EA013495B1 - Система для осуществления гидроразрыва без дополнительного вмешательства - Google Patents
Система для осуществления гидроразрыва без дополнительного вмешательства Download PDFInfo
- Publication number
- EA013495B1 EA013495B1 EA200801941A EA200801941A EA013495B1 EA 013495 B1 EA013495 B1 EA 013495B1 EA 200801941 A EA200801941 A EA 200801941A EA 200801941 A EA200801941 A EA 200801941A EA 013495 B1 EA013495 B1 EA 013495B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- plug
- plugs
- sleeve
- unique
- passage
- Prior art date
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 11
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims 1
- 230000021615 conjugation Effects 0.000 claims 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 abstract 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000008034 disappearance Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 210000003739 neck Anatomy 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 235000012907 honey Nutrition 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
- E21B33/1212—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means including a metal-to-metal seal element
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Containers And Packaging Bodies Having A Special Means To Remove Contents (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
Abstract
В изобретении описана система, позволяющая осуществлять последовательную обработку секций зоны ствола скважины. Доступ к каждой части может осуществляться при помощи перемещаемой втулки (30), которая имеет специфический внутренний профиль. При этом могут использоваться продавливаемые внутрь ствола скважины пробки (10), имеющие специфический профиль, позволяющий закреплять пробку к специфической втулке. Давление, оказываемое на закрепленную на втулке пробку, позволяет осуществлять последовательное открытие втулок, в то время как уже обработанные и находящиеся снизу зоны являются изолированными. Продавливаемые внутрь ствола скважины пробки имеют проход, первоначально заблокированный материалом (44), который постепенно удаляется под воздействием ожидаемых внутрискважинных условий. В результате после того, как будут обработаны все части зоны ствола скважины, вновь образуется проход для протекания флюидов через различные закрепленные на втулках пробки. Пробки также могут быть убраны с перемещающейся втулки после использования и могут содержать элемент, соответственно предотвращающий проворачивание пробки вдоль ее оси в случае необходимости ее последующего высверливания.
Description
Настоящее изобретение относится к технологии заканчивания скважин, а более точно, к технологии, включающей последовательные действия в зоне ствола скважины, которые требуют периодического закупоривания прохода скважинных флюидов для проведения технологических операций, а также последующей прочистки этого канала для осуществления добычи.
Уровень техники
Некоторые из способов заканчивания скважин требуют последовательного изолирования смежных зон в определенной области скважины для проведения таких работ, как гидроразрыв пласта. Зоны обычно изолируются при помощи пакеров, а между ними используются перемещаемые втулки, которые могут открываться выборочным образом для обеспечения доступа к определенной части зоны. Обычно такая сборная конструкция сначала помещается в скважину, после чего в ее нижнюю часть продавливается шаровой клапан или разделительная пробка, которая закупоривает канал для прохода текучего раствора через нижний край хвостовика обсадной колонны. Благодаря нагнетанию давления внутри буровой скважины пакеры закрепляются, что создает множественные изолированные зоны. Колонна труб герметизируется, а нижняя перемещаемая втулка открывается. После обработки самой нижней зоны буровой скважины в самое нижнее седло для шарового клапана в обсадной колонне помещается шаровой клапан, чтобы изолировать только что обработанную зону скважины, и на поверхность этого первого шарового клапана начинает воздействовать увеличивающееся давление, что приводит к поднятию вверх следующей перемещаемой втулки. После подобной обработки в еще большее седло для шарового клапана обсадной колонны помещается еще больший шаровой клапан, чтобы изолировать только что обработанную вторую зону буровой скважины. Такой процесс повторяется до того момента, как будут обработаны все зоны буровой скважины, при этом по мере приближения к поверхности будут использоваться увеличивающиеся в размерах седла шаровых клапанов. В конце процесса шаровые клапаны, размещенные на всех седлах для шаровых клапанов, либо всплывают на поверхность при поступлении потока флюида из обрабатываемого пласта, либо сборный узел из всех седел шаровых клапанов и самих шаровых клапанов, соответственно посаженных на них, измельчается, чтобы не мешать последующему поступлению флюида из обработанной зоны. Эта технология показана в публикации υδΡ 6907936. Проблемой этой технологии является тот факт, что для обеспечения работы системы изоляции требуется применение седел шаровых клапанов разных размеров, которые располагаются в специфических местах внутри ствола скважины, в результате чего в конце будут использоваться несколько относительно узких проходов в наименьших по размерах седлах для шаровых клапанов, по причине чего даже при вымывании шаровых клапанов требуется дискретный шаг по измельчению седла для шарового клапана и шарового клапана, находящихся поблизости всех за исключением одной перемещаемой втулки.
Были разработаны технологии для временного блокирования буровых скважин при помощи растворяющихся или удаляющихся каким-либо иным способом разделительных пробок. Такие устройства показаны в публикациях υδΡ 6220350, 6712153 и 6896063. Некоторые пакеры изготавливаются в виде одноразовых устройств, что включает использование разлагающихся полимерных материалов, как это описывается в публикациях υδ № 2005/0205264, 2005/0205265 и 2005/0205266. Некоторые сборные конструкции включают применение муфт с упором для задерживания цементирующих пробок, которые могут перемещаться из рабочего в нерабочее положение при помощи переключающего инструмента, который также используется как инструмент для воздействия на перемещаемые втулки. Подобное иллюстрируется в публикации υδ № 2004/0238173. Иные конструкции, которые создают выборочный доступ к подземному пласту благодаря применению зарядов для перфорации, которые выбивают пробки из обсадной трубы, или которые используют приводимые в действие давлением поршни с внутренними режущими дисками, описываются в публикациях υδΡ 5660232 и 5425424. Публикация υδΡ 6769491 описывает типичное анкерное приспособление для скважинного инструмента.
Настоящее изобретение направленно на усовершенствование определенных операций, осуществляемых внутри скважины, посредством использования сопрягаемых профилей пробок и профилей перемещаемых втулок или соединительных трубок. Это позволяет установить конкретную пробку в определенном месте внутри ствола скважины и миновать другие потенциально возможные места для расположения данной пробки. Путь для прохода скважинных флюидов может быть одинаковым по размеру на всем протяжении зоны, а также отдельные части могут задействоваться в определенном порядке. Помимо этого, после использования по своему прямому назначению пробки вновь открывают канал для прохода скважинных флюидов для последующих операций. Эти и иные преимущества настоящего изобретения будут более очевидны специалистам из описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения, которое приводится ниже, равно как и из анализа чертежей и пунктов формулы изобретения, которые определяют полный объем данного изобретения.
