具有球致动的可扩张密封和/或压力增强的可径向扩张花键的夹头
阅读说明：本技术 具有球致动的可扩张密封和/或压力增强的可径向扩张花键的夹头 (Collet with ball actuated expandable seal and/or pressure enhanced radially expandable spline ) 是由 肖恩·P·坎贝尔 于 2017-11-21 设计创作，主要内容包括：一种滑阀,具有阀体、接收在阀体的纵向孔中的滑套、以及接收在滑套的纵向孔中的夹头。该阀体在其侧壁的井口部分上具有一个或多个流体端口。该滑套可在关闭一个或多个流体端口的井口关闭位置与打开一个或多个流体端口的井下打开位置之间移动。该夹头包括围绕夹头的井口端的金属部分以及具有相对于夹头的纵向轴线成锐角从井口向井下径向向内倾斜的球座表面的球座。当夹头被接纳在滑套中时,金属部分在径向向外的压力下可径向向外扩张,以在夹头与滑套之间的界面处形成金属间密封。(A spool valve has a valve body, a sliding sleeve received in a longitudinal bore of the valve body, and a collet received in a longitudinal bore of the sliding sleeve. The valve body has one or more fluid ports on a wellhead portion of a sidewall thereof. The sliding sleeve is movable between an uphole closed position closing the one or more fluid ports and a downhole open position opening the one or more fluid ports. The collet includes a metal portion surrounding a wellhead end of the collet and a ball seat having a ball seat surface inclined radially inward from the wellhead downhole at an acute angle relative to a longitudinal axis of the collet. When the collet is received in the sliding sleeve, the metal portion can expand radially outward under a radially outward pressure to form a metal-to-metal seal at an interface between the collet and the sliding sleeve.)
技术领域
本公开总体涉及用于压裂作业的井下工具，尤其涉及一种用于使滑阀致动以打开生产管柱中的选定端口的可流动夹头。
背景技术
井下工具已在石油和天然气行业中广泛使用。许多井下工具包括压力致动阀门。例如，现有技术的球致动滑阀包括管状阀壳，该管状阀壳具有孔，并在该孔中接纳滑套。该滑套包括位于其井口端的球座，并且最初配置为处于阻塞阀壳的侧壁上的一个或多个流体端口的井口关闭位置。为了使滑阀致动，需要使球落下并坐在滑套的球座上。然后向球施加流体压力，使井下的滑套致动到打开位置，以打开阀壳上的流体端口。
在压裂过程中可使用一个或多个球致动滑阀来压裂地下地层。但是，级联多个球致动滑阀以进行压裂的一个问题是，井下滑阀的孔必须小于井口滑阀的孔，以允许较小尺寸的球通过这些井口滑阀到达目标井下滑阀。换句话说，级联滑阀的孔必须按从井口到井下的次序减小，以确保成功作业，而这会导致井下端处的流量减小。
授予盖兹达(Gazda)的美国专利4,043,392教导了一种用于沿着井筒中的流动导管有选择性地锁定井下工具的油井系统、以及一种在该流动导管中使用的工具管柱，该工具管柱包括锁定心轴、套管移位装置、以及油井安全阀。所述选择性锁定系统具有包括朝上和朝下的止动肩的坐放和锁定凹部轮廓。一种形式的锁定系统布置在滑套阀中，该滑套阀包括凸轮释放肩，以在滑套阀在隔开的纵向位置之间移动时释放选择器和锁定键。另一种形式的锁定系统可沿着坐放短节布置，并要求禁用锁定在其中的钻井工具以释放选择器和锁定工具。所述套管移位装置具有用于打开和关闭滑套阀的装置，该滑套阀包括具有朝上和朝下的止动肩和凹部轮廓的键，该凹部轮廓与套管阀或坐放短节的坐放和锁定凹部轮廓相容。所述套管移位装置也可用作锁定芯轴。选择性是通过坐放和锁定轮廓以及键的轮廓的变化提供的。
在US 4,043,392中，由弹簧偏压的键的轮廓是互斥的。键的轮廓仅会与具有匹配的内部轮廓的滑套接合。
授予费希尔(Fisher)等人的美国专利4,436,152教示了一种改良的移位工具，该移位工具可连接在油井工具管柱中，并且可用于在油井流动导管中使滑套接合并定位在滑套装置中。有选择性地成形的移位工具键在该键与滑套之间提供更好的配合和更大的接触面积。当接合的滑套不能向上移动并且移位工具不能自动脱开时，可利用紧急脱开手段，通过向移位工具施加足以剪断所述键并使所有键的两端向内做凸轮运动来实现完全脱开，以从滑套装置移除移位工具。
授予柯林斯(Collins)的美国专利5,305,833教示了一种在石油和天然气井中使用的滑套阀的移位工具，该工具具有用于在阀门内有选择性地定位和接合肩部的定位爪。主键接合并有选择性地将滑套移位到平衡位置，并防止过早移位到全开位置。该移位工具还包括用于在平衡后有选择性地对防移位功能进行超控的装置。辅助键沿移位方向导引主键，并且与套管接合并将套管移至全开的卡住位置。移位工具还可有选择性地从套管阀脱开，以便从井中抽出移位工具。此外，还公开了一种用于将滑套阀的滑套有选择性并按顺序地从关闭位置移至平衡位置然后从平衡位置移至全开位置的方法。
尤其是，US 5,305,833教导了两个独立的弹簧偏置键，其中两个键之中的第一个可配装在第二个键的轮廓中。但是第二个键不能配装在第一个键的轮廓中。
授予夏伊(Shy)等人的美国专利5,309,988教示了一种地下井流控制系统，该系统包括在多个包含流体的裂缝区域处安装在井流导管中的一系列可移动套管型流量控制装置、以及移位工具，该移位工具可在导管中移动并可操作以有选择性地使任何选定数量的流量控制装置的套管部分在它们的打开位置与关闭位置之间沿任何一个方向移动，而无需从导管上移除工具。在工具主体的侧壁开口中带有多组可沿径向伸缩的锚固键和移位键，并且这些键分别配置为与流量控制装置之中的任何一个的主体和可移动套管部分上的多组内侧表面凹槽锁定地接合。这些键组被弹簧朝着伸出位置径向向外偏压，并且布置在工具主体内的机电驱动系统可操作以使这些键组径向缩回，并且朝着锚固键组或向远离锚固键组的方向轴向驱动移位键组。这允许工具沿着任何一个轴向方向移入或通过流量控制装置之中的任何一个，锁定在该装置上，进行操作以沿任何一个方向完全或部分地移动其套管部分，然后从流量控制装置脱开，并移动至流量控制装置中的任何一个其他流量控制装置，以使其套管部分移位。每个流量控制装置的主体和套管部分上的相互啮合的V形螺纹有助于将套管部分可释放地保持在部分地移位的位置。
US 5,309,988还教示了两种互斥的键轮廓。
授予威廉姆森(Williamson)等人的美国专利5,730,224教示了一种用于控制工具进出从井筒延伸的水平井筒的地下结构。该地下结构包括衬套，该衬套位于井筒中并邻近水平井筒的开口，并且具有穿过其中的进出窗口，以允许工具通过该开口进出水平井。该衬套还具有与之同轴联接的滑动进出控制装置。所述地下结构还包括移位装置，该移位装置可与滑动进出控制装置接合，以使滑动进出控制装置在打开位置与关闭位置之间滑动，在打开位置时允许工具穿过窗口和开口并进入水平井筒，在关闭位置时阻止工具穿过窗口和开口进入水平井筒。该专利还教示了一种控制工具进出从井筒延伸的水平井筒的方法。所述优选方法包括以下步骤：1)将衬套在井筒中置于靠近横向井筒的开口的位置，该套管具有穿过其中的进出窗口，以允许工具通过该开口进出横向井筒，该衬套还具有与之同轴联接的滑动进出控制装置；2)使滑动进出控制装置与移位装置接合，以使滑动进出控制装置相对于衬套滑动；以及3)使滑动进出控制装置在打开位置与关闭位置之间滑动，在打开位置时允许工具穿过窗口和开口并进入水平井筒，在关闭位置时阻止工具穿过窗口和开口并进入水平井筒。
US 5,730,224教示了两种键轮廓，其中一种轮廓与另一种轮廓相反。
授予默里(Murray)的美国专利7,325,617和7,552,779教示了一种允许对区域的各段进行顺序处理的系统。可利用具有特定内部轮廓的滑套进入每个部分。可使用具有能使其闩锁到特定套管上的特定轮廓的泵送塞。在处于闩锁状态时，塞上的压力允许顺序地打开套管，同时隔离下面的已受影响的区域。泵送塞具有一个通道，该通道最初时被材料阻塞，该材料最终会在预期的井况下消失。因此，在区域的所有部分都已处理完成时，会通过各个闩锁塞重新建立流动路径。也可在操作所述塞后将其从滑套上吹下来，并且所述塞可具有一个键，该键可在以后需要对所述塞进行铣削时防止塞沿其轴线旋转。
授予坎贝尔(Campbell)等人的美国专利9,611,727教示了一种用于压裂含烃地层中的井的设备和方法。该设备包括阀门子组件，该阀门子组件与套管段组装在一起以形成用于所述井的井套管。该阀门子组件包括滑动活塞，该滑动活塞被固定在适当位置，以密封提供井筒内部与地层的采油区域之间的连通的端口。可将具有杯状密封件的镖***到井筒中，并通过加压压裂液推动，直到镖到达阀门子组件，以堵塞阀门子组件下方的井筒。压裂液作用在所述镖及其杯状密封件上的力迫使活塞向下移动，以剪断销并打开端口。然后，压裂液可从端口流出，从而使地层的采油区域破裂。
