управляемом режиме, упругая сила, приложенная пружиной 228, поджимает внутреннюю муфту 20 вместе с наружным пружинным стопорным кольцом 220 и внутренним пружинным стопорным кольцом 222 к устью скважины из положения, показанного на фиг. 9 и 9а, в положение, показанное на фиг. 10, 10а и 11, в таком положении устройство 10 образует активированную конфигурацию. Как можно видеть на фиг. 10, 10а и 11, в данном положении окна 18, 22 совмещены и обеспечен проход текучей среды через устройство 10.

Следует признать, что в вариантах осуществления настоящего изобретения первое приложение силы давления достаточной величины для активирования устройства 10 не приводит к преждевременной активации устройства 10, активация устройства 10 происходит только при втором приложении силы давления достаточной величины для активирования устройства 10.

На фиг. 12 показана блок-схема с описанием последовательности операций способа согласно являющемуся примером варианту осуществления настоящего изобретения. Способ может содержать по меньшей мере одно из следующего:

создание инструмента, имеющего активирующее устройство по меньшей мере с 3 конфигурациями: конфигурацией спуска в скважину, подготовительной конфигурацией и конфигурацией активации; спуск инструмента в скважину, заблокированного в конфигурации спуска в скважину; опрессовка инструмента, например, с помощью увеличения давления в проходном отверстии Т, и одновременно разблокирование активирующего устройства из конфигурации спуска в скважину; использование исполнительного устройства в инструменте для приложения силы к активирующему устройству для перехода инструмента из конфигурации спуска в скважину в подготовительную конфигурацию и одновременно блокирование инструмента в подготовительной конфигурации; приложение давления, например, с помощью увеличения давления в проходном отверстии Т до значения ниже давления опрессовки для разблокирования активирующего устройства из подготовительной конфигурации; снижение давления в проходном отверстии Т для управления приложением силы исполнительным устройством приложения силы; и обеспечение исполнительным устройством приложения силы в инструменте перехода активирующего устройства из подготовительной конфигурации в активированную конфигурацию.

Понятно, что термины: со стороны устья скважины, со стороны забоя скважины, верхний и нижний, применяются для помощи в понимании изобретения и что устройство можно применять в любой требуемой ориентации.

На фиг. 13-23, показано устройство 1010 согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения. Устройство 1010 является аналогичным устройству 10 и аналогичные компоненты представлены аналогичными цифрами с увеличением на 1000. Как можно видеть на фигурах, устройство 1010 отличается от устройства 10 тем, что компоненты устройства 1010 сориентированы в направлении противоположном направлению компонентов устройства 10.

На фиг. 13 показано с частью в виде продольного сечения устройство 1010. Как показано на фиг. 13, устройство 1010 имеет верхний переводник 1012, нижний переводник 1014, наружную муфту 1016 с окном 1018 и внутреннюю муфту 1020 с окном 1022.

Как и в устройстве 10, в данном втором варианте осуществления устройство 1010 принимает форму муфты носка, которая соединяется с колонной заканчивания и образует ее часть (схематично показано позицией S) которая спускается в ствол скважины (схематично показано позицией В). Устройство 1010 выполняется меняющим конфигурацию между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна 1018, 1022 не совмещены (как показано на фиг. 13) и активированного положения, в которой окна 1018, 1022 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 1010 (как показано на фиг. 22, 22а и 23), что может применяться, например, при гидроразрыве пласта в скважине.

На фиг. 14, где показано с увеличением продольное сечение верхней зоны устройства 1010, показанного на фиг. 13, можно видеть, что верхний переводник 1012 является в общем трубным изделием и образует расположенный со стороны устья скважины при проведении работ конец устройства 1010 (левый конец, как показано на фигурах). Верхняя часть 1024 верхнего переводника 1012 имеет внутреннюю поверхность 1026, наружную поверхность 1028 и концевую поверхность 1030, и нижняя часть 1032 верхнего переводника 1012 имеет внутреннюю поверхность 1034, наружную поверхность 1036 и концевые поверхности 1038, 1040, причем концевая поверхность 1038, расположена на отбортовке 1042, проходящей от нижней части верхнего переводника 1032. Внутренний уступ 104 4 образует переход между внутренними поверхностями 1026, 1034. Наружный уступ 1046 образует переход между наружными поверхностями 1028, 1036. Во внутренней поверхности 1026 выполнена канавка 1048, и уплотнительный элемент 1050 в виде кольцевого уплотнения круглого сечения установлен в канавке 1048. В показанном варианте осуществления уплотнение 1050 снабжено двумя защитными кольцами 1052 уплотнения. Канавка 1054 также выполнена в наружной поверхности 1036, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 1056 круглого сечения установлен в канавке 1054. В показанном варианте осуществления уплотнение 1056 снабжено двумя защитными кольцами 1058 уплотнения.

На фиг. 15, где показано с увеличением продольное сечение нижней зоны устройства 1010, показанного на фиг. 13 и 14, можно видеть, что нижний переводник 1014 является в общем трубным изделием и образует расположенный со стороны со стороны забоя скважины конец устройства 1010 (правый конец, показанный на фигурах и самый близкий к носку скважины при проведении работ). Верхняя часть 1060 нижнего переводника 1014 имеет внутреннюю поверхность 1062, наружную поверхность 1064 и концевые поверхности 1066, 1068, причем концевая поверхность 1066 расположена на отбортовке 1070, выступающей от верхней части 1060 нижнего переводника. Нижняя часть 1072 нижнего переводника 1014 имеет внутреннюю поверхность 1074, наружную поверхность 1076 и концевую поверхность 1078. Внутренний уступ 1080 образует переход между внутренними поверхностями 1062, 1074. Наружный уступ 1082 образует переход между наружными поверхностями 1064, 1076. Во внутренней поверхности 1074 выполнена канавка 1084, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 1086 круглого сечения установлен в канавке 1084. В показанном варианте осуществления уплотнение 1086 снабжено двумя защитными кольцами 1088 уплотнения. Канавка 1090 также выполнена в наружной поверхности 1064, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 10 92 круглого сечения установлен в канавке 1090. В показанном варианте осуществления уплотнение 1092 снабжено двумя защитными кольцами 1094 уплотнения.