Сущность изобретения
Предлагается система, позволяющая осуществлять последовательную обработку секций зоны буровой скважины. Доступ к каждой части может осуществляться при помощи перемещаемой втулки, которая имеет специфический (уникальный) внутренний профиль. При этом могут применяться продавливаемые внутрь ствола скважины пробки, которые имеют специфический профиль, позволяющий крепить
- 1 013495 пробку к определенной втулке. Давление на закрепленную пробку позволяет осуществлять последовательное открытие втулок по мере изолирования находящихся ниже и уже обработанных зон. Продавливаемые внутрь ствола скважины пробки содержат проходы, которые изначально запечатаны (исчезающим) материалом, удаляющимся по мере воздействия на него ожидаемых условий нахождения внутри ствола скважины. В результате этого после обработки всех частей зоны буровой скважины вновь восстанавливается канал для прохода скважинных флюидов пролегающий через разные пробки, закрепленные на соответствующих перемещаемых втулках конструкции. При этом пробки могут также быть отсоединены от перемещаемой втулки после перемещения ее в необходимое положение, а также могут содержать приспособление, которое соответственным образом препятствует проворачиванию пробки вокруг ее оси в случае, если впоследствии потребуется провести ее высверливание.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 представляет собой местный разрез продавливаемой внутрь ствола скважины пробки перед продавливанием;
фиг. 2 - пробку фиг. 1 с внутренним проходом, который стал открытым после исчезновения передней заглушки;
фиг. 3 - местный разрез типичной перемещаемой втулки в закрытом положении;
фиг. 4 - местный разрез продавливаемой внутрь ствола скважины пробки, размещенной на перемещаемой втулке;
фиг. 5 - изображение фиг. 4 после приложения давления по отношению к пробке и перемещения втулки в открытое положение;
фиг. 6 - местный разрез узла конструкции по альтернативному варианту осуществления изобретения, изображающий перемещаемую втулку в закрытом положении, где профиль узла конструкции соответствует профилю продавливаемой внутрь ствола скважины пробки;
фиг. 7 - изображение фиг. 6 с продавленной внутрь ствола скважины пробкой, размещенной на перемещаемой втулке, что создает поршень вокруг перемещаемой втулки;
фиг. 8 - изображение фиг. 7 после приложения давления по отношению к пробке, что привело к передвижению перемещаемой втулки;
фиг. 9 - секцию продавливаемой внутрь ствола скважины пробки, изображающую удаляющуюся часть в передней области пробки;
фиг. 10 - более крупное изображение фиг. 9, изображающее, каким образом удаляющаяся часть прикреплена к продавливаемой внутрь ствола скважины пробке;
фиг. 11 - секцию альтернативной конструкции удаляющегося компонента пробки;
фиг. 12а-в - местные разрезы альтернативной конструкции продавливаемой внутрь ствола скважины пробки, изображающие пробку, размещенную на перемещаемой втулке;
фиг. 13а-в - изображения 12а-в при передвинутой перемещаемой втулке;
фиг. 14а-в - изображения 13а-в при отсоединенной от перемещаемой втулки пробке, задержанной на муфте с упором;
фиг. 15 - вид в перспективе с частичным разрезом перемещаемой втулки с углублением, которое удерживает продавливаемую внутрь ствола скважины пробку от вращения в случае высверливания;
фиг. 16 - изображение продавливаемой внутрь ствола скважины пробки в перспективе, изображающее выступ, который препятствует ее проворачиванию в случае высверливания.
Детальное описание изобретения
Фиг. 1 изображает типичную продавливаемую внутрь ствола скважины пробку 10, которая имеет грязесъемные манжеты 12 и 14 для контакта с окружающей трубой, размещенные таким образом, чтобы позволить осуществить продавливание пробки внутрь ствола скважины. Хотя в данном случае грязесъемные манжеты изображены в виде манжетного уплотнения, могут быть использованы и другие виды и количества уплотнений. Пробка 10 имеет трубообразный корпус 16 со сквозным проходом 18. Ближний край 20 представляет собой шейку для захвата ловильным инструментом применяющуюся в случае, если пробку 10 по какой бы то ни было причине необходимо захватить ловильным инструментом. Серии продольных выемок 22 определяют границы гибких пальцев 24 зажимного патрона, другие концы которых прикреплены к корпусу 16. Альтернативным образом могут использоваться консольные пальцы или любая иная конструкция, которая может удерживать цилиндрическую деталь с достаточной силой и при этом сохранять гибкость. Свойство гибкости позволяет выступам 26 и 28 перемещаться в радиальном направлении, в то время как пробка 10 продавливается внутрь ствола скважины. Хотя предпочтительная конструкция пробки 10 имеет уплотнения 12 и 14, изобретение предусматривает возможность наличия пробки 10, которая просто бросается внутрь ствола скважины, что делает использование уплотнений 12 и 14 необязательным. На фиг. 3 можно видеть перемещаемую втулку 30, имеющую углубления 32 и 34 (первые части уникальной конфигурации), которые выполнены соответствующими форме выступов 26 и 28 на пробке 10. По мере того как пробка 10 приближается к перемещаемой втулке 30, пальцы 24 изгибаются, чтобы позволить выступам 26 и 28 (вторые части уникальной конфигурации) задвинуться во втулку 30 и после этого подпружинено войти в углубления 32 и 34, в то время как радиальная поверх
- 2 013495 ность 36 на выступе 28 совмещается с радиальной поверхностью 38 на углублении 32.
Специалистам будет понятно, что в то время как на пробке 10 изображены два выступа 26 и 28, которые должны совпадать с имеющими аналогичную форму углублениями на перемещаемой втулке 30, существует множество иных способов претворить в жизнь идею изобретения. Идея состоит в создании уникального сочленения между определенной пробкой 10 и заданным местом расположения этой пробки в стволе буровой скважины, которое обычно представлено перемещающейся втулкой, такой как обозначенная ссылкой под номером 30. Например, при обработке продолжительной зоны ствола скважины будет задействовано множество перемещаемых втулок, таких как втулка, обозначенная ссылкой под номером 30, которые имеют пакеры, такие как обозначенные ссылками под номерами 40 и 42, которые используются для изолирования окружающего кольцевого пространства (не показано). Идея состоит в том, чтобы последовательно изолировать части зоны ствола скважины перемещаясь вверх к поверхности, так чтобы следующая перемещаемая втулка, располагающаяся между парой пакеров, могла бы быть открыта для обработки подземного пласта между этими двумя пакерами, в то время как находящиеся снизу уже обработанные участки пласта (ствола скважины) оставались бы изолированными.