授予坎贝尔(Campbell)等人的美国专利9,739,117教示了一种用于有选择性地使管状导管中的井下工具致动的方法和设备。致动器工具具有致动器心轴，该致动器心轴具有致动器孔、旁路、以及用于有选择性地接合井下工具的轮廓键。该井下工具具有一个或多个适于使井下工具致动的轮廓接纳器。若轮廓键与轮廓接纳器匹配，则致动器工具被输送到管状导管中，并且致动器工具与井下工具接合；若轮廓键与轮廓接纳器不匹配，则致动器工具和井下工具不能接合。流体可通过致动器孔循环，以在致动器工具之前进行冲洗或清洗。
韦斯特加德(Westgard)的美国专利公告2003/0173089教示了一种全孔选择性定位和定向系统，该系统包括可安装在管柱中并具有已知结构的内部位置和定向构造的短节、以及可在管柱内运行并具有可与所述短节的所述内部构造接合的定位和定向构造的定位装置。一种对井下工具进行定位和定向的方法，包括在管柱中安装具有特定内部尺寸结构的管状短节，该管柱运行具有互补的外部尺寸结构的定位装置，以与所述内部尺寸结构接合并将所述定位装置旋转至一个位置，在该位置一个偏压构件从所述定位装置延伸到所述管状构件的凹部中。
贾尼(Jani)的美国专利公告2015/0226034教示了一种设备和相关方法，该设备和相关方法用于有选择性地使井筒中置于井下的子构件中的滑套致动，以打开这种子构件中的端口，从而允许对井筒进行压裂或引爆其上的***，或者同时进行这两种操作。使用简化的镖和套管，这减少了对每个部件的加工作业。所述镖优选设有联接装置，以便回收工具与之联接，在回收工具如此联接时，允许旁通阀操作以辅助从阀门接头内撤回所述镖。回收工具的向上运动允许一个楔形构件使镖构件从相应的套管脱开，以便撤回镖。
休斯(Hughes)等人的美国专利公告2014/0209306教示了一种用于抵靠约束壁的井筒处理工具，该井筒处理工具可置于所述约束壁中。所述井筒处理工具包括工具主体，该工具主体包括形成为连接至管柱的第一端以及相对端；包括管状壳体和止动键的止动键组件，该管状壳体限定沿着管状壳体的长度延伸的内孔和带有止动键的朝外表面，该止动键配置为相对于约束壁将止动键和管状壳体锁定在固定位置，该管状壳体套在工具主体上，该工具主体安装在管状壳体的内孔中；以及围绕工具主体并位于工具主体上的第一压缩环与管状壳体上的第二压缩环之间的密封元件，该密封元件可膨胀，以通过第一压缩环与第二压缩环之间的压缩在工具主体周围形成环状密封。
理查兹(Richards)等人的美国专利公告2015/0218916教示了一种可打开和关闭以及永久关闭的循环套管。一种完井系统包括完井管柱，该完井管柱具有可移动地布置在其中的循环套管，该循环套管具有限定在其外径向表面上的锁定轮廓和限定在其内径向表面上的移位轮廓，该完井系统还包括维修工具，该维修工具至少部分地布置在完井管柱内，并包括移位工具，该移位工具具有构造为与移位轮廓配合的一个或多个移位键。当移位键定位移位轮廓并与之配合时，施加在维修工具上的轴向载荷使循环套管沿轴向移动，在完井管柱内布置有释放肩组件，并且该释放肩组件包括释放肩，该释放肩限定一个通道，该通道配置为接纳阻塞在其中的锁定机构，直到释放肩沿轴向移动。
费尔(Fehr)等人的加拿大专利2,412,072教示了一种用于井筒的流体处理的管柱组件。该管柱可用于分段的井筒流体处理，在此过程中对井筒的选定部分进行处理，而其他部分则保持密封状态。所述管柱还可用于需要使带端口的管柱在压力密封状态下送入然后需要在端口打开的状态下使用的情况。
压裂行业始终对能使地下阀门一致且可靠地接合并致动并且能改善密封性的替代和/或改进设计非常感兴趣。
发明内容
根据本公开的一个方面，提供了一种与滑阀一起使用的特定夹头，以允许打开井筒中的井下选定端口。
滑阀包括阀体和滑套，所述阀体具有贯穿其中的纵向孔和位于其侧壁的井口部分上的一个或多个流体端口，所述滑套接纳在阀体的纵向孔中，并可在关闭一个或多个流体端口的井口关闭位置与打开一个或多个流体端口的井下打开位置之间移动，所述滑套包括用于接纳夹头的纵向孔。
重要的是，用于前述滑阀的夹头包括：
-球座，该球座具有相对于夹头的纵向轴线成锐角从井口向井下径向向内倾斜的球座表面；
-可径向扩张部分，该部分靠近所述球座并围绕所述球座沿周向延伸；
其中当夹头被接纳在滑套中时，所述可径向扩张部分在作用在位于所述球座中的球上的至少150磅/平方英寸(psi)的压力下径向向外扩张至少0.09％，从而在夹头与滑套的纵向孔之间的界面处形成密封。
因此，有利的是，在夹头按前述的允许径向增大的方式构造的情况下，这能有利地使夹头的总外径减小。这种不仅在球座区域中而且在夹头轮廓区域中的直径减小使得夹头及其轮廓区域更易通过井下，而与不希望致动的各个滑套的干涉较小，从而减少夹头轮廓区域的摩损并保持夹头轮廓的完整性，由此更好地确保当夹头到达希望致动的所需滑套时，其上的相应轮廓能够充分且可靠地接合，同时产生密封，使得在球的井口侧形成压力，因而导致将滑套保持在位的剪切销发生剪切，然后允许滑套向井下移动，从而打开所需的井下端口。
在本发明的另一个方面中，本发明包括具有上述功能的夹头的滑阀。因此，在本发明的这种实施例中，本发明包括一种滑阀，该滑阀包括：
-具有贯穿其中的纵向孔的阀体以及位于阀体的侧壁的井口部分上的一个或多个流体端口；
-滑套，该滑套接纳在阀体的纵向孔中，并且可在关闭所述一个或多个流体端口的井口关闭位置与打开所述一个或多个流体端口的井下打开位置之间移动，所述滑套包括纵向孔；和
-用于接纳到滑套的孔中的夹头；
其中所述夹头包括：球座，该球座具有相对于夹头的纵向轴线成锐角从井口向井下径向向内倾斜的球座表面；以及可径向扩张部分，该部分靠近所述球座并围绕所述球座沿周向延伸；并且
其中当夹头被接纳在滑套中时，所述可径向扩张部分在作用在位于所述球座中的球上的至少150psi的压力下径向向外扩张至少0.09％，从而在夹头与滑套的纵向孔之间的界面处形成密封。
在本发明的另一个实施例中，为了更好地实现夹头的功能的目的，在对球施加前述流体压力时，夹头的可径向扩张部分可径向向外扩张至少0.2％。
在另一个实施例中，在施加大约1500psi或更大的压力时，夹头至少在其可径向扩张部分中相对于夹头的外径径向向外扩张至少0.2％。
优选所述倾斜角在大约25°和大约70°之间，更优选在大约35°和55°之间。所述夹头的球座和可径向扩张部分分别位于所述夹头的井口端附近。
在一个优选实施例中，其可径向扩张部分由弹性模量大约为29,000,000psi的材料构成。
在另一个实施例中，至少球座区域中的夹头的可径向扩张部分由金属制成或包括金属。
在另一个实施例中，球座区域中的夹头的可径向扩张部分包括美国石油协会(API)N80级钢材。
在另一个实施例中，球座区域中的夹头的可径向扩张部分由API P110级钢材制成。
在一种改进形式中，所述夹头还可包括：
-圆柱形井口部分；
-圆柱形井下部分；和
-位于所述夹头的外周上的至少一个柔弹性花键，每个花键分别在其两个纵向相反的端部耦合至井口部分和井下部分；
其中所述至少一个花键在其外表面上包括与滑套内表面上的套管轮廓相匹配的夹头轮廓。
有利的是，考虑到上述改进，当夹头的前述花键与套管轮廓匹配接合时，并且当在所述球位于所述球座中的情况下对球施加流体压力时，所述至少一个柔弹性花键径向向外弯曲，从而其夹头轮廓进一步并且在更大程度上与所述滑套的内表面上的套管轮廓匹配接合。
在本发明的另一个方面中，提供了一种用于滑阀的夹头。所述滑阀包括阀体和金属滑套，所述阀体具有贯穿其中的纵向孔和位于其侧壁的井口部分上的一个或多个流体端口，所述金属滑套接纳在阀体的孔中，并可在关闭一个或多个流体端口的井口关闭位置与打开一个或多个流体端口的井下打开位置之间移动，所述滑套包括其内表面上的套管轮廓和用于接纳夹头的纵向孔。
夹头部分包括：
-球座，该球座具有相对于夹头的纵向轴线成锐角从井口向井下径向向内倾斜的球座表面；
-圆柱形井口部分；
-圆柱形井下部分；和
-多个柔弹性花键，这些花键分别在其两个纵向相反端耦合至井口部分和井下部分；
其中所述花键之中的每一个在其外表面上包括与套管轮廓匹配的夹头轮廓；
其中当所述花键与所述套管轮廓匹配接合并且球坐在所述球座中时，以及当在所述球坐在所述球座中的情况下对所述球施加流体压力时，所述柔弹性花键适于径向向外弯曲，从而其夹头轮廓进一步并且在更大程度上与所述滑套的内表面上的套管轮廓匹配接合。
在本发明的另一个方面中，本发明包括一种用于使具有纵向孔的滑套致动的方法。该方法包括：
-提供可接纳在滑套的孔中的夹头，所述夹头包括围绕夹头的井口端设置的可径向向外扩张的金属部分、以及具有相对于夹头的纵向轴线成锐角从井口向井下径向向内倾斜的球座表面的球座；
-使夹头在井筒中向井下流动，并锁定接合在滑套的孔中；
-使球向井下流动，并使球坐在球座上；
-从井口施加第一流体压力，以将球压向球座，并使球座区域中的夹头部分径向向外扩张，以在球座区域中的夹头与滑套之间的界面处形成密封；并且
-从井口施加第二流体压力，以对剪切销进行剪切，并允许滑套向井下滑动并露出端口。
附图说明
现在，通过阅读上文的说明以及下文中参照附图给出的本发明的多个特定实施例的详细说明，本发明的其他优点和其他实施例将变得明显，每个附图都是非限制性的，在附图中：
图1是本公开的一些实施例的滑阀形式的井下工具的横截面图，该滑阀包括阀体和可在滑阀中移动的滑套，其中该滑套配置在关闭位置，图中进一步示出了所用的保护套管；
图2是图1所示的井下工具的阀体的横截面图，其中没有保护套管；
图3是图1所示的井下工具的滑套的横截面图，其中示出了附加的保护套管；
图4是图3所示的滑套的套管主体的横截面图；
图5是图3所示的滑套的保护套管的横截面图；
图6是图3所示的滑套的止动环的横截面图；
图7是图3所示的滑套的分解横截面图，示出了组装滑套的过程；