При проведении работ устройство 1010 соединяется со смежным расположенным со стороны устья скважины компонентом колонны S с помощью верхнего переводника 1012 и со смежным расположенным со стороны забоя скважины компонентом колонны S с помощью нижнего переводника 1014. В показанном варианте осуществления верхний переводник 1012 и нижний переводник 1014 образуют замковые муфты с резьбой, хотя понятно, что любой или оба, верхний переводник 1012 и нижний переводник 1014 могут альтернативно образовывать замковые ниппели с резьбой или любые другие подходящие соединительные устройства.

Как показано на фиг. 13, 14 и 15, наружная муфта 1016 проходит между верхним переводником 1012 и нижним переводником 1014 и является в общем конструкцией в виде трубного изделия с внутренней поверхностью 1096, наружной поверхностью 1098 и концевыми поверхностями 1100, 1102.

После сборки устройство 1010 приобретает конфигурацию, в которой расположенная со стороны устья скважины концевая зона 1104 наружной муфты 16 установлена на нижней части верхнего переводника 1032 и крепится резьбовым соединением 1106 (как показано лучше всего на фиг. 14), а расположенная со стороны забоя скважины концевая зона 1108 наружной муфты 116 установлена на верхней части нижнего переводника 1060 и крепится резьбовым соединением 1110 (как показано лучше всего на фиг. 15). Как можно видеть на фигурах, концевая поверхность 1100 наружной муфты 1016 упирается в наружный уступ верхнего переводника 1046. Концевая поверхность 1102 упирается в наружный уступ 1082 нижнего переводника. Наружная поверхность муфты 1098, наружная поверхность верхнего переводника 1028 и наружная поверхность нижнего переводника 107 6 образуют, по существу, непрерывную наружную поверхность устройства 1010. Трубные верхний переводник 1012, внутренняя муфта 1020 и нижний переводник 1014 имеют центральный продольный канал, образующий проходное отверстие Т.

Как показано лучше всего на фиг. 14, боковое окно наружной муфты 1018 проходит вбок через наружную муфту 1016 в направлении перпендикулярном проходному отверстию Т. Силиконовая пробка 1112 крепится в окне 1018, и остальной объем 1114 окна 1018 заполняет консистентная смазка или т.п. В дополнение к окну 1018 некоторое число боковых отверстий 1116 создается в наружной муфте 1016, отверстия 1116 образуют или вмещают заправочные отверстия 1118 консистентной смазки, и в показанном варианте осуществления созданы четыре заправочных отверстия 1118 консистентной смазки.

В показанном варианте осуществления наружная муфта 1016 является унитарной конструкцией, хотя следует признать, что в других вариантах осуществления наружная муфта 1016 может иметь конструкцию из некоторого числа компонентов, скрепленных вместе. В показанном варианте осуществления внутренняя муфта 1020 сконструирована из некоторого числа компонентов, соединенных вместе, что описано дополнительно ниже со ссылкой на фиг. 16.

Как показано на фиг. 16, внутренняя муфта 1020 является в общем трубным изделием и расположена между верхним переводником 1012 и нижним переводником 1014 и радиально внутри наружной муфты 1016. При проведении работ внутренняя муфта 1020 скользит аксиально относительно наружной муфты 1016 между верхним переводником 1012 и нижним переводником 1014 для перемещения устройства 1010 между конфигурацией спуска в скважину, в которой боковые окна 1018, 1022 не совмещены, и активированной конфигурацией, в которой окна 1018, 1022 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 1010, например, для выполнения циркуляции или гидроразрыва пласта в скважине.

Внутренняя муфта 1020 содержит расположенную со стороны забоя часть 1020а, среднюю часть 1020b и расположенную со стороны устья скважины часть 1020с. В показанном варианте осуществления боковое окно 1022 создается в средней части 1020b.

Расположенная со стороны забоя часть 1020а внутренней муфты 1020 имеет нижнюю часть 1120 и верхнюю часть 1122. Нижняя часть 1120 имеет внутреннюю поверхность 1124, наружную поверхность 1126 и концевые поверхности 1128, 1130, причем концевая поверхность 1128 расположена на отбортовке 1152. Верхняя часть 1122 имеет внутреннюю поверхность 1134, наружную поверхность 1136 и концевую поверхность 1138, верхняя часть 1122 заглублена относительно нижней части 1120 (то есть, верхняя часть 1122 имеет наружный диаметр меньше верхней части 1120). Внутренний уступ 1140 образует переход между внутренними поверхностями 1124, 1134. Наружный уступ 1142 образует переход между наружными поверхностями 1126, 1136. В наружной поверхности 1126 выполнена канавка 1144, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 1146 круглого сечения установлен в канавке 1144. В показанном варианте осуществления уплотнение 1146 снабжено двумя защитными кольцами 1148 уплотнения.

Средняя часть 1020b внутренней муфты 1020 имеет нижнюю часть 1150 и верхнюю часть 1152. Нижняя часть 1150 имеет внутреннюю поверхность 1154, наружную поверхность 1156 и концевую поверхность 1158, а верхняя часть 1152 имеет внутреннюю поверхность 1160, ступенчатую наружную поверхность с уступами 1162, 1164, 1166, 1168 и концевую поверхность 1170. Внутренний уступ 1172 образует переход между внутренними поверхностями 1154, 1160. Наружные уступы 1174, 1176, 1178 образуют переходы между ступенями 1162, 1164, 1166, 1168. Во внутренней поверхности 1154 выполнена канавка 1180, и уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 1182 круглого сечения установлен в канавке 1180. В показанном варианте осуществления уплотнение 1182 снабжено двумя защитными кольцами уплотнения 1184. Две канавки 1186 выполнены в наружной поверхности 1156, каждая канавка 1186 имеет уплотнительный элемент в виде кольцевого уплотнения 1188 круглого сечения, установленный в ней. В показанном варианте осуществления уплотнения 1188 каждое снабжено двумя защитными кольцами 1190 уплотнения. Как можно видеть на фиг. 16, например, уплотнения 1188 изолируют с двух сторон боковое окно внутренней муфты 1022 и установлены между внутренней муфтой 1020 и наружной муфтой 1016 для предотвращения протечки текучей среды вокруг бокового окна 1022 при проведении работ.