Для лучшего понимания использования данного изобретения следует вновь обратиться к фиг. 1, на которой изображенный проход 18 показан, будучи заблокированным веществом, которое, в общем, будет обозначаться термином удаляющийся (исчезающий) материал 44. В данной заявке термин удаляющийся материал охватывает широкий выбор материалов, которые используются как отдельно, так и в комбинации и которые могут сохранять структурную целостность во время процедуры продавливания пробки внутрь ствола скважины, но со временем будут подвержены воздействию внутрискважиных условий , как существующих, так и искусственно созданных, и по причине этого утратят эту целостность и более не будут блокировать проход 18, как это изображено на фиг. 2. На фиг. 2 видна резьба 46, которая обнажается после исчезновения материала 44. Она используется для того, чтобы в начале процесса удержать материал 44 в должном месте конструкции, как это изображено на фиг. 1. Предпочтительным видом материала 44 является биополимер, который подвержен воздействию температур внутри ствола скважины. Обычно при продавливании пробки используется текучая среда, поток которой удерживает материал 44 в пробке 10 достаточно прочным образом, что позволяет противодействовать прилагаемым давлениям в ходе процесса продавливания. После того, как определенная зона ствола скважины будет обработана через открытую втулку, такую как изображена ссылкой под номером 30, другая пробка входит в следующую втулку. Это отсекает все нижние пробки от потока скважинных флюидов и позволят им нагреваться до уровня температуры среды внутри ствола скважины. Со временем материал 44 в нижних пробках исчезает, открывая проход 18 через нижние пробки, в то время как другие пробки над ними входят в другую перемещаемую втулку.
На фиг. 4 и 5 изображено, каким образом пробка 10 с вошедшими в соответствующие углубления 34 и 32 выступами 26 и 28 может использоваться для перевода втулки 30 из закрытого положения, в котором, как это указано на фиг. 4, отверстия 48 являются закрытыми, в положение, изображенное на фиг. 5, в котором они являются открытыми. Согласно данной конструкции материал 44 продолжает блокировать проход 18 при открытых отверстиях 48, так что операция по гидроразрыву пласта, к примеру, может быть произведена через отверстия 48 в зоне, изолированной двумя внешними пакерами 40 и 42.
Одной из особенностей изобретения является тот факт, что используемая пробка имеет профиль с пальцами 24, который соответствует профилю определенной перемещаемой втулки в случае предпочтительного варианта осуществления изобретения изображенного на фиг. 1-5. Данная идея относится к использованию определенного ключа в цилиндре замка. С этой целью может применяться комбинация выступов и углублений либо на пробке, либо на втулке, а также совпадающий профиль других элементов конструкции. Соответствие и должное расположение деталей конструкции может определяться благодаря наличию выступов и соответствующих углублений, имеющих одинаковую продольную протяженность. При этом может существовать более чем одна пара выступов и соответствующих им углублений, а их расположение относительно друг друга может быть уникальным (не повторяющимся в данной операции) и соответствующим лишь совпадающей определенной перемещаемой втулке и пробке.
Если же гидроразрыв должен быть произведен, к примеру, при помощи использования втулок А, В, С, где втулка А является наиболее далеко расположенной от поверхности, то процесс гидроразрыва будет осуществляться посредством помещения сборной конструкции в должное место внутри ствола скважины, а также посредством установки пакеров между втулками А, В и С, и еще одного пакера над втулкой С. Все втулки будут помещаться внутрь ствола скважины, находясь в закрытом положении. Для осуществления гидроразрыва зоны, наиболее близко располагающейся относительно перемещаемой втулки А, колонна труб будет просто подвергнута воздействию повышенного давления с целью открытия втулки А, чтобы обработать зону пласта, располагающуюся наиболее далеко от поверхности земли. Конструкция втулки А может позволить применить давление для ее открытия. После обработки данной зоны пробка продавливается в ствол скважины, входя в контакт с втулкой В, что эффективным образом изолирует зону, только что обработанную через перемещаемую втулку А. Конфигурация пальцев данной пробки совпадает лишь с втулкой В. Вновь нагнетается давление, и втулка В открывается, благодаря чему происходит обработка зоны пласта через втулку В. После завершения данного процесса обработки
- 3 013495 другая пробка, специально сконфигурированная для совпадения лишь с втулкой С, продавливается внутрь ствола скважины. Вновь нагнетается давление, и другая зона обрабатывается через открытую перемещаемую втулку С. В то время как происходит данный процесс, пробка во втулке В остается изолированной благодаря наличию другой пробки над ней, что приводит к началу нагревания данной пробки до достижению ею уровня температуры внутри ствола скважины, в результате чего материал 44 из этой пробки удаляется. Когда перестает оказываться давление на пробку в перемещаемой втулке С, она также нагревается, а материал 44 из нее удаляется. В результате этого в двух пробках остается открытый проход 18, все втулки остаются открытыми и не нужно осуществлять их высверливание. Благодаря этому становится возможным добывать флюиды из обработанного пласта. При этом в случае необходимости пробки могут быть удалены из ствола скважины при помощи шеек 20 для захвата ловильным инструментом.
В то время как выше был описан процесс с применением трех втулок А, В и С, специалисты в данной области техники поймут, что в данном случае может быть использовано любое количество втулок, имеющих внешние устройства для изолирования участков буровой скважины. Единственной разницей между втулками является их профиль, который является уникальным для каждой из них, а также то, что продавливаемые внутрь скважины пробки имеют соответствующие профили, позволяющие пробкам должным образом закрепляться во втулках в желаемой последовательности. В случае предпочтительной направленной снизу вверх последовательности каждая последующая втулка изолирует уже обработанную зону, в то время как материал 44 в уже изолированной втулке начинает исчезать. В результате остается лишь полностью обработанный интервал и полностью открытый проход к целому обработанному интервалу при отсутствии необходимости осуществлять высверливание или вырезание седел шаровых клапанов, как это осуществлялось в прошлом. В случае предпочтительного варианта осуществления изобретения все втулки, которые перекрывают зону обработки, могут обладать одинаковыми внутренними диаметрами и уникальными (неповторяющимися для данного случая) конфигурациями, которые обеспечивают тот факт, что лишь соответственным образом подогнанные пробки будут закреплены на соответствующей втулке. После подобного закрепления каждая пробка с удалившимся материалом 44 представляет собой непрерывный проход 18 для протекания текучей среды ко всему обработанному интервалу.