图8是用于使图1所示的匹配滑阀致动的夹头的横截面图；
图9至图12A是图8所示的夹头和图1所示的匹配滑阀的横截面图，示出了夹头进入匹配滑阀并与其锁定接合的过程；
图12B是图12A的一部分的放大横截面图，示出了在夹头锁定地接合在匹配滑套中时夹头和匹配滑阀的轮廓区域；
图13是示出图8所示的夹头锁定在图1所示的匹配滑阀中并且球落入滑阀中以使滑阀致动到打开位置的示意性横截面图；
图14是示出图13中所示的滑阀的滑套被球和夹头压力致动到打开位置以打开用于压裂的流体端口的示意性横截面图；
图15A是示出一个替代实施例的滑阀的滑套被球和夹头压力致动到打开位置以打开用于压裂的流体端口的示意性横截面图，其中在施加井口流体压力时，夹头的花键能够被压力致动以径向向外扩张，并且夹头的压缩导致花键径向向外扩张，从而进一步与滑套接合，以增强接合性并由此进一步增强耐压性；
图15B是图15A的一部分的放大横截面图，示出了与滑套接合的径向向外扩张的夹头；
图16是本公开的一些实施例的具有多个图1所示的滑阀的套管柱延伸到井筒中以压裂地下地层的示意图；
图17A是一些替代实施例的夹头的横截面图；
图17B是图17A的一部分的放大横截面图，示出了夹头的球座；
图18以横截面图示出了接纳在图3所示的滑套中的图17A所示的夹头的一个特定示例以及接纳在该夹头中的球，该球配置为在夹头的可扩张金属部分中径向向外膨胀，从而在使球坐在夹头的球座上并且向球施加井口流体压力时在夹头与滑套之间形成金属间密封；
图19是一些替代实施例的夹头的横截面图；
图20A至图20D是示出一些替代实施例的多个套管轮廓及其相应的夹头轮廓的示意图；
图21A是示出套管轮廓和相应的夹头轮廓的示意图，以示出与这些轮廓的设计有关的参数；
图21B是示出套管轮廓与夹头轮廓的配合的示意图；
图21C是示出图21B所示的夹头轮廓和套管轮廓的示意图，其中夹头轮廓接纳在套管轮廓中；
图22至图49是示出滑套和夹头的轮廓区域的多种设计的示意图；
图50是示出本公开的一些实施例的具有多个滑阀的管柱的一个示例的示意图；
图51是示出本公开的一些替代实施例的一组扩张的套管轮廓和夹头轮廓的示意图；
图52是示出本公开的另一些替代实施例的一组扩张的套管轮廓和夹头轮廓的示意图；
图53是示出本公开的另一些替代实施例的一组扩张的套管轮廓和夹头轮廓的示意图；
图54至图57是示出本公开的一些其他实施例的一组扩张的套管轮廓和夹头轮廓的示意图；
图58至图61是示出本公开的另一些其他实施例的一组扩张的套管轮廓和夹头轮廓的示意图；
图62是示出本公开的另一些其他实施例的一组扩张的套管轮廓和夹头轮廓的示意图；和
图63A至图63F是示出一些实施例的夹头上的夹头轮廓和滑套上的套管轮廓的示意图，其中在施加井口流体压力时，夹头的花键能够被压力致动以径向向外扩张，并且夹头的压缩导致花键径向向外扩张，从而进一步与滑套接合，以增强接合性并由此进一步增强耐压性。
具体实施方式
本文的实施例公开了一种可通过压力致动的滑阀。在下文的说明中，术语“井下”指沿着井筒朝向井筒末端的方向，并且可与“向下”方向一致(例如在竖直井筒中)或不一致(例如在水平井筒中)。术语“井口”指沿着井筒朝向地面的方向，并且可与“向上”方向一致(例如在竖直井筒中)或不一致(例如在水平井筒中)。
在一些实施例中，所述滑阀包括阀体，该阀体具有纵向孔以及其侧壁上的一个或多个流体端口。滑套接纳在所述孔中，并且可在阻塞流体端口的井口关闭位置与打开流体端口的井下打开位置之间移动。
该滑套包括其内表面上的轮廓区域，该轮廓区域包括形成套管轮廓的周向凹槽和脊。该轮廓区域包括位于其井下端处的用于锁定夹头构件(为便于说明，也称为“夹头”)的止动肩，该止动肩在其外表面上具有匹配的夹头轮廓。在此，术语“匹配”指夹头的夹头轮廓与滑套的套管轮廓匹配从而夹头的轮廓区域可被接纳在滑套的轮廓区域中以将夹头锁定在滑阀的滑套中的条件。
在一些实施例中，所述止动环的井口表面从井下向井口沿径向向内倾斜，从而形成相对于止动环的纵轴具有锐角α的止动肩194。
在一些实施例中，所述止动肩由邻近滑套的轮廓区域的止动环形成。
在一些实施例中，所述止动环由高强度材料制成，例如碳化钨、钴铬合金和/或类似材料。
在一些实施例中，所述夹头为笼的形式，并包括井口部分、井下部分、以及在其纵向相对端处安装到井口和井下部分上的多个纵向花键。这些纵向花键之中的一个、多个或所有花键是柔性的，并且被成形为构成夹头轮廓。
在一些实施例中，所述夹头的井口部分包括球座，该球座用于接纳来自井口的球以使滑阀致动。
在一些实施例中，所述夹头包括可径向向外扩张的金属井口部分，从而在夹头被接纳在匹配的滑阀中并且球坐在夹头的球座上时，施加在球上的流体压力可迫使可扩张的井口部分沿径向向外扩张并在滑套的内表面上施加压力，从而在滑套与夹头之间的接口处形成金属间密封。
在一些实施例中，所述夹头的球座包括倾斜表面。
在一些实施例中，倾斜的球座表面相对于纵向基准线的倾斜角θ大约为55°。在一些实施例中，该倾斜角θ大约为35°。在一些替代实施例中，该倾斜角θ为大约50°至大约60°。在一些替代实施例中，该倾斜角θ为大约40°至大约70°。在一些替代实施例中，该倾斜角θ为大约30°至大约80°。
请转到图1，其中示出了井下工具，并且该井下工具通常以附图标记100标识。在这些实施例中，井下工具100为井下滑阀的形式，并且包括管状阀体102，该管状阀体具有纵向孔104和接纳在该孔104中的滑套106。滑套106被一个或多个剪切销108锁定在井口的关闭位置，以关闭管状体102上的一个或多个流体端口110，并且滑套106包括用于在其中接纳匹配的夹头(在后文中说明)的纵向孔。利用井下方向的流体压力，夹头可使滑套106从关闭位置致动到井下打开位置，以打开一个或多个流体端口110，以进行地下地层压裂(在后文中说明)。
如图2所示，管状主体102包括管状阀壳112，分别通过螺纹118和锁紧螺钉120可释放地联接至其井口和井下侧的顶部接头114和底部接头116，并具有用于密封其联接器的密封环122。在这些实施例中，顶部接头114的井下端和底部接头116的井口端形成井口和井下止挡件124和126，该止挡件124和126用于将滑套106可移动地限制在它们之间。
在这些实施例中，顶部接头114包括从其井口端向其井下端逐渐减小的锥形内表面128，从而顶部接头114的内径(ID)从其孔口端向其井下端逐渐减小，以便于夹头进入滑阀100(在后文中说明)。
阀壳112在其靠近井口端132的侧壁上包括一个或多个流体端口110，当滑套106在致动压力下从关闭位置移位到打开位置时，这些流体端口用于将高压压裂液排入地下地层中。阀壳112还包括一个或多个销孔136，一个或多个剪切销108(见图1)穿过这些销孔136，以将滑套106锁定在关闭位置以关闭端口110。阀壳112在其井下端136附近的内表面上还包括一个或多个棘轮螺纹138。
图3示出了具有孔151的滑套106和套管主体152的横截面图。滑套106具有等于或稍小于阀壳112的内径的外径(OD)，以允许滑套106在阀壳112移动。在这些实施例中，滑套106包括套管主体152，该套管主体152通过套管主体152的内表面上的螺纹156(参见图4)和位于保护套管154的外表面上的相应螺纹158(参见图5)在其中至少接纳位于其井下侧的保护套管154的联接部分153，以可释放地联接至保护套管154。
如图4所示，根据需要，套管主体152可在其外表面上的适当位置处包括一个或多个周向密封环168(例如在套管主体152的上端164附近)，以密封阀壳112与滑套106之间的接口(参见图1)。
套管主体152还在与阀壳112的销孔136的位置相对应的位置处包括一个或多个销孔或凹部170，以在滑套106在阀壳112的孔104中安装在关闭位置时接纳剪切销108，套管主体152还包括围绕其井下端166的一个和多个棘轮环172，以在滑套106处于打开位置时与阀壳112的内表面上的棘轮螺纹138接合。
在其内表面上，套管主体152由适当的材料(例如钢材)制成，并且包括面向井下的止动环座180，该止动环座180位于螺纹156的井口侧并可从套管主体152的井下端166接近，以接纳并支撑高强度止动环192，并且套管主体152还包括位于止动环座180的井口侧并与之相邻的轮廓区域182(相应地，滑套106的其他内表面区域被表示为非轮廓区域)。
套管主体152上的轮廓区域182包括一个(优选包括两个或更多)周向凹槽184，例如形成独特的锁定轮廓(也称为“套管轮廓”)的凹槽184A和184B。每个凹槽184包括相对于套管主体152的纵轴具有钝角的从井下沿径向向内倾斜的井口壁。每个凹槽184还包括直角或锐角的井下壁。也就是说，每个凹槽184的井下壁垂直于套管主体152的纵轴，或者从井下至井口沿径向向内倾斜并相对于套管主体152的纵轴形成锐角。利用凹槽184，轮廓区域182可接纳具有匹配的外表面轮廓212的夹头200(在本文中称为“匹配夹头”)，并允许具有不匹配的外表面轮廓的夹头200(在本文中称为“不匹配夹头”)从中穿过(在后文中说明)。
根据凹槽184的数量，由于滑套106中的凹槽184，滑套106上的轮廓区域182的内径在其不同的纵向位置处可以是变化的。但是，包括止动环192的轮廓区域182的最小内径通常是滑套106的最小内径。换句话说，滑套106的最小内径出现在轮廓区域184和止动环192的区域中。
夹头200上的夹头轮廓212的外径大于套管主体152上的轮廓区域182的最小内径，以在匹配夹头的情况下允许这种匹配夹头200上的夹头轮廓212与套管主体152上的轮廓区域182在初始时最小地接合，但是在施加到夹头200上的流体压力下，轮廓区域212的外径可显著超过套管主体152上的轮廓区域182的最小内径，以允许夹头200上的轮廓区域212与轮廓区域182以下面更充分地说明的方式最大地接合。