Расположенная со стороны устья скважины часть 1020с внутренней муфты 1020 имеет наружную поверхность 1192, ступенчатую внутреннюю поверхность 1194 с внутренним уступом 1196, обращенные к забою скважины концевые поверхности 1198, 1200 и обращенные к устью скважины концевые поверхности 1202, 1204.

Как можно видеть на фиг. 16, части 1020а, 1020b, 1020с внутренней муфты перекрываются: нижняя часть 1150 средней части 1020b расположена вокруг верхней части 1122 расположенной со стороны забоя части 1020а; расположенная со стороны устья скважины часть 1020с расположена вокруг верхней части 1152 средней части 1020b. Части 1020а, 1020b, 1020с внутренней муфты также соединены вместе. Перекрывающиеся расположенная со стороны забоя и средняя части 1020а, 1020b крепятся резьбовым соединением 1206 и одним или несколькими стопорными винтами 1208 со шлицем без головки для предотвращения относительного вращения секций 1020а, 1020b, 1020с внутренней муфты 1020. Перекрывающиеся расположенная со стороны устья скважины и средняя части 1020b, 1020с крепятся резьбовым соединением 1210 и одним или несколькими стопорными винтами 1212 со шлицем без головки. Пространства 1214 между внутренней муфтой и верхним переводником 1012 и нижним переводником 1014 заполняются консистентной смазкой или т.п., и создаются окна 1216 для ухода консистентной смазки при ее вытеснении внутренней муфтой 1020.

На фиг. 17 и 17а, показана часть активирующего устройства 1218 устройства 1010 согласно показанному варианту осуществления. Активирующее устройство 1218 расположено между внутренней муфтой 1020 и наружный муфтой 1016 и при проведении работ содействует перемещению между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна 1018, 1022 не совмещены, и активированной конфигурацией, в которой окна 1018, 1022 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 1010, что описано дополнительно ниже.

Активирующее устройство 1218 содержит наружное пружинное стопорное кольцо 1220, внутреннее пружинное стопорное кольцо 1222, фиксатор первой стадии в виде срезного штифта 1224 первой стадии (см. фиг. 17), установленного между внутренней муфтой 1020 и наружной муфтой 1016, фиксатор второй стадии в виде в виде срезного штифта второй стадии 1226, установленного между внутренним пружинным стопорным кольцом 1222 и внутренней муфтой 1020, и смещающий элемент в виде пружины 1228, в показанном варианте осуществления плоской проволочной работающей на сжатие пружины или пружины Smalley Wave.

Наружное пружинное стопорное кольцо 1220 содержит кольцевой элемент, имеющий наружную поверхность 1230, внутреннюю поверхность 1232, нижнюю (обращенную к забою скважины) концевую поверхность 1234 и верхнюю (обращенную к устью скважины) концевую поверхность 1236.

Внутреннее пружинное стопорное кольцо 1222 содержит кольцевой элемент, имеющий нижнюю часть 1238 и верхнюю часть 1240. Нижняя часть 1238 имеет внутреннюю поверхность 1242, наружную поверхность 1244 и концевую поверхность 1246. Верхняя часть 1240 имеет внутреннюю поверхность 1248, наружную поверхность 1250 и концевую поверхность 1252. Внутренний уступ 1254 образует переход между внутренними поверхностями 1242, 1248. Наружный уступ 1256 образует переход между наружными поверхностями 1244, 1250. Как показано на фиг. 17а, срезной штифт 1126 второй стадии проходит через внутреннее пружинное стопорное кольцо 1222 и во внутреннюю муфту 1020.

Работа устройства 1010 описана ниже со ссылкой на все фигуры и в частности со ссылкой на фиг. 17-22а.

При производстве работ устройство 1010 спускают в ствол В скважины в конфигурации спуска в скважину, с активирующим устройством 1218 в конфигурации, показанной на фиг. 17 и 17а. В данной конфигурации наружное пружинное стопорное кольцо 1220 опирается на наружную поверхность 1250 внутреннего пружинного стопорного кольца 1222 и установлено между внутренней муфтой 1020 и наружной муфтой 1016 так, что относительное аксиальное перемещение внутренней муфты 1020 и наружной муфты 1016 предотвращается.

Согласно настоящему изобретению устройство 1010 следует применять в качестве носковой муфты. Носковую муфту устанавливают на ведущем конце колонны S заканчивания, которая может включать в себя различные другие инструменты, например пакеры и скользящие муфты (не показано). Колонна S заканчивания затем спускается на забой, и носковая муфта устанавливается как инструмент, самый близкий к носку скважины. Оператор на поверхности увеличивает давление в проходном отверстии Т. Давление увеличивается до 11000 фунт/дюйм2 (75 МПа) для опрессовки колонны S заканчивания данным высоким давлением.

Данное давление текучей среды первой стадии, приложенное в проходном отверстии Т'', обуславливает срезание срезного штифта 1224 первой стадии, сдвигая внутреннюю муфту 1020 к устью скважины (влево как, показано на фигурах) относительно наружной муфты 1016 из положения, показанного на фиг. 17 и 17а, в положение, показанное на фиг. 18 и 18а. В данном положении внутреннее пружинное стопорное кольцо 1222 остается скрепленным с внутренней муфтой 1020 срезным штифтом 1226 второй стадии и сдвигается с перемещением внутренней муфты 1020. Когда внутреннее пружинное стопорное кольцо 1222 сдвигается к устью скважины, наружное пружинное стопорное кольцо 1220, которое аксиально удерживается наружной муфтой 1016, больше не поддерживается верхней частью 1240 внутреннего пружинного стопорного кольца 1222 и падает вниз на наружную поверхность 1244 нижней части 238 внутреннего пружинного стопорного кольца 1222.