В частном варианте изобретения вместо материала 44 может использоваться легко вырезаемый диск. При этом, хотя в данном случае требуется последующее вмешательство после установки всех пробок, процесс вырезания может быть произведен быстро, если вырезаются лишь сами диски, а не удерживающие их пробки. После этого, когда проход каждой пробки будет открыт, через него может поступать добываемый из пласта флюид. При этом любые остатки вырезанных частей могут быть вынесены на поверхность этим флюидом.
В то время как предпочтительный вариант осуществления изобретения, изображенный на фиг. 1-5, используется лишь в случае взаимодействия лишь с определенной втулкой, предпочтительный вариант осуществления изобретения, изображенный на фиг. 6-8, задействует выемки 50 и 52 в корпусе 54. Перемещаемая втулка 56 первоначально закрывает отверстия 58, в то время как уплотнения 60 и 62 герметизируют отверстия 58 с двух сторон. Выступ 68 первоначально входит в углубление 64, что служит для удержания втулки 56 в закрытом положении, как это изображено на фиг. 6. По мере того как нижний край 70 втулки 56 налегает на заплечик 72, выступ 68 начинает входить в углубление 66, как это изображено на фиг. 8. Фиг. 7 изображает пробку 74, имеющую выступы 76 и 78, полностью соответствующие углублениям 50 и 52 в сопряженном положении. Поскольку материал 80 является незатронутым и закрывает проход 82, а уплотнение 84 контактирует с втулкой 56, любое давление, приложенное по отношению к пробке 74, в данном случае приводит к перемещению втулки 56, поскольку втулка 56 теперь превратилась в поршень. Конечное положение втулки 56 изображено на фиг. 8 с открытыми отверстиями 58.
В случае этого предпочтительного варианта осуществления изобретения данная пробка имеет уникальный профиль или конфигурацию, которая соответствует прилегающему к втулке корпусу, подобное фактически присутствует в случае профиля втулки в примере, изображенном на фиг. 1-5, что необходимо для того, чтобы пробка расположилась бы рядом с желаемой втулкой для превращения ее в поршень, чтобы прилагаемое сверху давление могло бы передвинуть ее в положение, открывающее соответствующие отверстия. И вновь пробка использует удаляющийся материал 80, который исчезает после изолирования при помощи зафиксированной выше пробки. Как и в случае с процедурой описанной выше на примере фиг. 1-5, процедура в случае фиг. 6-8 является похожей, а основным отличием является тот факт, что в случае фиг. 1-5 пробка фактически перемещает втулку, а на фиг. 6-8 зафиксированная пробка позволяет прилагаемому сверху давлению перевести втулку в открытое положение, действуя в качестве поршня. В остальных аспектах эта процедура аналогична вышеописанной.
Фиг. 9 и 10 иллюстрируют предпочтительный вариант удаляющегося материала 44 или 80 изображенного в рабочем состоянии на фиг. 1-8. Поскольку этот материал требует определенной конструкционной прочности, чтобы иметь возможность противодействовать дифференциальному давлению во время таких процедур, как операция по гидроразрыву, особенности конструкции предусматривают наличие чередующихся слоев биополимера 86 и растворимых в воде металлических дисков 88. В случае такой сборной конструкции все диски 88 являются внутренними. Биополимер 86 обладает относительно мед
- 4 013495 ленной скоростью растворения, которая сочетается с низким уровнем сопротивления ползучести. Диски 88 являются быстро растворимыми, но при этом имеют повышенный уровень прочности и более высокий уровень сопротивления ползучести. Удерживающая втулка 90 входит в соприкосновение с резьбой 92 на корпусе 94, чтобы сжать сборную конструкцию внутри прохода 96. Продольное сжатие создает более лучший уровень периферического уплотнения в корпусе 94.
Фиг. 11 представляет собой другую конструкцию такой пробки, являющейся альтернативой пробки изображенной на фиг. 9 и 10. В данном случае крайние элементы 98 и 100 конструкции предпочтительно изготовлены из биополимера, характеризующегося относительно медленной скоростью растворения, а также низким уровнем сопротивления ползучести. Между этими элементами конструкции располагается зернистое вещество, такое как, к примеру, расклинивающий наполнитель или микроскопические шарики 102 из стекла. Когда к одному из крайних элементов 98 или 100 конструкции прилагается направленная нагрузка, то приложенное давление передается к слою 102 и благодаря перемещению зернистого вещества оно передается наружу через кольцо 104, которое закреплено в корпусе 106 при помощи резьбы 108, прежде чем оно будет перенаправлено к противоположно расположенному крайнему элементу конструкции. Это помогает сохранить целостность уплотнения сборной конструкции. Как и ранее в случае фиг. 9 и 10 кольцо 104 используется, чтобы предварительно сжать сборную конструкцию в продольном направлении для осуществления более лучшего уплотнения. После воздействия на конструкцию скважинных температур в течение достаточно длительного времени крайние элементы конструкции растворяются, а добываемая из пласта субстанция может быть использована для доставки зернистого вещества на поверхность.
В то время как два частных предпочтительных варианта осуществления изобретения были описаны в качестве способа блокирования прохода в пробке, которая (блокировка) впоследствии исчезает, специалисты оценят тот факт, что вне зависимости от специфического варианта действия удаляющегося элемента конструкции данное изобретение предусматривает возможность применения других сборных узлов, которые исчезают под воздействием разных механизмов, что осуществляется помимо использования растворения, описанного в контексте данного случая применения.
Далее на фиг. 16 представлена иллюстрация другой опциональной особенности пробки 110 по настоящему изобретению. В данном случае ведущая секция 112 имеет более чем один выступ 114, который выполнен с возможностью ввода в соответствующее ему углубление 116, изображенное в разрезе на фиг.
15. Несмотря на отсутствие изображения, специалисты поймут, что выравнивание осуществляется с наклоном для осуществления взаимодействия между пробкой 110 и окружающим корпусом 118, чтобы выступ 114 должным образом совпал бы с углублением 116. Однако, поскольку выступ располагается на гибком пальце 120, а целью взаимодействия частей является предотвращение вращения в случае необходимости по какой либо причине высверливания пробки, в данном случае достижение выравнивания не будет являться необходимым, поскольку вызываемое измельчением определенное вращение приведет к сочленению элементов 114 и 116, пока они располагаются на одном уровне с уровнем сочленения расположенных выше выступов 122 и 124.