应说明的是，夹头200在其上的球座214的区域中的外径在初始时小于孔151和套管主体152上的轮廓区域184的内径。但是，当施加作用到坐在球座214上的球242上的井口流体压力时，夹头200可在球座214的区域中以下文中更充分地说明的方式沿径向向外扩张，导致其径向扩张(即，在球座214的区域中，夹头200的外径增大)，变得非常接近或等于套管主体152中的孔151的内径，从而提供了下文中更充分地说明的益处和优点。
止动环192由硬度大于滑套材料106的硬度的材料构成。例如，止动环192由高强度材料制成，例如碳化钨、钴铬合金(例如司太莱合金)、氮化钢和/或其他适当的高强度合金、或它们的组合，以提供增强的耐压性和耐磨性。
在一些实施例中，至少止动环192的止动肩194(在后文中更详细地说明)被硬化到比滑套106的材料的硬度高的硬度，或者包括硬度比滑套106的硬度高的材料。
图6示出了高强度止动环192的横截面图。止动环192的外径使其适合于坐在套管主体152的止动环座180上，并且其横截面高度“h”足以使其沿径向向内延伸到超过止动环座180的内边缘的位置。在这些实施例中，止动环192的井口表面从井下向井口沿径向向内倾斜，从而在井口侧边缘上形成相对于滑阀100的纵轴具有锐角α的止动肩194。如后文中所进一步详述，当夹头轮廓与套管轮廓182接合并防止夹头构件200相对于滑套的井下移动时，止动环192的止动肩194适于抵靠夹头轮廓的一部分并与夹头的相应肩部接合。因此，止动环192也可称为用于向下锁定夹头的“锁定环”。
如图7所示，可通过将止动环192***套管主体152中使其坐在止动环座180上来组装滑套106。然后，通过使保护套管154的螺纹158与套管主体152的螺纹156接合，将保护套管154“拧”到套管主体152的井下端上。保护套管154的井口端160将止动环192压在止动环座180上，以将止动环192牢固地夹在适当的位置。图3中示出了组装好的滑套106。
然后，可通过以下方式组装滑阀100：将滑套106从滑阀100的任何一端***阀壳112的孔104中并插到闭合位置，通过将剪切销或剪切螺钉108穿过阀壳112的销孔136***套管壳体152的销孔170中而将滑套106锁定在适当的位置，然后将阀壳112与顶部接头114和底部接头116联接。图1中示出了组装好的滑阀100。
如图1所示，滑套106的纵向长度比阀壳112的止动件124和126之间的距离长，从而当滑套106处于关闭位置时，保护套管154与底部接头116的内表面接触，以将在径向上位于阀壳112与滑套106之间并在纵向上位于滑套106的井下端166与止动肩126之间的环空196从孔104隔离，以防止水泥进入环空196并干扰阀门操作。
如上所述，滑阀100包括异形内表面区域182，该异形内表面区域182具有可接纳并锁定匹配夹头并且允许不匹配夹头通过的独特锁定轮廓。
图8是夹头200的横截面图，该夹头在这些实施例中为具有纵向孔202的圆筒形笼的形式。夹头200通常具有比滑套106的最小内径稍小的外径(后文所述的突起222除外)，并包括根据需要布置在其外表面上的必要位置的一个或多个周向密封环204，以在夹头200被锁定在滑套106中时密封夹头200与滑套106之间的接口。
如图所示，夹头200包括圆柱形的井口部分206、圆柱形的井下部分208、以及中间部分210，该中间部分210包括具有独特锁定轮廓的轮廓区域212。
在这些实施例中，井口部分206在其内表面上包括用于接纳从井口落下的球的球座214。井口部分206还在其内表面上包括用于密封所述球与夹头200的井口部分206之间的接口的密封环216。
中间部分210包括联接到井口和井下部分206和208的多个周向分布的纵向花键218。在这些实施例中，夹头200由金属管通过切割、冲压或其他方式制成，在中间部分210形成多个纵向狭槽220，以形成花键218。
纵向花键218之中的一个、多个或所有纵向花键由具有足够弹性的弹性软材料制成，并且成形为分别在从其外表面沿径向向外延伸的轮廓区域212中包括一个或多个凸起222(例如凸起222A和222B)，从而形成径向柔性的锁定轮廓(也称为“夹头轮廓”)。突起216的位置和大小选择为使夹头200的最大外径大于滑套106的最小内径，并且其夹头轮廓与匹配的滑套106的套管轮廓匹配。因此，当夹头200进入具有匹配的滑套106的滑阀100(例如滑阀100也被称为“匹配滑阀100”)时，夹头200可被锁定在匹配的滑套106中。处于井下最深位置的突起222B包括位于其井下侧的肩部236，该肩部相对于滑阀100的纵轴的角度为与止动肩194的角度相同的锐角α。
图9至图12示出了使夹头200从其井口位置致动到匹配滑阀100中的一个示例。如图9所示，当夹头200进入滑阀100时，顶部接头114的锥形内表面128导引夹头200进入孔104。
如图10所示，当夹头200的轮廓区域进入孔104并且夹头200的最大外径大于滑套106的最小内径时，异形花键218被向内偏置，并且夹头200继续向井下移动。
如图11中所示，当夹头200的轮廓区域212与滑套106的匹配轮廓区域182完全重叠时，异形花键218由于其弹性而没有被偏置。因此，夹头200被向下接纳在滑套106中。如图12A和12B所示，夹头200可进一步向井下移动，直到处于井下最低位置的突起222B的肩部236与高强度止动环192的止动肩194接合。
图12B示出了滑套106和夹头200的轮廓区域182和212的放大图。如图所示，每个轮廓区域182、212的轮廓包括交错的凹槽和脊(或突起)。在图12B所示的示例中，轮廓区域182的轮廓包括两个凹槽184A和184B、以及它们之间的脊232。轮廓区域212的轮廓包括两个脊/突起222A和222B、以及它们之间的凹槽234。为了确保轮廓区域182和212彼此匹配，两个轮廓区域182和212之中的一个上的凹槽的宽度需要等于或大于两个轮廓区域182和212之中的另一个上的对应的脊的宽度，以在其中接纳对应的脊。在图12B所示的示例中，凹槽(例如凹槽184A、184B或234)的宽度充分大于对应的脊(例如脊222A、232或222B)的宽度，从而在夹头200被向下锁定在滑套106中之后，夹头200可进一步向井下移动，直到位于井下最深位置的突起222B与高强度止动环192接合。
如图12B所示，高强度止动环192用于在高压下与处于井下最深位置的突起/脊222B接合，以增强滑套106与夹头200之间的井下锁定。此外，止动环192成形为具有相对于滑阀100的纵轴成锐角的井口止动肩194，并且处于井下最深位置的突起222B的井下侧也形成具有匹配的锐角的肩236，从而肩194与236的接合能提高抵抗施加到夹头200上的井下压力的强度。在这些实施例中，当肩194与236彼此接合时，夹头200和滑套106的其他对应的脊(例如脊222A和232)接合，以进一步提高抵抗施加到夹头200上的井下压力的强度。
如图13所示，在夹头200被锁定在滑套106中之后，球242可从表面掉落并进入滑阀100。球242由刚性材料(例如陶瓷或金属)制成，并且具有适合于坐在夹头200的球座214上的尺寸。
在球242与球座214接合并密封地阻塞夹头200的孔202之后，从井口向球214和夹头200施加流体压力。当夹头200被向下锁定到滑套106上时，滑套106随后被致动，从而对剪切销108进行剪切并向下移动到打开位置，以打开流体端口110。如图14所示，滑套106上的棘轮环172与阀壳112上的棘轮螺纹138接合，以防止滑套106向井口移动。然后，可向井下泵送高压压裂流体，并且该高压压裂流体从流体端口110喷出，以压裂地层。
压裂流体通常有高压，并且滑阀100中的任何故障都可能导致压裂过程失败。例如，若夹头200和滑套106之间的接合发生故障，则高压压裂流体可能使夹头200向井下进一步致动，从而导致压裂过程失败。
本领域技术人员应理解，以上实施例中的滑阀100包括高强度止动环192，该高强度止动环192用于加强夹头200与滑套106之间的接合，从而显著降低了发生故障的危险。
在一些实施例中，夹头200在其突起222A和222B处的外径小于滑套106在其凹槽184A和184B处的内径。如图15A和15B所示，在这些实施例中，在高压压裂流体被泵送到井下并且使滑套106致动到打开位置之后，高压压裂流体进一步使夹头200稍稍向井下致动，使得花键被迫218沿径向向外扩张，从而夹头200的突起222A和222B与滑套106的凹槽184A和184B进一步接合，因而增强了耐压性。
在一些实施例中，包括多个滑阀100的井下压裂系统可用于地下地层压裂。图16示出了使用滑阀100压裂地下地层的一个示例。在该示例中，在地下地层274中钻出水平井，该水平井包括水平井筒部分272。然后使包括多个滑阀100的套管柱276延伸到井筒部分272中。每个滑套100包括独特的套管轮廓。可根据需要通过其他接头将滑阀100隔开。
在套管柱276就位之后，可通过将水泥流体向下泵入套管柱276中来进行固井。如上所述并如图1所示，在每个滑阀100中，保护套管154防止水泥进入环空196并干扰阀门的操作。在固井后，可向井下泵送清洗液，以清洗接头，包括滑阀100。根据需要，也可使用弧刷臂进行清洁。
在该示例中，围绕井筒部分278的地层274会被压裂，并且滑阀100B和100C需要打开。因此，通过套管柱276将与滑阀100C匹配的第一夹头(未示出)泵送到井下。由于第一夹头与滑阀100A和100B不匹配(即，第一夹头的夹头轮廓不匹配，并且无法被接纳在滑阀100A和100B的套管轮廓中)，因此第一夹头穿过滑套100A和100B，并被锁定在滑阀100C中。
为了打开滑阀100C的流体端口，使球落下并与第一夹头的球座接合，并阻塞第一夹头的孔。然后，施加流体压力以使接合的球、第一夹头和滑套致动，以剪切滑阀100C的剪切销，并将滑套向井下移动至打开位置，以打开滑套100C的流体部分。