Когда давление текучей среды первой стадии, приложенное в проходном отверстии Т'', уменьшают, упругая сила, приложенная пружиной 1228, поджимает внутреннюю муфту 1020 в сторону забоя (вправо как показано на фиг.) из положения, показанного на фиг. 18 и 18а, в положение, показанное на фиг. 19 и 19а. Когда данное происходит, предотвращается перемещение внутреннего пружинного стопорного кольца 1222 дополнительно к забою скважины с внутренней муфтой 1020 посредством блокирующего сцепления между уступом 1256 внутреннего пружинного стопорного кольца 1122 и концевой поверхностью 1236 пружинного стопорного кольца 1220 и между концевой поверхностью 1234 пружинного стопорного кольца 1220 и наружной муфтой 1016.

Направленная к забою скважины сила пружины срезает срезной штифт второй стадии 1226, и устройство 1010 перемещается из положения, показанного на фиг. 19 и 19а, в положение, показанное на фиг. 20 и 20а. В данном положении, поскольку нижнее пружинное стопорное кольцо 1222 больше не удерживается срезным штифтом 1226, перемещение внутренней муфты 1020 в направлении к забою скважины под действием силы пружины обуславливает падение внутреннего пружинного стопорного кольца 1222 на внутреннюю муфту 1020.

Давление текучей среды второй стадии, приложенное в проходном отверстии Т'', и действующее, создавая перепад давления между уплотнениями 1146, 1188 внутренней муфты 1020, обуславливает сдвиг внутренней муфтой 1020 к устью скважины из положения, показанного на фиг. 20 и 20а в положение, показанное на фиг. 21 и 21. Как можно видеть на фиг. 21 и 21а, поскольку нижнее пружинное стопорное кольцо 1222 установлено в гнездо на внутренней муфте 1020, нижнее пружинное стопорное кольцо 1222 перемещается к устью скважины с внутренней муфтой 1020. Когда внутреннее пружинное стопорное кольцо 1222 сдвигается к устью скважины, наружное пружинное стопорное кольцо 1220 больше не поддерживается внутренним пружинным стопорным кольцом 1222 и падает вниз на внутреннюю муфту 1020. В данном положении наружное пружинное стопорное кольцо 1220 больше аксиально не удерживается наружной муфтой 1016.

Когда давление текучей среды второй стадии уменьшают в управляемом режиме, упругая сила, приложенная пружиной 1228, поджимает внутреннюю муфту 1020 вместе с наружным пружинным стопорным кольцом 1220 и внутренним пружинным стопорным кольцом 1222 в направлении к забою скважины из положения, показанного на фиг. 21 и 21а, в положение, показанное на фиг. 22, 22а и 23, в таком положении устройство 1010 образует активированную конфигурацию. Как можно видеть на фиг. 22, 22а и 23, в данном положении окна 1018, 1022 совмещены и обеспечен проход текучей среды через устройство 1010.

На фиг. 24-26, показано устройство 2010 согласно третьему варианту осуществления настоящего изобретения. Устройство 2010 является аналогичным устройству 10, и аналогичные компоненты представлены аналогичными цифрами с увеличением на 2000. Аналогично устройству 1010 устройство 2010 имеет верхний переводник 2012, нижний переводник 2014, наружную муфту 2016 с окном 2018 и внутреннюю муфту 2020 с окном 2022. Устройство 2010 принимает форму муфты носка, которая соединятся с колонной заканчивания и образует ее часть (схематично показано позицией S), которая спускается в ствол скважины (схематично показано позицией В). Устройство 2010 выполняется меняющим конфигурацию между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна 2018, 2022 не совмещены (как показано на фиг. 13), и активированным положенияем, в которой окна 2018, 2022 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 2010, что может применяться, например, при гидроразрыве пласта в скважине.

В данном варианте осуществления площадь сечения потока окна 2018 в наружной муфте 2016 меньше площади сечения потока окна 2022. Устройство 2010, таким образом, выполнено дросселирующим поток, проходящий через окна 2018, 2020.

В данном варианте осуществления по меньшей мере одно из окон 2018, 2022 имеет овальную форму.

В данном варианте осуществления нижняя концевая поверхность 2040 верхнего переводника 2012 и верхняя концевая поверхность 2128 внутренней муфты 2020 выполнены сужающимися или скошенными. Аналогично, нижняя концевая поверхность 2128 внутренней муфты 2020 и верхняя концевая поверхность 2066 нижнего переводника 2014 выполнены сужающимися или скошенными. Предпочтительно, сужающиеся концевые поверхности помогают перемещению консистентной смазки из устройства 3010 во время работы.

В данном варианте осуществления во внутренней муфте выполнена канавка 2258 смежная с окном 2018 в наружной муфте 2016. Один или несколько фиксаторов 2260 установлены проходящими через наружную муфту 2016 в канавку 2258, фиксатор 2260 обеспечивает поворотное совмещение между внутренней муфтой 2020 и наружной муфтой 2016.

Материал низкой прочности, в показанном варианте осуществления высокотемпературный силиконовый материал 2262, установлен в канавке 2258. Предпочтительно, применение материала 22 62 низкой прочности обеспечивает поворотное совмещение между внутренней и наружной муфтами 2016, 2020 как описано выше, также предотвращая или уменьшая уход консистентной смазки. Применение силиконового материала 2262 создает дополнительное преимущество, поскольку силикон 2262 сохраняет свое положение в канавке 2258 и не должен самопроизвольно уходить в пласт, или в вариантах применения, где может отсутствовать требование применения силиконовых пробок, таких как силиконовые пробки 112, описанные выше. В данном варианте осуществления силиконовые пробки не применяются. Вместе с тем понятно, что в других вариантах осуществления силиконовые пробки могут применяться в дополнение к материалу низкой прочности, если требуется.