Фиг. 12-14 изображают пробку, показанную на фиг. 12 (где в проходе 126 не изображен удаляющийся материал), которая применяется для перемещения втулки и последующего отсоединения от втулки для прикрепления к корпусу точно позади втулки. На фиг. 12б выступ 128 находится как раз под нижней частью втулки 130, в то время как выступ 132 вошел в контакт с радиальной поверхностью 134 на втулке 130. Фиг. 12в изображает происходящий в этот момент сдвиг между препятствующим вращающему моменту выступом 114' и принимающим углублением 116'. На фиг. 12 втулка 130 изображена в несдвинутом состоянии. Переходя к фиг. 13б мы видим, что теперь втулка 130 передвинута к ограничителю перемещения 136, а пробка 138 все еще контактирует с радиальной поверхностью 134 втулки 130. На фиг. 14б полностью передвинутая втулка 130 более не контактирует с продавленной пробкой 138. Вместо этого выступы 128 и 132в данном случае сопряжены с углублениями 140 и 142, в то время как препятствующий вращающему моменту выступ 114' сопряжен с углублением 116'. Специалисты поймут, что функция противодействия вращающему моменту является необязательной, и что она может быть использована вне зависимости от того остается ли продавленная пробка 138 присоединенной к втулке 130 после перемещения, или, как это изображено на фиг. 12-14, она отсоединяется от втулки 130 для сопряжения с корпусом 144.
Следует снова отметить, что все варианты получения уникального места сопряжения между заданной пробкой и заданной втулкой или заданным местом расположения внутри буровой скважины являются частью данного изобретения.
В то время как в данном случае выступы и углубления были использованы в качестве примера с любым элементом конструкции, способным иметь любую из данных конструктивных особенностей, другие комбинации конструктивных особенностей элементов конструкции, которые ведут к сопряжению заданных продавливаемых пробок с другими местами расположения внутри ствола скважины, находятся в пределах объема данного изобретения. Втулки или места посадки могут иметь один и тот же диаметр, но уникальными их делает возможность сопряжения со специфической пробкой, профиль которой сопрягается с их профилем.
- 5 013495
Еще одной конструктивной особенностью настоящего изобретения является использование последовательно увеличивающихся в размерах седел, как это описывается в публикации И8Р 6907936, за исключением изготовления блокирующих элементов из удаляющегося материала, благодаря чему после обработки всех зон все седла вновь становятся открытыми. В то время как этот предпочтительный вариант осуществления изобретения имеет недостаток, выражающийся в том, что без измельчения в скважине присутствуют различающиеся по размерам препятствия, этот вариант сохраняет преимущество перед способом, рассмотренным в вышеупомянутом патенте, заключающемся в том, что добыча может начаться без измельчения шаровых клапанов, располагающихся на соответствующих седлах внутри ствола скважины.
В случае другого варианта в обсадной колонне может располагаться множество уникальных профилей соединительных трубок. Продавливаемая внутрь буровой скважины пробка, поддерживающая скважинный перфоратор, может быть доставлена в должное место внутри ствола скважины и может войти в сопряжение с определенным профилем находящейся внутри ствола скважины соединительной трубки, после чего эта поддерживающая пробка может перенаправить прилагаемое сверху давление для обеспечения функционирования скважинного перфоратора. Подобным образом определенный интервал ствола скважины может быть подвергнут перфорированию в определенном порядке, а обработанные подобным образом интервалы могут быть изолированы, в то время как другие части интервала подвергаются перфорированию.
В случае другого предпочтительного варианта осуществления изобретения перемещаемые втулки, которые содержат заряды взрывчатого вещества для открытия доступа к пласту, как это описывается в публикации И8Р 5660232, могут выборочно задействоваться при помощи описанных выше продавливаемых пробок, которые входят в соответствующее сопряжение с отдельными втулками для того, чтобы открыть доступ к земельному пласту в желаемом порядке. Этот метод также может быть использован в отношении перемещаемых втулок применяемых в комбинации с телескопическими поршнями, как это описано в публикации И8Р 5425424, чтобы выборочно передвигать их в желаемом порядке, используя описанные выше способы.
Вышеприведенное описание является иллюстрацией предпочтительных вариантов осуществления изобретения, и специалистами могут быть осуществлены множественные модификации без отхода от данного изобретения, чей объем должен определяться буквальным и эквивалентным объемом нижеприведенной формулы изобретения.
Claims (22)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ заканчивания скважины, включающий подготовку внутри колонны труб множества посадочных мест, каждое из которых обладает первой частью уникальной конфигурации, не относящейся к величине ее диаметра, размещение колонны труб в стволе буровой скважины, подготовку множества пробок, обладающих второй частью уникальной конфигурации, не относящейся к диаметру, обеспечивающей сопряжение с первой частью уникальной конфигурации, посадку указанных пробок в специфическом порядке на основе сопряжения уникальной конфигурации каждой пробки и дополняющей конфигурации в трубе.
- 2. Способ по п.1, в котором осуществляют временную блокировку трубы при посадке пробки.
- 3. Способ по п.2, в котором для временной блокировки указанной трубы используют удаляющийся материал, размещаемый в проходе в указанной пробке.
- 4. Способ по п.3, в котором прикладывают давление к указанной пробке после ее посадки для выполнения технологических операций внутри скважины.
- 5. Способ по п.4, в котором используют воздействие внутрискважинных условий для удаления указанного удаляющегося материала после выполнения указанных операций внутри скважины.
- 6. Способ по п.5, в котором выполняют технологические операции внутри буровой скважины над посаженной пробкой, в то время как расположенная ниже ее труба изолирована от данных операций, и повторяют процесс, пока не будут посажены все пробки.
- 7. Способ по п.6, в котором выводят флюиды через проходы внутри всех пробок, которые уже не содержат удаляющийся материал.
- 8. Способ по п.4, в котором первыми частями уникальных конфигураций снабжают множество перемещаемых втулок.
- 9. Способ по п.8, в котором используют указанные перемещающиеся втулки в заранее заданном порядке посредством посадки пробок с заранее заданным порядком вторых частей уникальных конфигураций.