在滑阀100C打开之后，将与滑阀100B匹配的第二夹头泵送到井下，以锁定到滑阀100B上。然后，使球落下以与第二夹头接合，并且施加流体压力以打开滑阀100B。
在打开井筒部分278中的所有滑阀100B和100C之后，通过钻孔、溶解、取回地面等方式去除这些滑阀中的球，但处于井下最低位置的滑阀中的球除外。在图16所示的示例中，滑阀100C中的球被保持在位，而滑阀100B中的球被移除。然后，将高压压裂流体泵入套管柱276，并且高压压裂流体从滑阀100B和100C的流体端口喷出，以压裂地层274。
在以上示例中，可使用井筒隔离装置(例如封隔器)隔离待压裂的井筒段，这在本领域中是已知的，因此在此省略。
从以上示例能够看出，压裂过程可使用具有大致相同尺寸的孔104的多个滑套100，从而确保一致的流体流量。夹头200和球242也可具有相同的尺寸，从而简化物流并降低完井成本。
在如图3至图7所示的上述实施例中，保护套管154通过接合螺纹158和156可释放地联接至套管主体152。在一些替代实施例中，保护套管154可通过其他适当的方式联接至套管主体152。例如，在一个实施例中，保护套管154可通过焊接永久地联接至套管主体152。
在以上实施例中，夹头200为具有安装在圆柱形井口部分206和圆柱形井下部分208上的多个花键的圆筒形笼的形式，从而不再需要使用外部装置(例如弹簧)使夹头200径向致动或变形以与滑套接合并锁定在其中。在另一个特定实施例中，将柔性花键在其纵向相对端安装到井口和井下部分206和208上，并将夹头进一步配置为使得所述花键在初始接合时位于滑套106内的内部轮廓184中，在向位于夹头200的球座214中的球施加井口流体压力时有利地使花键在夹头200上进一步径向弯曲，从而使具有夹头轮廓212的花键在滑套184内进一步并更广泛地接合，从而降低夹头200与选定的套管不接合的危险，或者降低在井口施加压裂压力时夹头200上的配合轮廓可能与滑套106上的配合轮廓184脱开的危险，在发生故障的情况下，这会防止在高压下在打开的端口110处向井内注入压裂液。
在一些替代实施例中，可使用包括具有一个或多个滑阀100的管柱的井下压裂系统来压裂井筒段。所述井筒可以是套管井筒或非套管井筒。
虽然在图16所示的示例中滑阀100用于压裂水平井筒段，但是本领域技术人员应理解，在一些替代实施例中，滑阀100可用于压裂竖直井筒段。
在以上实施例中，夹头200可在其外表面上包括一个或多个密封环204，用于在夹头200进入滑阀100时密封夹头200与滑套106之间的接口。但是，当夹头200在滑套106中移动时，通常在向井下泵送夹头的过程中这种密封环204可能会磨损并且失效，从而导致滑阀100失效。而且，当通过不匹配的滑套泵送夹头时，通常需要很大的流体压力来克服由密封环204沿着滑套106的内表面移动而引起的摩擦。
在一些替代实施例中，夹头200在其外表面上不需要包括任何密封环204。在这些实施例中，滑阀100与图1中所示的相同，并且夹头200的非轮廓区域的外径略小于滑套106的最小内径，从而避免了由密封环204引起的摩擦，因而允许夹头200在较小的流体压力下通过不匹配的滑阀100。
在这些实施例中，滑套由适当的金属(例如钢材)制成。如图17A和17B所示，夹头200的井口部分206构造为具有可沿径向向外扩张的金属部分206'，并且球座214包括以相对于夹头200的纵轴284成锐角的斜度从井口向井下径向向内倾斜的球座表面282。
在夹头200被锁定在滑阀100中之后，适当尺寸的球242在井下流体压力下被推到球座214上。当向球242的井口侧施加流体井下压力时，球242会压靠球座214的倾斜表面282，从而将井下流体压力转换为径向向外压力，并使夹头200的可扩张的金属部分206'径向扩张，以充分减小夹头200与滑套106之间的间隙，或者甚至迫使可扩张的金属部分206'的外表面与滑套106的内表面紧密接合，从而在夹头200与滑套106之间的接口处形成金属间密封。
如图17B所示，球座214的表面282相对于纵向基准方向284以倾斜角θ倾斜。在一些实施例中，该倾斜角θ大约为55°。对于具有美国石油协会(API)N80级钢材的弹性模量的金属夹头，夹头200上的球座214的标称直径为4.555英寸，夹头的标称厚度为0.23英寸，标称直径为4.250英寸的球242上的压力大约为1500psi，在径向扩张之前，最初时夹头200与滑套106的内径之间的间隙在0.004至0.014英寸的范围内(参见下面的实施例A和图18)，对于这种夹头，大约55°的倾斜角是令人满意的角度，以该角度可向夹头200传递必要的径向向外力，以使夹头200充分径向扩张，从而与滑套106形成足够的金属间密封。
在夹头200可由强度更大或更小的弹性材料(即，具有较高的弹性模量)制成、和/或具有更大的厚度、和/或夹头直径200与滑套直径106之间的初始间隙大于0.004至0.014英寸、和/或球242上的压力小于1500psi的其他实施例中，需要将倾斜角θ减小到大约35°，以使球座214能够传递足够的径向向外力，使夹头直径200充分地沿径向增大，从而实现所需的与孔的金属间密封。
在一些替代实施例中，该倾斜角θ为大约50°至大约60°。在一些替代实施例中，该倾斜角θ为大约40°至大约70°。在一些替代实施例中，该倾斜角θ为大约30°至大约80°。
因此，在夹头200构造为允许径向增大的情况下，这能有利地使夹头200的总外径减小。在球座214的区域中和夹头的轮廓区域212中的这种直径减小使夹头200和轮廓区域212更容易通过，并且对不希望被致动的各个井口滑套106的轮廓区域184的干扰较小，从而减少了夹头200的这种轮廓区域212上的摩擦磨损，但是仍然保持了夹头200在到达时最终在球座214的区域中形成密封的能力，并且进一步使其上的夹头轮廓区域212与预定的井下套管106和其上的对应的所需配合轮廓184接合。
具体而言，重要的是，利用夹头200的这种径向扩张能力，减少了其上的夹头轮廓212的磨损，从而保持夹头轮廓212的完整性，并确保当夹头200到达需要致动的滑套106时，其上的相应轮廓212能够充分并可靠地接合，同时形成初始的金属间密封，以允许在球242的井口侧累积压力。在夹头200与滑套106锁定接合时球242的井口侧的压力增大，继而引起“多米诺骨牌”效应，由此这种压力的累积导致夹头200的(进一步)径向扩张，继而导致金属间密封加强，金属间密封的加强使压力进一步累积，而这又导致径向扩张增大，从而进一步导致金属间密封加强。井口压力会以这种方式不断累积到使剪切销108将滑套106保持在位置以进行剪切的程度，然后允许滑套106在阀门100中向井下移动从而打开端口110。
图18示出了可滑动地接纳在滑套106中的本发明的夹头200的一个示例，该夹头200是上述优选实施例的夹头。具体而言，在这样的优选实施例中，在球座214的区域中的夹头200的厚度、材料以及与套管主体152的孔151的初始径向间隙使得当球242坐在球座214中并且向其施加至少150psi的流体压力时，其外径的径向向外扩张量大于0.09％，以在球座214的区域中的夹头200的外径与套管主体152的孔151之间提供足够的金属间密封。具体而言，球座214的区域中的夹头200的外径能够在向坐在其中的球242施加流体压力时径向向外扩张，优选径向扩张量至少为0.09％，在施加至少150psi的井口流体压力时，优选该径向扩张量至少为0.2％，更优选该径向扩张量至少为0.3％，从而改善具有不匹配轮廓的夹头200上的轮廓区域212的初始间隙，但是在与选定的滑套106上的所需轮廓区域184接合时，使得其与球座214区域中的夹头200之间形成足够的密封，从而发生“多米诺骨牌”效应，并允许夹头200进一步径向扩张以加强金属间密封，由此该径向向外扩张和金属间密封足以允许施加足够的压力以剪断剪切销108。
在以上实施例中，夹头200由金属管通过切割、冲压或其他方式制成，在中间部分210形成多个纵向狭槽220，以形成花键218。在一些替代实施例中，花键218可通过其他适当的方式(例如焊接、螺钉连接等)联接至井口部分206和井下部分208。
例'A'
如上所述，图18示出了本发明的夹头200的一个示例，该夹头200可滑动地接纳在滑套106中。夹头200构造为在球座214的区域中具有径向可扩张部分206"。
具体而言，在该示例中，在球座214的区域中，夹头200由API NP 80级钢材形成，其弹性模量为29,000,000，泊松比为0.29。滑套106也由API N80级钢材形成。
在这个选定的示例中，夹头200在球座214的区域中的夹头200的径向外周与套管主体152的内孔151之间的接口处的初始径向间隙为0.002至0.007英寸，该初始径向间隙是通过应用夹头200的材料公差(即，夹头200外径与滑套106内孔151内径之间的最大和最小尺寸公差之差[即，(4.567-4.553)/2和(4.562-4.558)/2]确定的。
夹头200在球座214的区域中(即，在球座214的井口侧)的标称厚度为0.149至0.1515英寸[即，(4.553-4.255)/2至(4.558-4.255)/2]，在球座214的井下侧的标称厚度为0.2305至0.233英寸[即，(4.553-4.092/2至(4.558-4.092)/2]，
夹头200的球座214的倾斜角θ为55°。球242的标称直径为4.250英寸。
在球242坐在球座214中之后，当在井口侧向球242施加1500psi流体压力时，前述的0.002-0.007英寸初始径向间隙足以在初始时部分阻止流体流过该接口。当在压力下继续注入流体时，由于这种部分初始阻塞，导致流体压力相应地在球242的井口侧累积。由于球座214的倾斜角θ，夹头200的径向可扩张部分206'响应于由施加的流体压力施加到球242上的力而产生施加到球座214的区域中的管状夹头200上的径向向外力。这种施加的径向向外力导致金属部分206'径向向外扩张，从而最终消除或显著减小上述的0.002至0.007英寸径向间隙，并在夹头200与滑套106之间的接口处形成金属间密封。