Следует понимать, что варианты осуществления, описанные в данном документе, являются только примерами и что различные их модификации можно выполнять без отхода от объема изобретения.

Например, следует признать, что активирующее устройство согласно настоящему изобретению можно применять в различных инструментах и приложениях. В качестве примера описано ниже и показано на фиг. 27-30, устройство 3010 согласно четвертому варианту осуществления настоящего изобретения.

Как показано на фиг. 27, устройство 3010 имеет верхний переводник 3012 с окном 3018, нижний переводник 3014, наружную муфту 3016 и внутреннюю муфту 3020 с окном 3022.

Устройство 3010 выполнено с возможностью при проведении работ менять конфигурацию между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна 3018, 3022 не совмещены (как показано на фиг. 27) и активированного положения, в которой окна 3018, 3022 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 3010 (как показано на фиг. 30).

Верхний переводник 3012 является в общем трубным изделием и образует при проведении работ расположенный со стороны устья скважины конец устройства 3010 (левый конец, как показано на фигурах).

Нижний переводник 3014 является в общем трубным изделием и образует при проведении работ расположенный со стороны со стороны забоя скважины конец устройства 3010 (правый конец, показанный на фигурах).

Наружный корпус 3016 проходит между верхним переводником 3012 и нижним переводником 3014 и является в общем конструкцией в виде трубного изделия. Внутренняя муфта 3020 является в общем трубным изделием и расположена между верхним переводником 3012 и нижним переводником 3014 и радиально внутри наружного корпуса 3016.

При проведении работ внутренняя муфта 3020 скользит аксиально относительно наружной муфты 3016 между верхним переводником 3012 и нижним переводником 3014 для перемещения устройства 3010 между конфигурацией спуска в скважину, в которой боковые окна 3018, 3022 не совмещены, и активированной конфигурацией, в которой окна 3018, 3022 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 3010.

Активирующее устройство 3218 расположено между внутренней муфтой 3020 и наружной муфтой 3016 и при проведении работ содействует перемещению между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна 3018, 3022 не совмещены, и активированной конфигурацией, в которой окна 3018, 3022 совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство 3010, что описано дополнительно ниже.

Активирующее устройство 3218 содержит наружное пружинное стопорное кольцо 3220, внутреннее пружинное стопорное кольцо 3222, фиксатор первой стадии в виде срезного штифта 3224 первой стадии, установленного между внутренней муфтой 3020 и наружной муфтой 3016, фиксатор второй стадии в виде в виде срезного штифта 3226 второй стадии, установленного между внутренним пружинным стопорным кольцом 3222 и внутренней муфтой 3020, и смещающий элемент в виде пружины 3228, в показанном варианте осуществления плоской проволочной работающей на сжатие пружины или пружины Smalley Wave.

Наружное пружинное стопорное кольцо 3220 содержит кольцевой элемент, имеющий наружную поверхность 3230, внутреннюю поверхность 3232, верхнюю (обращенную к устью скважины) концевую поверхность 3234 и нижнюю (обращенную к забою скважины) концевую поверхность 3236.

Внутреннее пружинное стопорное кольцо 3222 содержит кольцевой элемент, имеющий верхнюю часть 3238 и нижнюю часть 3240. Верхняя часть 3238 имеет внутреннюю поверхность 3242, наружную поверхность 3244 и концевую поверхность 3246. Нижняя часть 3240 имеет внутреннюю поверхность 3248, наружную поверхность 3250 и концевую поверхность 3252. Внутренний уступ 3254 образует переход между внутренними поверхностями 3242, 3248. Наружный уступ 3256 образует переход между наружными поверхностями 3244, 3250. Срезной штифт второй стадии 3226 проходит через внутреннее пружинное стопорное кольцо 3222 и во внутреннюю муфту 3020.

Устройство 3010 также содержит канавку 3258, и один или несколько фиксаторов 3260 установлены проходящими через наружную муфту 3016 в канавку 3258, фиксатор 3260 обеспечивает поворотное совмещение между внутренней муфтой 3020 и наружной муфтой 3016. Материал низкой прочности, в показанном варианте осуществления высокотемпературный силиконовый материал 3262, установлен в канавке 3258.

Работа устройства 3010 описана со ссылками на фиг. 31-35а.

При производстве работ устройство 3010 спускают в ствол В скважины в конфигурации спуска в скважину с активирующим устройством 3218, выполненным как показано на фиг. 31 и 31а. В данной конфигурации наружное пружинное стопорное кольцо 3220 опирается на наружную поверхность 3250 внутреннего пружинного стопорного кольца 3222 и установлено между внутренней муфтой 3020 и наружной муфтой 3016 так, что относительно ей аксиальное перемещение внутренней муфты 3020 и наружной муфты 3016 предотвращается.

Согласно настоящему изобретению устройство 3010 следует применять в качестве регулятора расхода или регулятора притока, образующего часть колонны S заканчивания, которая может включать в себя различные другие инструменты, например пакеры и скользящие муфты (не показано). Колонна S заканчивания затем спускается на забой до установки устройства 3010 на нужное место в скважине.

Оператор на поверхности увеличивает давление в проходном отверстии Т''. Данное давление текучей среды первой стадии, приложенное в проходном отверстии Т'', обуславливает срезание срезного штифта первой стадии 3224 со сдвигом внутренней муфты 3020 в сторону забоя (вправо как показано на фиг.) относительно наружной муфты 3016. Внутреннее пружинное стопорное кольцо 3222 остается скрепленным с внутренней муфтой 3020 срезным штифтом второй стадии 3226 и сдвигается с перемещением внутренней муфты 3020. Когда внутреннее пружинное стопорное кольцо 3222 сдвигается к забою скважины, наружное пружинное стопорное кольцо 3220, которое аксиально удерживается наружной муфтой 3016, больше не поддерживается нижней частью 3240 внутреннего пружинного стопорного кольца 3222 и падает вниз на наружную поверхность 3244 верхней части 3238 внутреннего пружинного стопорного кольца 3222.