- 10. Способ по п.4, в котором первыми частями уникальных конфигураций снабжают стенку трубы, причем осуществляют посадку пробки с сопрягающейся второй частью конфигурации внутри трубы, обеспечивая плотный контакт пробки с втулкой и придавая втулке чувствительность по отношению к приложенному давлению.- 6 013495
- 11. Способ по п.8, в котором вводят пробки в контакт с указанными втулками, перемещают втулки посредством оказания давления на пробки, контактирующие с соответствующим им втулками, причем стенке трубы дополнительно придают уникальные конфигурации первых частей и придают форму первой части указанной уникальной конфигурации указанной втулке с возможностью освобождения пробки от втулки после ее перемещения и вводят указанную пробку в контакт с частью уникальной конфигурации в стенке трубы после перемещения втулки.
- 12. Способ по п.11, в котором фиксируют указанную пробку от проворачивания отдельно от поддерживающей позиции в указанной части уникальной конфигурации стенки трубы.
- 13. Способ по п.1, в котором фиксируют указанные пробки от проворачивания после их посадки.
- 14. Способ по п.1, в котором в качестве указанных уникальных конфигураций используют продольный промежуток между множеством выступов и сопрягающийся промежуток для углублений.
- 15. Способ по п.1, в котором в качестве указанных уникальных конфигураций используют продольное расширение по меньшей мере одного выступа и сопрягающееся расширение по меньшей мере для одного углубления.
- 16. Способ по п.1, в котором осуществляют упругую установку по меньшей мере одной из указанных частей уникальной конфигурации с возможностью деформации конструкции в радиальном направлении.
- 17. Способ по п.3, в котором в качестве указанного удаляющегося материала используют биополимер, из которого, по меньшей мере, частично формируют препятствие в проходе в пробке.
- 18. Способ по п.17, в котором между концами конструкции, изготовленными из биополимера, изолируют по меньшей мере один диск из растворяемого в воде материала.
- 19. Способ по п.17, в котором между концами конструкции, изготовленными из биополимера, изолируют гранулированный материал и обеспечивают радиальное распределение давления, направленного на один из указанных концов из биополимера, для минимизации передачи давления к противоположному концу из биополимера.
- 20. Способ по п.19, в котором указанные концы конструкции первоначально сжимают вместе, растворяют эти концы посредством скважинных флюидов и удаляют гранулированный материал посредством протекающего добываемого флюида, проходящего через указанный проход в пробке, открытый за счет указанного растворения.
- 21. Способ по п.20, в котором в качестве указанного гранулированного материала используют по меньшей мере один из материалов из группы, включающей песок, расклинивающий наполнитель, микроскопические шарики из стекла.
- 22. Способ по п.2, в котором осуществляют установку барьера в указанных проходах в пробках, прикладывают давление к пробке после ее посадки для выполнения технологической операции внутри скважины, измельчают указанный барьер в указанном проходе через пробки после установки последней пробки по месту, выводят добываемый флюид через указанные проходы.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/388,847 US7325617B2 (en) | 2006-03-24 | 2006-03-24 | Frac system without intervention |
PCT/US2007/064050 WO2007112211A1 (en) | 2006-03-24 | 2007-03-15 | Frac system without intervention |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200801941A1 EA200801941A1 (ru) | 2009-04-28 |
EA013495B1 true EA013495B1 (ru) | 2010-04-30 |
Family
ID=38141199
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200801941A EA013495B1 (ru) | 2006-03-24 | 2007-03-15 | Система для осуществления гидроразрыва без дополнительного вмешательства |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7325617B2 (ru) |
EP (1) | EP1999337B1 (ru) |
CN (1) | CN101443529B (ru) |
AU (1) | AU2007230749B2 (ru) |
CA (1) | CA2646705C (ru) |
DE (1) | DE602007002700D1 (ru) |
DK (1) | DK1999337T3 (ru) |
EA (1) | EA013495B1 (ru) |
MX (1) | MX2008012179A (ru) |
NO (1) | NO20084051L (ru) |
WO (1) | WO2007112211A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2629027C2 (ru) * | 2012-07-31 | 2017-08-24 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ |
RU2651865C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2018-04-24 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Захватное устройство |
Families Citing this family (205)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8403037B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US8297364B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Telescopic unit with dissolvable barrier |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
WO2005100743A1 (en) * | 2004-04-12 | 2005-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Completion with telescoping perforation & fracturing tool |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US8127846B2 (en) * | 2008-02-27 | 2012-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Wiper plug perforating system |
US7845401B2 (en) * | 2008-03-27 | 2010-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Telescoping wiper plug |
US20090308588A1 (en) * | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
US7775286B2 (en) | 2008-08-06 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices |
US8267177B1 (en) | 2008-08-15 | 2012-09-18 | Exelis Inc. | Means for creating field configurable bridge, fracture or soluble insert plugs |
US7900696B1 (en) | 2008-08-15 | 2011-03-08 | Itt Manufacturing Enterprises, Inc. | Downhole tool with exposable and openable flow-back vents |
US9587475B2 (en) | 2008-12-23 | 2017-03-07 | Frazier Ball Invention, LLC | Downhole tools having non-toxic degradable elements and their methods of use |
US8899317B2 (en) | 2008-12-23 | 2014-12-02 | W. Lynn Frazier | Decomposable pumpdown ball for downhole plugs |
US8079413B2 (en) | 2008-12-23 | 2011-12-20 | W. Lynn Frazier | Bottom set downhole plug |
US9217319B2 (en) | 2012-05-18 | 2015-12-22 | Frazier Technologies, L.L.C. | High-molecular-weight polyglycolides for hydrocarbon recovery |
US9506309B2 (en) | 2008-12-23 | 2016-11-29 | Frazier Ball Invention, LLC | Downhole tools having non-toxic degradable elements |
US8496052B2 (en) | 2008-12-23 | 2013-07-30 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Bottom set down hole tool |
NO328980B1 (no) | 2009-02-03 | 2010-07-05 | Gustav Wee | Plugg av sprott materiale som er knuselig ved mekanisk pavirkning |
US7909108B2 (en) * | 2009-04-03 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9181772B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-11-10 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole plugs |
US20100263876A1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-10-21 | Frazier W Lynn | Combination down hole tool |
US9163477B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-10-20 | W. Lynn Frazier | Configurable downhole tools and methods for using same |
US9109428B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-08-18 | W. Lynn Frazier | Configurable bridge plugs and methods for using same |
US9127527B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-09-08 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole tools and methods for using same |
US9562415B2 (en) | 2009-04-21 | 2017-02-07 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Configurable inserts for downhole plugs |