具体而言，在可径向向外扩张的金属部分206'的外径最大为4.558英寸并且滑套的孔内径最小为4.558英寸(即，4.562-4.558/4.558)的情况下，可径向向外扩张的金属部分206'的径向扩张量至少为0.09％，在可径向向外扩张的金属部分206'的外径的标称值为4.555英寸并且滑套的孔内径的标称值为4.565英寸(即，4.565-4.555/4.555)的情况下，其标称径向扩张量为0.02％，在可径向向外扩张的金属部分206'的外径最小为4.553英寸并且滑套的孔内径最大为4.567英寸(即，4.567-4.553/4.553)的情况下)，其径向扩张量至少为0.03％，因此，在所有情况下，都会导致径向间隙减小，从而在夹头200与滑套106之间形成金属间密封。
显然，对于本领域技术人员来说显而易见的是，可对上述参数中的某些进行改变以实现期望的结果，即，使得可径向扩张的夹头能够在通过井口滑套到达所需的滑套106时有利地减少与井口滑套的接触，从而保持夹头200的尺寸公差(尤其是在其轮廓区域212中和球座214区域中的外径)，并且由于直径的减小而更容易向井下流动，但是在与所需的选定套管锁定接合和施加流体压力时能够“增大”以保持有效的密封，并允许累积足以剪断剪切螺钉108的压力。
在此示例中，滑套106和夹头200由API N80级钢材构成。本领域技术人员应理解，在各种替代实施例中，滑套106和夹头200可由具有相似的弹性模量的其他适当材料制成(例如API P110级钢材)，从而在施加1500psi压力时实现类似的径向增大。
但是，为了在实现类似的径向增大量(即，0.02％标称径向增大量)的同时减小泵送压力的量值，夹头200也可由具有低于API NP 80级钢材的弹性模量级别的弹性模量(即，API NP 80级钢材的弹性模量的1/10)的材料构成。这会导致施加的压力同样仅需为上述的施加压力的1/10(即，150psi)，同时仍能实现0.02％的所需标称径向增大量。
类似地，如图18所示，通过减小或增大夹头200的球座214的倾斜角θ，能有效地改变由球242施加在球座214的区域中的夹头200的外周上的有效径向向外力，从而分别增大或减小向夹头200施加的径向力的大小。
因此，例如在1500psi恒定流体压力的情况下，将倾斜角θ从55°减小到30°会增大施加的力，而将所需的流体压力从1500psi减小或者使用具有按比例减小的弹性模量的材料(即，使用在施加的单位力下具有较大径向变形量的硬度较小的材料)能实现类似的径向扩张增大量(标称值为0.02％)。
现在，将进一步向本领域技术人员展示用于实现上述径向增大的上述变量的其他排列和组合。
例如，若将倾斜角θ从55°增大到80°以减小正常情况下施加到夹头200上的有效径向向外力，则为了实现类似的夹头200径向扩张量(标称值为0.02％)，需要采取以下一项或多项措施：
(i)将夹头200的材料修改为弹性模量较小(即，刚度较小)的材料；
(ii)将施加在球242上的1500psi流体压力增大，以实现与先前使用55°倾斜角θ时施加的切向力相同的切向力；或者
(iii)减小夹头200在球座214的区域中的厚度(假设所施加的压力和产生的径向力不超过夹头200在球座214的区域中的屈服应力)；
进一步说明
图19示出了一些替代实施例中的夹头200。在这些实施例中，滑阀100与图1所示的滑阀相同。
如图19中所示，在这些实施例中，夹头200包括封闭的井口端284。夹头200的其他部分与图8所示的相同。
在这些实施例中，滑阀100不需要球242来致动。相反，为了使滑阀100致动，将匹配夹头200泵送到井下，并锁定在滑阀100中。向夹头200的封闭井口端284施加流体压力，并由此剪断剪切销108并使滑阀100的滑套106致动，以向井下移动至打开位置。如上所述，高强度止动环192提供增强的耐压性和耐磨性。
在以上实施例中，滑套106在其轮廓区域182的井下端处包括高强度止动环192，形成用于锁定匹配夹头200的止动肩194。在一些替代实施例中，止动环192由与滑套106相同的材料制成，但是优选由更高的强度和/或硬化的材料和/或氮化的材料制成，例如但不限于碳化钨。在一些实施例中，至少止动环192的止动肩194被硬化到或包括基本上或大致等于匹配夹头200的夹头轮廓的井下部分的硬度。
在一些替代实施例中，滑套106不包括任何止动环192。相反，保护套管154的井口端形成用于锁定匹配夹头的止动肩194。
在另一些替代实施例中，套管主体152和保护套管154是集成的，以形成滑套106，并且包括径向向内延伸的周向脊，该周向脊形成止动肩194。因此，在这些实施例中，滑套106不包括任何止动环192。
在一些替代实施例中，滑套106仅包括套管主体152，而不包括任何保护套管154。在这些实施例中，止动环192焊接、安装或以其他方式集成在套管主体152中。
在一些实施例中，可获得多个套管轮廓和夹头轮廓，并且所述多个套管轮廓和夹头轮廓可在井下压裂系统中的相同管柱上使用。
例如，图20A至20D分别示出了滑套106-1至106-4的内表面上的四个套管轮廓182-1至182-4(总体以附图标记182表示)以及夹头200-1至200-4的外表面上的与这些套管轮廓对应的夹头轮廓212-1至212-4(总体以附图标记212表示)。
如图所示，每个套管轮廓106-1至106-4包括至少两个凹槽184A和184B(以下也称为“套管槽”)以及在纵向上位于这两个凹槽184A和184B之间的一个脊232(以下也称为“套管脊”)。
相应地，每个夹头轮廓200-1至200-4包括至少两个脊222A和222B(以下也称为“夹头脊”)以及位于这两个脊222A和222B之间的一个凹槽234(以下也称为“夹头槽”)。此外，每个凹槽184A、184B、234的长度大于或等于每个脊222A、222B、232的长度，以使夹头轮廓200-1至200-4可接纳在相应的套管轮廓106-1至106-4中。
通过改变凹槽184A和184B以及脊232的长度，可获得多个独特的独立套管轮廓(以及对应的独特的独立夹头套管)。在这些实施例中，两个套管轮廓之间的长度差(例如套管轮廓182-2和182-3的长度差)是预定设计参数Lb的整数倍，其中Lb>0。此外，两个套管轮廓的各个对应凹槽或脊之间的长度差(例如套管轮廓182-1和1822的凹槽184A的长度差，或套管轮廓182-1和182-2的凹槽184B的长度差)也是预定设计参数Lb的整数倍，其中Lb>0。
请参考图21A，以下参数(均大于零)用于套管轮廓182：
Ls:套管轮廓182的纵向长度；
Sg1:套管轮廓182的槽184A的纵向长度；
Sr:套管轮廓182的脊232的纵向长度；和
Sg2:套管轮廓182的槽184B的纵向长度。
参数Ls、Sg1、Sr和Sg2在套管轮廓182的径向最内侧的点处测量。
以下参数(均大于零)用于夹头轮廓182：
Lc:夹头轮廓212的纵向长度；
Cr1:夹头轮廓212的脊222A的纵向长度；
Cg:夹头轮廓212的槽234的纵向长度；和
Cr2:夹头轮廓212的脊222B的纵向长度。
参数Lc、Cr1、Cg和Cr2也在夹头轮廓212的径向最内侧的点处测量。
如上所述，在一对匹配的夹头轮廓和套管轮廓中，槽的长度(包括套管槽184A和184B以及夹头槽234的长度Sg1、Sg2和Cg)必须大于或等于相应脊的长度(包括夹头脊222A和222B以及套管脊232的长度Cr1、Cr2和Sr)，即，Sg1≥Cr1、Sg2≥Cr2且Cg≥Sr，以使夹头轮廓212可接纳在匹配的套管轮廓182中。
在这些实施例中，套管槽184A和184B以及止动环192的井口表面是倾斜的，使得它们朝着井口径向向内延伸。夹头脊222A和222B的井口表面以及夹头脊222B的井下表面是倾斜的，使得它们朝着井下径向向外延伸。这些斜度影响套管脊232和夹头脊222A和222B被接纳在夹头槽234和套管槽184A和184B中的方式。
为了便于说明，在这些实施例中，套管槽184A、184B、止动环192和夹头脊222A、222B的井口侧表面以及夹头脊222B的井下侧表面的倒角基本上是相同的。
如图21B和21C所示，由于上述倒角，在夹头轮廓212配装到匹配的套管轮廓182上之后，夹头200可径向向外扩张，并进一步向井下移动较短距离ε1(该距离是由上述倒角和接合程度预先确定的设计参数)，被接纳到套管轮廓182中，直到夹头脊222B的井下侧表面与止动环192的止动肩194接合。
请再次参考图21A，在套管轮廓182上，脊232的长度Sr定义为：
Sr＝δLa+nLb, (1)
其中，1≥δ≥0是预定设计参数，La是预定设计参数且La>0，n是整数且n≥0，Lb是预定设计参数且Lb>0。因此，当n＝0时，脊232具有最小长度Sr＝δLa。
槽184A和184B的长度Sg1和Sg1定义为：
Sg1＝m1Lb+(1-δ)Ls, (2)
Sg2＝m2Lb, (3)
其中，m1是整数且m1≥1，m2是整数且m2>1。此外，
m1+m2＝K, (4)
其中K>2是正整数，从而对于具有相同的K的套管轮廓，增大m1会减小m2，从而有效地改变脊232在套管轮廓上的位置。
则套管轮廓182的长度Ls是：
Ls＝Sr+Sg1+Sg2＝La+(n+K)Lb. (5)
由于La和Lb是预定设计参数，因此通过选择不同的n和K能够获得具有不同长度Ls的多个套管轮廓182。
在夹头轮廓212上，脊222A和222B以及夹头槽234的长度Cr1、Cr2、Cg定义为：
Cr1＝Sg1-t1Lb-ε2＝(m1-t1)Lb+(1-δ)La-ε2, (6)
Cr2＝Sg2-t2Lb＝(m2-t2)Lb, (7)
Cg＝Sr+Sg2-Cr2+ε2＝Sr+t2Lb+ε2＝δLa+ (8)
(n+t2)Lb+ε2.