Когда давление текучей среды первой стадии, приложенное в проходном отверстии Т'', уменьшают, упругая сила, приложенная пружиной 3228, поджимает внутреннюю муфту 3020 в направлении к устью скважины (влево как показано на фигурах). Когда данное происходит, предотвращается перемещение внутреннего пружинного стопорного кольца 3222 дополнительно к устью скважины с внутренней муфтой 3020 благодаря блокирующему сцеплению между уступом 3256 внутреннего пружинного стопорного кольца 3222 и концевой поверхностью 3236 верхнего пружинного стопорного кольца 3220, а также между концевой поверхностью 3234 верхнего пружинного стопорного кольца 3220 и наружной муфтой 3016.

Направленная к устью скважины сила пружины срезает срезной штифт второй стадии 3226. Поскольку нижнее пружинное стопорное кольцо 3222 больше не удерживается срезным штифтом 3226, перемещение внутренней муфты 3020 в направлении к устью скважины под действием силы пружины обуславливает падение внутреннего пружинного стопорного кольца 3222 на внутреннюю муфту 3020.

Давление текучей среды второй стадии, приложенное в проходном отверстии Т, обуславливает сдвиг внутренней муфты 3020 в направлении к забою скважины. Поскольку нижнее пружинное стопорное кольцо 3222 установлено в гнезде на внутренней муфте 3020, нижнее пружинное стопорное кольцо 3222 перемещается к забою скважины с внутренней муфтой 3020. Когда внутреннее пружинное стопорное кольцо 3222 сдвигается к забою скважины, наружное пружинное стопорное кольцо 3220 больше не поддерживается внутренним пружинным стопорным кольцом 3222 и падает вниз на внутреннюю муфту 3020. В данном положении наружное пружинное стопорное кольцо 3220 больше аксиально не удерживается наружной муфтой 3016.

Когда давление текучей среды второй стадии уменьшают в управляемом режиме, упругая сила, приложенная пружиной 3228, поджимает внутреннюю муфту 3020 вместе с наружным пружинным стопорным кольцом 3220 и внутренним пружинным стопорным кольцом 3222 в направлении устья скважины, в таком положении устройство 3010 образует активированную конфигурацию. В данном положении окна 3018, 3022 совмещены и обеспечен проход текучей среды через устройство 3010.

Ниже описано некоторое число других модификаций.

Например, хотя проиллюстрированный вариант осуществления описывает двухступенчатую активацию, активирующее устройство может содержать больше трех конфигураций. В таких вариантах осуществления по меньшей мере одно дополнительно активирующее устройство можно оборудовать в последовательности с первым активирующим устройством. Например, перемещение, обеспечиваемое первым комплектом пружинных стопорных колец, может открывать окно, обеспечивающее сообщение с вторым активирующим устройством. Предпочтительно, при этом можно создавать дополнительно промежуточные циклы изменения давления без активации инструмента, но что также не приводит к увеличению толщины стенки инструмента.

Скважинный инструмент может содержать профиль на своей внутренней поверхности для обеспечения приложения сил к активирующему устройству, применяющему механический сдвиг инструмента или т.п.

Поверхности инструмента, например концевые поверхности или уступы, могут являться скошенными для удаления с пути любой консистентной смазки/отходов цемента, когда активированы движущиеся части инструмента.

В случае создания множества окон окна можно располагать радиально вокруг инструмента или на других аксиальных местах вдоль инструмента.

Первый активационный элемент, например первое пружинное стопорное кольцо, может устанавливаться в канавке в наружной муфте или в канале, проходящем через наружную муфту, причем канале, имеющем крышку. Создание канала с крышкой предпочтительно обеспечивает доступ снаружи в активирующее устройство в случае, если необходимо или требуется, например, для монтажа или демонтажа.

1. Активирующее устройство (218) для активации скважинного инструмента (10), содержащее первый наружный активирующий элемент (220) и второй внутренний активирующий элемент (222), причем первый активирующий элемент (220) и второй активирующий элемент (222) формируют по меньшей мере часть блокировки активирующего устройства (218), причем первый активирующий элемент (220) выполнен с возможностью изменения конфигурации из первой большего размера конфигурации в по меньшей мере одну меньшего размера конфигурацию для разблокировки активирующего устройства (218), причем активирующее устройство (218) выполнено так, что приложение по меньшей мере двух переводных сил к активирующему устройству (218) переводит активирующее устройство (218) из первой конфигурации во вторую конфигурацию, и при этом активирующее устройство (218) содержит третью конфигурацию, причем третья конфигурация представляет собой подготовительную или промежуточную конфигурацию,

причем активирующее устройство (218) выполнено с возможностью разблокирования из первой конфигурации посредством приложения первой инициирующей силы для обеспечения возможности активирующему устройству (218) переходить из первой конфигурации в подготовительную или промежуточную конфигурацию посредством первой из по меньшей мере двух переводных сил, и

при этом активирующее устройство (218) выполнено с возможностью разблокирования из подготовительной или промежуточной конфигурации посредством приложения второй инициирующей силы для обеспечения возможности активирующему устройству (218) переходить из подготовительной или промежуточной конфигурации во вторую конфигурацию посредством второй из по меньшей мере двух переводных сил.

2. Активирующее устройство (218) по п. 1, в котором по меньшей мере одно из первого активирующего элемента (220) содержит наружное пружинное стопорное кольцо и второго активирующего элемента (222) содержит внутреннее пружинное стопорное кольцо.

3. Активирующее устройство (218) по п. 1, в котором второй активирующий элемент (222) поддерживает первый активирующий элемент (220) в первой конфигурации и в подготовительной или промежуточной конфигурации, и при этом второй активирующий элемент (222) является аксиально подвижным для прекращения поддержки первого активирующего элемента (220) для обеспечения возможности активирующему устройству (218) переходить во вторую конфигурацию.

4. Активирующее устройство (218) по п. 1, в котором по меньшей мере две переводные силы прикладываются компоновкой приложения силы.