US9062522B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-06-23 | W. Lynn Frazier | Configurable inserts for downhole plugs |
US8261761B2 (en) | 2009-05-07 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Selectively movable seat arrangement and method |
US8272445B2 (en) | 2009-07-15 | 2012-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valve system and method |
US8251154B2 (en) | 2009-08-04 | 2012-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Tubular system with selectively engagable sleeves and method |
US8397823B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
US8291988B2 (en) | 2009-08-10 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8291980B2 (en) | 2009-08-13 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
US8522877B2 (en) * | 2009-08-21 | 2013-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Sliding sleeve locking mechanisms |
US8479823B2 (en) | 2009-09-22 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Plug counter and method |
US8418769B2 (en) | 2009-09-25 | 2013-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator and method |
US8316951B2 (en) | 2009-09-25 | 2012-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator and method |
US8646531B2 (en) | 2009-10-29 | 2014-02-11 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
AU2010339027A1 (en) | 2010-01-04 | 2012-08-16 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore treatment apparatus and method |
US20110187062A1 (en) * | 2010-01-29 | 2011-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Collet system |
CA3221252A1 (en) | 2010-02-18 | 2010-07-23 | Ncs Multistage Inc. | Downhole tool assembly with debris relief and method for using same |
US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
US9739117B2 (en) | 2010-04-28 | 2017-08-22 | Gryphon Oilfield Solutions, Llc | Profile selective system for downhole tools |
CA2799940C (en) | 2010-05-21 | 2015-06-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
US8443889B2 (en) | 2010-06-23 | 2013-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Telescoping conduits with shape memory foam as a plug and sand control feature |
US8474542B2 (en) * | 2010-07-15 | 2013-07-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Selective and non-selective lock mandrel assembly having upward biased inner sleeve |
US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
US8789600B2 (en) | 2010-08-24 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Fracing system and method |
US9797221B2 (en) | 2010-09-23 | 2017-10-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for fluid treatment of a well |
CA3022033A1 (en) | 2010-10-18 | 2011-07-12 | Ncs Multistage Inc. | Tools and methods for use in completion of a wellbore |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US8579023B1 (en) | 2010-10-29 | 2013-11-12 | Exelis Inc. | Composite downhole tool with ratchet locking mechanism |
EP2640930A1 (en) | 2010-11-19 | 2013-09-25 | Packers Plus Energy Services Inc. | Kobe sub, wellbore tubing string apparatus and method |
US8668019B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
US8839873B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Isolation of zones for fracturing using removable plugs |
US8607860B2 (en) * | 2010-12-29 | 2013-12-17 | Baker Hughes Incorporated | Flexible collet anchor assembly with compressive load transfer feature |
US9382790B2 (en) * | 2010-12-29 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
US8668018B2 (en) | 2011-03-10 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Selective dart system for actuating downhole tools and methods of using same |
US8668006B2 (en) | 2011-04-13 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having ball support member |
US8770299B2 (en) * | 2011-04-19 | 2014-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuating system and method |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US8770276B1 (en) | 2011-04-28 | 2014-07-08 | Exelis, Inc. | Downhole tool with cones and slips |
GB2491140B (en) * | 2011-05-24 | 2016-12-21 | Caledyne Ltd | Improved flow control system |
US8479808B2 (en) | 2011-06-01 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tools having radially expandable seat member |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US9145758B2 (en) | 2011-06-09 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Sleeved ball seat |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US8944171B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
USD673183S1 (en) | 2011-07-29 | 2012-12-25 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Compact composite downhole plug |
USD657807S1 (en) | 2011-07-29 | 2012-04-17 | Frazier W Lynn | Configurable insert for a downhole tool |
USD684612S1 (en) | 2011-07-29 | 2013-06-18 | W. Lynn Frazier | Configurable caged ball insert for a downhole tool |
USD698370S1 (en) | 2011-07-29 | 2014-01-28 | W. Lynn Frazier | Lower set caged ball insert for a downhole plug |
USD672794S1 (en) | 2011-07-29 | 2012-12-18 | Frazier W Lynn | Configurable bridge plug insert for a downhole tool |
USD694280S1 (en) | 2011-07-29 | 2013-11-26 | W. Lynn Frazier | Configurable insert for a downhole plug |
USD673182S1 (en) | 2011-07-29 | 2012-12-25 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Long range composite downhole plug |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
USD703713S1 (en) | 2011-07-29 | 2014-04-29 | W. Lynn Frazier | Configurable caged ball insert for a downhole tool |
USD694281S1 (en) | 2011-07-29 | 2013-11-26 | W. Lynn Frazier | Lower set insert with a lower ball seat for a downhole plug |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US8622141B2 (en) | 2011-08-16 | 2014-01-07 | Baker Hughes Incorporated | Degradable no-go component |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US10364629B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole component having dissolvable components |
US9033041B2 (en) | 2011-09-13 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completing a multi-stage well |
US9752407B2 (en) | 2011-09-13 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US9534471B2 (en) | 2011-09-30 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Multizone treatment system |
US9394752B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
US9004091B2 (en) | 2011-12-08 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Shape-memory apparatuses for restricting fluid flow through a conduit and methods of using same |
US8739879B2 (en) | 2011-12-21 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatically powered fracturing sliding sleeve |
US8844637B2 (en) | 2012-01-11 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment system for multiple zones |
US9279306B2 (en) | 2012-01-11 | 2016-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Performing multi-stage well operations |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9016388B2 (en) | 2012-02-03 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
US9341047B2 (en) * | 2012-03-12 | 2016-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Actuation lockout system |
CA2798343C (en) | 2012-03-23 | 2017-02-28 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US8997859B1 (en) | 2012-05-11 | 2015-04-07 | Exelis, Inc. | Downhole tool with fluted anvil |
CN103452542B (zh) * | 2012-05-28 | 2016-04-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 可开关压裂滑套 |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9279312B2 (en) * | 2012-07-10 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Downhole sleeve system and method |