其中，t1、t2和ε2是预定设计参数，并且1≥t1≥0、1≥t2≥0且ε2≥0。夹头轮廓212的长度Lc是：
Lc＝Cr1+Cr2+Cg＝Ls-t2Lb＝La+(n+K-t2)Lb. (9)
参数ε2仅决定夹头脊222A的井下侧表面是否会与套管槽184A的井下侧表面接合。在一些实施例中，ε2＝0，从而当夹头200在从井口施加的压力下与套管106接合时，夹头脊222A的井下侧表面与套管槽184A的井下侧表面接合，并且夹头脊222B的井下侧表面与止动肩194接合，从而提供增强的耐压性。在一些其他实施例中，ε2>0，这与其他条件(稍后说明)一起允许柔性花键218在流体压力下进一步径向向外扩张和弯曲，以增强夹头200与滑套106之间的接合。
请再次参考图21A，在ε2＝0的实施例中，当t1＝1时，套管槽184A和夹头脊222A具有最大长度差Lb；当t1＝0时，套管槽184A和夹头脊222A具有相同的长度。类似地，当t2＝1时，套管槽184B和夹头脊222B具有最大长度差Lb；当t2＝0时，套管槽184B和夹头脊222B具有相同的长度。
此时，套管轮廓182的参数变为：在一些实施例中，设计参数被预先确定为La＝Lb，t1＝t2＝t，并且1≥t≥0。此时，套管轮廓182的参数变为：
Sr＝(n+δ)Lb, (10)
Sg1＝(m1+1-δ)Lb, (11)
Sg2＝m2Lb, (12)
m1+m2＝K, (13)
Ls＝(n+K+1)Lb. (14)
夹头轮廓212的参数变为：
Cr1＝Sg1-tLb-ε2, (15)
Cr2＝Sg2-tLb, (16)
Cg＝(n+t+δ)Lb+ε2, (17)
Lc＝(n+K+1-t)Lb. (18)
在给定ε2时，参数t决定槽与其对应的脊之间的长度差。若t＝0，则套管轮廓182和夹头轮廓212具有相同的长度。若t＝1，则套管轮廓182和夹头轮廓212具有最大长度差Lb。在ε2＝0的实施例中，若t＝0，则槽和其对应的脊具有相同的长度。若t＝1，则槽和其对应的脊的最大长度差为Lb。
可获得各种套管轮廓和夹头轮廓。为了便于说明，将套管轮廓和夹头轮廓组织为轮廓组，并将轮廓组组织为轮廓类别。在下文中，套管轮廓以“S({类别字母}{组号}-{轮廓号})”的形式表示，其中“{类别字母}”可以是A、B、C、……，表示套管轮廓所属的轮廓类别，“{组号}”可以是1、2、3、……，表示套管轮廓所属的轮廓组，而“{轮廓号}”可以是1、2、3、……，表示套管轮廓在轮廓组中的次序。例如，套管轮廓“S(A1-1)”表示组A1中的第一个套管轮廓。
类似地，套管轮廓以“C({类别字母}{组号}-{轮廓号})”的形式表示。例如，夹头轮廓“C(B2-3)”代表B2组中的第三个夹头轮廓。
能够看出，可通过改变n、K和m1的值来产生多个套管轮廓182和夹头轮廓212。因此，为了便于说明，套管轮廓也可表示为S[n,K,m1]，夹头轮廓也可表示为C[n,K,m1]。
在这些实施例中，对于给定的Lb，(n+K)的和决定套管轮廓的长度Ls和夹头轮廓的长度Lc。尤其是，每个轮廓类别(例如“A”)中的套管轮廓具有相同的长度Ls＝(n+K+1)Lb，并且同一轮廓类别中的夹头轮廓具有相同的长度Lc＝(n+K+1-t)Lb。
参数n决定套管脊232的长度和夹头槽234的长度。因此，每个轮廓组(例如“A1”)中的套管轮廓具有相同的脊232长度Sr＝(n+δ)Lb，并且同一轮廓组中的夹头轮廓具有相同的槽234长度Cg＝(n+t+δ)Lb+ε2。
每个轮廓组包括(K-2)个套管轮廓和(K-2)个具有相同的n和相同的K的对应夹头轮廓，其中所有(K-2)个套管轮廓具有相同的长度Ls＝(n+K+1)Lb和相同的Sr＝(n+δ)Lb，并且所有(K-2)个夹头轮廓具有相同的长度Lc＝(n+K+1-t)Lb和相同的Cg＝(n+t+δ)Lb+ε2。
本领域技术人员应理解，若t等于或接近于0，则夹头轮廓完全或几乎完全与套管轮廓一致，因此可能存在夹头轮廓不能配装到匹配的套管轮廓中的的风险，这例如是由于夹头轮廓和/或套管轮廓的制造公差较大和/或夹头200以高速进入滑套106使得偏置的夹头轮廓在夹头200移出滑套106之前没有足够的时间返回到不偏置状态导致的。
另一方面，若t等于或接近于1，则槽与它们对应的脊具有最大长度差Lb，并且可能存在夹头轮廓可能错误地配装到不匹配的套管轮廓中的风险(在后文中说明)。
在一些实施例中，t可选择为充分大于零并且充分小于一，以确保：
(i)与组中的某个套管轮廓对应的夹头轮廓很容易被同一组中的任何其他套管轮廓拒绝；和
(ii)槽与其对应的脊之间的长度差(例如套管槽184A与夹头脊222A之间的长度差、夹头槽234与套管脊232之间的长度差、或者套管槽184B与夹头脊222B之间的长度差)足以保证能轻松地将脊接纳到槽中。
例如，在一个实施例中，t可选择为0.9≥t≥0.1。在一些替代实施例中，t可选择为0.8≥t≥0.2。在一些替代实施例中，可选择为0.7≥t≥0.3。在一些替代实施例中，t可选择为0.6≥t≥0.4。在一些替代实施例中，t可选择为大约0.5。
图22示出了当n＝0且K＝6时四个套管轮廓和四个对应的夹头轮廓的组A1，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝7Lb。
图23示出了当n＝0且K＝8时六个套管轮廓和六个对应的夹头轮廓的组B1，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝9Lb。
图24示出了当n＝0且K＝10时八个套管轮廓和八个对应的夹头轮廓的组C1，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝11Lb。
图25示出了当n＝0且K＝12时十个套管轮廓和十个对应的夹头轮廓的组D1，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图26示出了当n＝1且K＝5时三个套管轮廓和三个对应的夹头轮廓的组A2，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝7Lb。
图27示出了当n＝1且K＝7时五个套管轮廓和五个对应的夹头轮廓的组B2，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝9Lb。
图28示出了当n＝1且K＝9时七个套管轮廓和七个对应的夹头轮廓的组C2，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝11Lb。
图29示出了当n＝1且K＝11时九个套管轮廓和九个对应的夹头轮廓的组D2，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图30示出了当n＝2且K＝4时两个套管轮廓和两个对应的夹头轮廓的组A3，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝7Lb。
图31示出了当n＝2且K＝6时四个套管轮廓和四个对应的夹头轮廓的组B3，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝9Lb。
图32示出了当n＝2且K＝8时六个套管轮廓和六个对应的夹头轮廓的组C3，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝11Lb。
图33示出了当n＝2且K＝10时八个套管轮廓和八个对应的夹头轮廓的组D3，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图34示出了当n＝3且K＝3时一个套管轮廓和一个对应的夹头轮廓的组A4，其中套管轮廓具有长度Ls＝7Lb。
图35示出了当n＝3且K＝5时三个套管轮廓和三个对应的夹头轮廓的组B4，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝9Lb。
图36示出了当n＝3且K＝7时五个套管轮廓和五个对应的夹头轮廓的组C4，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝11Lb。
图37示出了当n＝3且K＝9时七个套管轮廓和七个对应的夹头轮廓的组D4，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图38示出了当n＝4且K＝4时两个套管轮廓和两个对应的夹头轮廓的组B5，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝9Lb。
图39示出了当n＝4且K＝6时四个套管轮廓和四个对应的夹头轮廓的组C5，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝11Lb。
图40示出了当n＝4且K＝8时六个套管轮廓和六个对应的夹头轮廓的组D5，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图41示出了当n＝5且K＝3时一个套管轮廓和一个对应的夹头轮廓的组B6，其中套管轮廓具有长度Ls＝9Lb。
图42示出了当n＝5且K＝5时三个套管轮廓和三个对应的夹头轮廓的组C6，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝11Lb。
图43示出了当n＝5且K＝7时五个套管轮廓和五个对应的夹头轮廓的组D6，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图44示出了当n＝6且K＝4时两个套管轮廓和两个对应的夹头轮廓的组C7，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝11Lb。
图45示出了当n＝6且K＝6时四个套管轮廓和四个对应的夹头轮廓的组D7，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图46示出了当n＝7且K＝3时一个套管轮廓和一个对应的夹头轮廓的组C8，其中套管轮廓具有长度Ls＝11Lb。
图47示出了当n＝7且K＝5时三个套管轮廓和三个对应的夹头轮廓的组D8，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图48示出了当n＝8且K＝4时两个套管轮廓和两个对应的夹头轮廓的组D9，其中套管轮廓具有相同的长度Ls＝13Lb。