5. Активирующее устройство (218) по п. 1, в котором компоновка приложения силы представляет собой механическое исполнительное устройство приложения силы.

6. Активирующее устройство (218) по п. 1, в котором компоновка приложения силы представляет собой компоновку, использующую давление текучей среды.

7. Активирующее устройство (218) по п. 1, содержащее фиксатор (224) первой стадии.

8. Активирующее устройство (218) по п. 7, в котором фиксатор (224) первой стадии представляет собой срезной штифт.

9. Активирующее устройство (218) по п. 1, содержащее фиксатор (226) второй стадии.

10. Активирующее устройство (218) по п. 9, в котором фиксатор (226) второй стадии представляет собой срезной штифт.

11. Активирующее устройство (218) по п. 1, в котором по меньшей мере две инициирующие силы прикладываются компоновкой приложения инициирующей силы.

12. Активирующее устройство (218) по п. 11, в котором компоновка приложения инициирующей силы представляет собой компоновку, использующую давление текучей среды.

13. Активирующее устройство (218) по п. 11, в котором компоновка приложения инициирующей силы содержит по меньшей мере одно механическое инициирующее исполнительное устройство приложения силы.

14. Активирующее устройство (218) по п. 1, в котором активирующее устройство имеет комбинацию со скважинным инструментом (10).

15. Активирующее устройство (218) по п. 14, в котором по меньшей мере одна из инициирующих сил равна или больше силы, с которой активируют скважинный инструмент (10).

16. Активирующее устройство (218) по п. 14, в котором скважинный инструмент (10) содержит поперечный проход (18, 22) потока, и причем по меньшей мере в одной из:

первой конфигурации скважинный инструмент (10) сконфигурирован для предотвращения поперечного прохода (18, 22) текучей среды через скважинный инструмент (10);

подготовительной конфигурации скважинный инструмент (10) сконфигурирован для предотвращения поперечного прохода текучей среды через скважинный инструмент (10);

второй конфигурации скважинный инструмент (10) сконфигурирован для разрешения поперечного прохода (18, 22) текучей среды через скважинный инструмент (10).

17. Активирующее устройство (218) по п. 14, в котором скважинный инструмент (10) содержит первый элемент (20) внутренней муфты и второй наружный элемент (16) муфты, функционально связанный с первым элементом (20), причем по меньшей мере один из первого элемента (20) и второго элемента (16) выполнен с возможностью перемещения относительно другого из первого элемента (20) и второго элемента (18).

18. Активирующее устройство (218) по п. 14, в котором скважинный инструмент (10) содержит блокирующее вращение устройство (2260, 2258).

19. Активирующее устройство (218) по п. 18, в котором вставка (2262) устанавливается в блокирующее вращение устройство (22606 2258), причем вставка (2262) содержит по меньшей мере одно из материала низкой прочности и силиконового материала.

20. Способ активации скважинного инструмента (10), содержащий:

обеспечение первого наружного активирующего элемента (220) и второго внутреннего активирующего элемента (222), причем первый активирующий элемент (220) и второй активирующий элемент (222) формируют по меньшей мере часть блокировки активирующего устройства (218), причем первый активирующий элемент (220) выполнен с возможностью изменения конфигурации из первой большего размера конфигурации в по меньшей мере одну меньшего размера конфигурацию для разблокировки активирующего устройства (218),

приложение по меньшей мере двух переводных сил к активирующему устройству (218) для перехода активирующего устройства (218) из первой конфигурации во вторую конфигурацию через третью конфигурацию, причем третья конфигурация представляет собой подготовительную или промежуточную конфигурацию,

причем активирующее устройство (218) выполнено с возможностью разблокирования из первой конфигурации посредством приложения первой инициирующей силы для обеспечения возможности активирующему устройству (218) переходить из первой конфигурации в подготовительную или промежуточную конфигурацию посредством первой из по меньшей мере двух переводных сил, и

при этом активирующее устройство (218) выполнено с возможностью разблокирования из подготовительной или промежуточной конфигурации посредством приложения второй инициирующей силы для обеспечения возможности активирующему устройству (218) переходить из подготовительной или промежуточной конфигурации во вторую конфигурацию посредством второй из по меньшей мере двух переводных сил.

21. Способ по п. 20, в котором разблокирование активирующего устройства (218) из первой конфигурации происходит одновременно с увеличением или в результате увеличения давления в проходном отверстии (Т) скважинного инструмента (10).

22. Способ по п. 20, содержащий применение исполнительного устройства приложения силы в скважинном инструменте (10) для приложения первой переводной силы к активирующему устройству (218) для перехода активирующего устройства (218) из первой конфигурации в подготовительную или промежуточную конфигурацию.

23. Способ по п. 20, в котором блокируют активирующее устройство (218) в подготовительной конфигурации одновременно со снижением или в результате снижения давления в проходном отверстии (Т) скважинного инструмента (10).

24. Способ по п. 20, в котором разблокирование активирующего устройства (218) из подготовительной конфигурации проводят одновременно с увеличением или в результате увеличения давления в проходном отверстии (Т) скважинного инструмента (10).

25. Способ по п. 20, содержащий применение исполнительного устройства приложения силы в скважинном инструменте (10) для приложения второй переводной силы к активирующему устройству (218) для перехода активирующего устройства инструмента из подготовительной или переходной конфигурации во вторую конфигурацию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к клапанным устройствам бурильной колонны с гидравлическим забойным двигателем для бурения нефтяных скважин, в частности к обратным клапанам, предназначенным для исключения шламования двигателя потоком текучей среды снизу и для предотвращения выбросов через бурильную колонну.

Изобретение относится к нефтепромысловой технике и может быть использовано для разъединения и последующего подвижного и герметичного зацепления колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным оборудованием.

Изобретение относится к устройствам, предотвращающим выбросы через бурильные трубы, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Устройство для перекрытия колонны бурильных труб содержит корпус, имеющий полость, гидравлически связанную с затрубным пространством, тарельчатый клапан с узлом его привода и седло.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в компоновке низа бурильной колонны для выполнения операции в забойной зоне скважины. Инструмент сброса пробки включает в себя корпус, образующий камеру, пробку, изначально установленную в камере, и элемент, установленный с корпусом.