图49示出了当n＝9且K＝3时一个套管轮廓和一个对应的夹头轮廓的组D8，其中套管轮廓具有长度Ls＝13Lb。
下面的表1汇总了图22至49所示的轮廓组。能够看出，通过将套管轮廓长度限制为7Lb、9Lb、11Lb和13Lb，总共可获得122个套管轮廓和122个对应的夹头轮廓，并用于井下压裂。
表1
在具有上述套管轮廓的两个或多个滑阀100用于管柱的实施例中，套管轮廓的顺序需要如下安排：
(a)滑阀应具有不同的套管轮廓；换句话说，对于任何两个滑阀，其n、K和m1中的至少一个应是不同的；
(b)长度Ls较短的滑阀应安装在长度Ls较长的滑阀的井口侧；换句话说，具有较小(n+K)的滑阀应位于具有较大(n+K)的滑阀的井口侧；
(c)对于长度Ls相同的滑阀，Sr较大的滑阀应安装在Sr较小的滑阀的井口侧；换句话说，对于具有相同(n+K)的滑阀，具有较大n的滑阀应位于具有较小n的滑阀的井口侧；并且
(d)相同轮廓组的滑阀(即，具有相同n和相同K但具有不同m1的滑阀)可按任何顺序布置。
换句话说，具有“较低”类别字母(例如“A”)的滑阀(即，具有较短套管轮廓长度Ls的滑阀)应位于具有“较高”类别字母(例如“D”)的滑阀(即，具有较长套管轮廓长度Ls的滑阀)的井口侧。对于具有相同类别字母的滑阀(即，具有相同套管轮廓长度Ls的滑阀)，具有较小组号(例如“A1”)的滑阀应位于具有较大组号(例如“A3”)的滑阀的井下侧。图50示出了具有按上述方式布置的多个滑阀100的管柱(例如套管柱或油管柱)的一个示例。
在一些替代实施例中，t等于或接近于1，并且槽和其对应的脊具有最大长度差Lb，因此两个“相邻”套管轮廓和夹头轮廓不相互排斥。
也就是说，夹头轮廓不仅可接纳在匹配的套管轮廓中，还可接纳在具有相同类别字母、相同组号和“相邻”轮廓号(即，相差1)的套管轮廓中。例如，夹头轮廓C(A1-2)(即C[0,6,2])可配装到前一个和下一个套管轮廓S(A1-1)和S(A1-2)(即S[0,6,1]和S[0,6,3])中，但是不能配装到轮廓组A1中的其他套管轮廓(例如S(A1-4))中。
换句话说，夹头轮廓可配装到同一轮廓组中的前一个和下一个套管轮廓中，但不能配装到同一轮廓组中的其他套管轮廓中。也就是说，夹头轮廓C[n,K,i]可配装到套管轮廓S[n,K,i+1]和S[n,K,i-1]中，但是不能配装达到其他套管轮廓(即套管轮廓S[n,K,j])，其中j≠i，j≠i+1且j≠i-1)中。
因此，在t＝1并且在管柱上使用具有如图22至49所示的套管轮廓的两个或更多滑阀100的实施例中，套管轮廓的顺序需要如下安排：
(a)滑阀应具有不同的套管轮廓；换句话说，对于任何两个滑阀，其n、K和m1中的至少一个应是不同的；
(b)在每个轮廓组中，若|j1-j2|≤1，则不能在同一管柱上使用两个套管轮廓S[n,K,j1]和S[n,K,j2]；换句话说，对于具有相同n和相同K的任何两个滑阀，其m1之间的差值需要大于1；
(c)长度Ls较短的滑阀应安装在长度Ls较长的滑阀的井口侧；换句话说，具有较小(n+K)的滑阀应位于具有较大(n+K)的滑阀的井口侧；
(d)对于长度Ls相同的滑阀，Sr较大的滑阀应安装在Sr较小的滑阀的井口侧；换句话说，对于具有相同(n+K)的滑阀，具有较大n的滑阀应位于具有较小n的滑阀的井口侧；并且
(e)相同轮廓组的滑阀(即，具有相同n和相同K但具有不同m1的滑阀)可按任何顺序布置。
在一些替代实施例中，上述套管轮廓和夹头轮廓可与其他适当的轮廓串联或级联，以获得扩展轮廓。例如，图51示出了通过在轮廓组A1中的轮廓与止动环192之间连接相同的轮廓286而获得的一组扩展的套管轮廓和夹头轮廓。如图52所示，在一些实施例中，可在组A1中的轮廓的井口侧串接相同的轮廓286，以获得扩展的轮廓。
在一些实施例中，同一组中的轮廓可与不同的轮廓串接，以获得扩展的轮廓。例如，图53示出了组A1的轮廓与组B2中的前四个轮廓串接，以获得扩展的轮廓。
在上述实施例中，套管轮廓位于套管主体152的内表面上，从而止动环192的止动肩194位于其井下侧。在如图54至56所示的一些替代实施例中，套管轮廓包括如上所述的套管主体152的内表面上的轮廓部分以及保护套管154的内表面上的轮廓部分，从而止动环192的止动肩194处于套管轮廓中。
相应地，夹头200可具有在套管主体152和保护套管154上延伸的夹头轮廓，用于与套管轮廓匹配。为了确保夹头200的前部或井下部分顺利通过止动环192，夹头200上的与保护套管154上的轮廓匹配的每个突起292在其井下侧具有钝角。
保护套管154上的轮廓可具有任何适当的形状，并且可与任何适当轮廓的套管主体152结合，例如图22至49中所示的任何轮廓。例如，图54至57示出了具有长度为2Lb的槽294的保护套管154，并且分别与图22至25所示的轮廓组A1、B1、C1和D1结合。相应地，夹头200的夹头轮廓包括长度为Lb的突起或脊292，用于与槽294匹配。
在一些实施例中，槽294可具有其他适当的长度。例如，图58至61示出了具有长度为3Lb的槽294的保护套管154，并且分别与图22至25所示的轮廓组A1、B1、C1和D1结合。相应地，夹头200的夹头轮廓包括长度为2Lb的突起或脊292，用于与槽294匹配。
在一些实施例中，保护套管154上的轮廓可包括一个或多个槽和/或一个或多个脊。
在一些实施例中，保护套管154上的轮廓可以是从图22至49所示的轮廓中选择的轮廓。例如，可通过将轮廓组A1中的轮廓与轮廓组B2中的前四个轮廓串接来获得一组扩展轮廓，其中轮廓组B2中的前四个轮廓位于止动环192的井下侧或保护套管154上。
如图62所示，在一些替代实施例中，套管轮廓(例如轮廓组A1中的套管轮廓)可位于止动环192的井下侧。因此，止动肩194位于套管轮廓的井口侧。在这些实施例中，夹头200上的每个突起在其井下侧均具有钝角，以确保夹头200顺利通过止动环192。
如上所述以及如图15A和15B所示，滑阀100的滑套126可被球242和夹头200压力致动至打开位置，以打开用于压裂的流体端口，其中在施加流体压力时夹头200的花键218能够被压力致动以径向向外扩张，并且当夹头轮廓212与止动环192的肩部194接合时，夹头的压缩导致花键218径向向外扩张，从而进一步与滑套106接合，以增强接合从而进一步提高抗压能力。图63A至63F示出了径向向外扩张的夹头轮廓212的更多细节。
请参考图63A，为了便于说明，套管槽184A和184B被认为具有相同的内径，并且夹头脊222A和222B被认为具有相同的外径。
井口套管槽184A的深度Hsg1是在其最外的表面(即，其“底面”)与其最内的井口边缘(即，其井口“顶部”边缘)之间沿径向测量的。套管脊232的高度Hsr是在其最内的表面(即，其“顶面”)与最外的边缘(即，其“底部”边缘)之间沿径向测量的。井下套管槽184B的深度Hsg2是在最外的表面与最内的井下边缘之间沿径向测量的，并且其最内的井下边缘也是止动肩194的最内边缘。
类似地，井口夹头脊222A的高度Hcr1是在其最外的表面(即，其“顶面”)与其的最内的井口边缘(即，其井口“底部”边缘)之间沿径向测量的。夹头槽234的深度Hcg是在其最内的表面(即，其“底面”)与最外的边缘(即，其“顶部”边缘)之间沿径向测量的。井下夹头脊222B的高度Hcr2是在其最外的表面(即，其“顶面”)与其最内的井下边缘(即，其井下“底部”边缘)之间沿径向测量的。
在如图63A至63C所示的一些实施例中，Hsg1＝Hsg2＝Hsr＝Hs且Hcr1＝Hcr2＝Hcr。请参考图63B，为了允许夹头轮廓212在夹头轮廓212与套管轮廓182接合时径向向外扩张，需要在套管槽184A和184B以及夹头槽234之中的每一个与对应的夹头脊222A和222B以及套管脊232之中的每一个之间保持间隙。换句话说，Hs-Hcr>0、Hcg-Hcr>0且ε2>0。因此，在这些实施例中，Hs>Hcr、Hcg>Hcr且ε2>0。
在一些实施例中，Hsg1＝Hsg2＝Hsr＝Hs且Hcr1＝Hcr2＝Hcr，并且夹头槽234位于夹头轮廓212的纵向中心周围的位置，当花键218径向向外扩张或弯曲时，夹头槽234是扩张最明显的部分(参见图63C)。在这些实施例中，要求Hs>Hcr、Hcg>Hcr且ε2>0。优选夹头槽232与套管脊232之间的间隙大于或等于套管槽184A/184B与对应的夹头脊222A/222B之间的间隙。换句话说，Hs-Hcr>0、Hcg-Hcr>0、Hcg-Hcr≥Hs-Hcr且ε2>0。因此，在这些实施例中，Hcg≥Hs>Hcr且ε2>0。在一些实施例中，优选Hcg＝Hs>Hcr且ε2>0，从而当夹头轮廓212在套管轮廓182中径向向外扩张时，夹头脊234可与套管脊232充分接合，并消除其间的间隙。
如图63B和63C所示，在夹头200与滑套106接合之后，来自其井口侧的进一步压力可进一步向井下驱动夹头200，迫使花键218径向向外扩张或弯曲，并且进一步并在更大程度上与滑套106匹配接合。
在如图63D至63F所示的一些实施例中，井口套管槽184A的深度与套管脊232的高度相同。但是，井下套管槽184B的深度大于井口套管槽184A的深度。也就是说，Hsg1＝Hsr＝Hs且Hsg2>Hs。夹头脊222A和222B的高度以及夹头槽234的深度是相同的。也就是说，Hcr1＝Hcr2＝Hcr。
请参考图63E，在这些实施例中，Hcg+Hsg2-Hcr-Hs>0、Hsg2-Hcr>0且ε2>0，以允许夹头轮廓212在夹头轮廓212与套管轮廓182接合时径向向外扩张。
在一些实施例中，Hsg1＝Hsr＝Hs、Hsg2>Hs、Hcr1＝Hcr2＝Hcr，并且夹头槽234位于夹头轮廓212的纵向中心周围的位置，当花键218径向向外扩张时，夹头槽234是扩张最明显的部分(参见图63E)。
在这些实施例中，Hcg+Hsg2-Hcr-Hs>0、Hsg2-Hcr>0且ε2>0。优选夹头槽232与套管脊232之间的间隙大于或等于套管槽184A/184B与对应的夹头脊222A/222B之间的间隙。换句话说，Hcg+Hsg2-Hcr-Hs≥Hsg2-Hcr。因此，在这些实施例中，Hsg2>Hcr、Hcg≥Hs且ε2>0。在一些实施例中，优选Hsg2>Hcr、Hcg＝Hs且ε2>0，从而当夹头轮廓212在套管轮廓182中径向向外扩张时，夹头脊234可与套管脊232充分接合，并消除其间的间隙。
虽然在上文中参照附图说明了一些实施例，但是本领域技术人员应理解，在不脱离本发明的范围的情况下，能够做出各种变化和修改。
对于本发明及其预定范围的完整限定，请结合本文中的说明性目的的详细说明和附图一起阅读并考虑本发明的发明内容一节和所附权利要求。