Изобретение относится к обратным клапанам и может быть применено в обсадных трубах при цементировании. Обратный клапан состоит из корпуса, седла под шаровой затвор в осевом канале, гильзы с уплотнительным кольцом и шаром в осевом канале, ограничителя с отверстиями, перекрытыми подпружиненной кольцевой перегородкой.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам эксплуатации скважин с горизонтальными стволами, в том числе с применением тепловых методов.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для цементирования обсадной колонны. Клапан состоит из корпуса с осевым каналом, седла, подпружиненного запорного органа, связанного со штоком, втулки, связанной с корпусом.

Изобретение относится к перепускным клапанам для управления системой включения якоря клина-отклонителя гидравлического. Клапан перепускной управляемый, содержащий верхний и нижний переводники с цилиндрической полостью, полый корпус, размещенный между переводниками, выполнен с радиальным сквозным отверстием, подпружиненный поршень, на поверхности которого выполнен фигурный управляемый паз, штифт управляющий, сопло, размещенное в поршне под верхним переводником, стакан, заглушку сливную, подшипник, уплотнительные кольца и соответствующие им пазы в стакане, верхнем и нижнем переводниках, пружину спиральную, подпружинивающую поршень.

Изобретение относится к области бурения и заканчивания скважин. Компоновка со счетчиком для селективного захвата пробок включает в себя управляемый компонент.

Группа изобретений относится к затрубным барьерам и скважинным системам, содержащим множество затрубных барьеров. Техническим результатом является повышение надежности работы затрубного барьера.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для забуривания и крепления дополнительных стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин.

Группа изобретений относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности, к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины.

Группа изобретений относится к области бурения многозабойных скважин, в частности к устройствам для создания механического соединения обсадных колонн основного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра основного ствола скважины.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, способу уплотнения в скважинном инструменте и к буровому долоту. Технический результат заключается в обеспечении надежного уплотнения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам изоляции зон осложнений при бурении и ремонте скважин. Способ включает определение геофизическими исследованиями длины и расположения зон разобщения, спуск на колонне труб профильных разобщителей с цилиндрическими концами, каждый из которых размещен на центральном стволе между верхним и нижним упорами.

Группа изобретений относится к системам и способам защиты нижней части основного ствола скважины от скопления обломочного материала. Узел скважинной системы содержит отклоняющий инструмент, установленный в обсадной колонне и определяющий отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности; один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала отклоняющего инструмента; и защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или несколькими уплотнительными блоками и выполненное с возможностью расширения при переходе из ненабухшего состояния в набухшее.

Изобретение относится к области геотехнического мониторинга, при котором определяется температура грунта, в частности к ремонту скважин. При осуществлении способа производят установку в негерметичную защитную стальную трубу термометрической скважины полиэтиленовой трубы, герметично заплавленной с нижнего конца, фиксируемой стальным кольцом, навинчивающимся на дефектную стальную защитную трубу, без учета локализации дефектного участка стальной защитной трубы.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин, в частности в коллекторах с высокой проводимостью. Способ включает вырезание интервала колонны на глубине зарезки бокового ствола, изоляцию интервала расширения, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и бурение бокового ствола из основного.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разобщения горизонтальной скважины на участки и изоляции зон водопритока. Способ разобщения горизонтальной скважины на отдельные участки включает определение геофизическими исследованиями длины и расположения зон разобщения, спуск на колонне труб профильных разробщителей с цилиндрическими концами, каждый из которых размещен между верхним и нижним упорами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к ремонтным работам в буровых скважинах. Устройство для выполнения операций вращения или операций резки в подземном стволе скважины или трубе, в частности при операциях герметизации, содержит скважинную компоновку, соединенную с тросом и содержащую, по меньшей мере, одно из следующего: вращающийся инструмент, соединенный с электродвигателем или гидравлическим двигателем, вращающийся инструмент, соединенный с гидравлическим двигателем, или инструмент продольной резки, соединенный с поршнем.

Группа изобретений относится к способу и системе для уменьшения трения бурового оборудования, размещаемого в буровой скважине. Указанный способ включает: обеспечение наружного трубчатого элемента, имеющего ствол с внутренней поверхностью; нанесение первого слоя смазочного материала по меньшей мере на часть внутренней поверхности наружного трубчатого элемента; размещение наружного трубчатого элемента по меньшей мере в части буровой скважины; обеспечение бурового снаряда, содержащего внутренний элемент, имеющий наружную поверхность и центральную продольную ось, совмещенную с центральной продольной осью наружного элемента; нанесение второго слоя смазочного материала по меньшей мере на часть наружной поверхности внутреннего элемента; вставку внутреннего элемента в ствол наружного трубчатого элемента; обеспечение протекания бурового раствора через ствол бурового снаряда; поворот внутреннего элемента по отношению к наружному элементу; измерение показателя механического износа и/или трения между наружным элементом и внутренним элементом; определение того, превышает ли измеренный показатель заранее заданный пороговый уровень; и запуск последующей операции в ответ на определение того, что измеренный показатель превышает заранее заданный пороговый уровень.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к скважинному устройству активации скважинного инструмента и способу его использования. Активирующее устройство для активации скважинного инструмента содержит верхний переводник, нижний переводник, наружную муфту с окном и внутреннюю муфту с окном. Устройство выполняется меняющим конфигурацию между конфигурацией спуска в скважину, в которой окна не совмещены, и активированной конфигурацией, в которой окна совмещены и обеспечивают поперечный проход текучей среды через устройство, причем активирующее устройство выполнено так, что приложение по меньшей мере двух сил к активирующему устройству переводит активирующее устройство из конфигурации спуска в скважину в активированную конфигурацию. Технический результат заключается в повышении эффективности скважинного устройства. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 53 ил.

Наверх