NO337410B1 (no) | 2012-07-23 | 2016-04-11 | Plugtech As | Plugg for midlertidig installasjon i en brønn |
WO2014107471A1 (en) * | 2013-01-02 | 2014-07-10 | Schlumberger Canada Limited | Anti-rotation device and method for alternate deployable electric submersible pumps |
US9988867B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Deploying an expandable downhole seat assembly |
US20140251628A1 (en) * | 2013-03-08 | 2014-09-11 | James F. Wilkin | Anti-Rotation Assembly for Sliding Sleeve |
US9677349B2 (en) | 2013-06-20 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Downhole entry guide having disappearing profile and methods of using same |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
US9822615B2 (en) | 2013-09-13 | 2017-11-21 | TD Tools, Inc. | Apparatus and method for jet perforating and cutting tool |
US10487625B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented ring assembly |
US9644452B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented seat assembly |
US20150191986A1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Frangible and disintegrable tool and method of removing a tool |
CA2842568A1 (en) | 2014-02-10 | 2014-05-29 | William Jani | Apparatus and method for perforating a wellbore casing, and method and apparatus for fracturing a formation |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US9428991B1 (en) | 2014-03-16 | 2016-08-30 | Elie Robert Abi Aad | Multi-frac tool |
MX2016011100A (es) * | 2014-04-16 | 2016-12-12 | Halliburton Energy Services Inc | Sistema de accionamiento de multiples zonas mediante el uso de dardos de pozo. |
US11634979B2 (en) | 2014-07-18 | 2023-04-25 | Nextier Completion Solutions Inc. | Determining one or more parameters of a well completion design based on drilling data corresponding to variables of mechanical specific energy |
US9587464B2 (en) * | 2014-10-02 | 2017-03-07 | Sc Asset Corporation | Multi-stage liner with cluster valves and method of use |
CA2904470A1 (en) * | 2015-04-27 | 2015-11-18 | David Nordheimer | System for successively uncovering ports along a wellbore to permit injection of a fluid along said wellbore |
US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
WO2016073016A1 (en) * | 2014-11-04 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Latchable casing while drilling systems and methods |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
WO2016140699A1 (en) | 2015-03-02 | 2016-09-09 | C&J Energy Services, Inc. | Well completion system and method |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US9845658B1 (en) | 2015-04-17 | 2017-12-19 | Albany International Corp. | Lightweight, easily drillable or millable slip for composite frac, bridge and drop ball plugs |
US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
WO2017019500A1 (en) | 2015-07-24 | 2017-02-02 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
US10125573B2 (en) | 2015-10-05 | 2018-11-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Zone selection with smart object selectively operating predetermined fracturing access valves |
EP3153656A1 (en) * | 2015-10-06 | 2017-04-12 | Welltec A/S | Downhole flow device |
WO2017063051A1 (en) * | 2015-10-16 | 2017-04-20 | Inflatable Packers International Pty Ltd | Hydraulic anchoring assembly for insertable progressing cavity pump |
DE102016208608B4 (de) | 2015-11-13 | 2022-02-03 | Adient Luxembourg Holding S.À R.L. | Gleithülse und Kopfstützenanordnung |
US11225179B2 (en) * | 2015-11-13 | 2022-01-18 | Adient Luxembourg Holding S.a.r.l. | Sliding sleeve and headrest arrangement |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
US11506013B2 (en) * | 2016-01-08 | 2022-11-22 | Sc Asset Corporation | Collet baffle system and method for fracking a hydrocarbon formation |
CA2916982C (en) * | 2016-01-08 | 2017-12-05 | Sc Asset Corporation | Collet baffle system and method for fracking a hydrocarbon formation |
GB201600468D0 (en) * | 2016-01-11 | 2016-02-24 | Paradigm Flow Services Ltd | Fluid discharge apparatus and method of use |
NO343832B1 (en) * | 2016-04-18 | 2019-06-17 | Fmc Kongsberg Subsea As | A Cartridge plug and a method of use in a production bore. |
US10538988B2 (en) | 2016-05-31 | 2020-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
WO2018035149A1 (en) * | 2016-08-15 | 2018-02-22 | Janus Tech Services, Llc | Wellbore plug structure and method for pressure testing a wellbore |
US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
AU2017382513B2 (en) | 2016-12-23 | 2022-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool having a removable collar for allowing production fluid flow |
US10364650B2 (en) | 2017-02-14 | 2019-07-30 | 2054351 Alberta Ltd | Multi-stage hydraulic fracturing tool and system |
US10364648B2 (en) | 2017-02-14 | 2019-07-30 | 2054351 Alberta Ltd | Multi-stage hydraulic fracturing tool and system |
US10428608B2 (en) | 2017-03-25 | 2019-10-01 | Ronald Van Petegem | Latch mechanism and system for downhole applications |
CA3002949C (en) | 2017-05-02 | 2022-04-05 | Advanced Completions Asset Corporation | Tool assembly with collet and shiftable valve and process for directing fluid flow in a wellbore |
CA2966123C (en) | 2017-05-05 | 2018-05-01 | Sc Asset Corporation | System and related methods for fracking and completing a well which flowably installs sand screens for sand control |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
US20190048684A1 (en) * | 2017-08-08 | 2019-02-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Unitary actuator valve for downhole operations |
US10563482B2 (en) | 2017-11-21 | 2020-02-18 | Sc Asset Corporation | Profile-selective sleeves for subsurface multi-stage valve actuation |
WO2019100139A1 (en) * | 2017-11-21 | 2019-05-31 | Sc Asset Corporation | Profile-selective sleeves for subsurface multi-stage valve actuation |
AU2017440806A1 (en) * | 2017-11-21 | 2020-06-11 | Sc Asset Corporation | Collet with ball-actuated expandable seal and/or pressure augmented radially expandable splines |
WO2019100137A1 (en) * | 2017-11-21 | 2019-05-31 | Sc Asset Corporation | Locking ring system for use in fracking operations |
US10519748B2 (en) * | 2017-11-21 | 2019-12-31 | Sc Asset Corporation | Locking ring system for use in fracking operations |
US10584559B2 (en) | 2017-11-21 | 2020-03-10 | Sc Asset Corporation | Collet with ball-actuated expandable seal and/or pressure augmented radially expandable splines |
GB201807489D0 (en) * | 2018-05-08 | 2018-06-20 | Sentinel Subsea Ltd | Apparatus and method |
US10989016B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-04-27 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve, grit material, and button inserts |
US11125039B2 (en) | 2018-11-09 | 2021-09-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Deformable downhole tool with dissolvable element and brittle protective layer |
US11965391B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-04-23 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sealing ring |
US11396787B2 (en) | 2019-02-11 | 2022-07-26 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with ball-in-place setting assembly and asymmetric sleeve |
US11261683B2 (en) | 2019-03-01 | 2022-03-01 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sleeve and slip |
US11203913B2 (en) | 2019-03-15 | 2021-12-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool and methods |
US11808106B2 (en) * | 2019-05-03 | 2023-11-07 | 8Sigma Energy Services Incorporated | Multi-stage hydraulic fracturing tool and system |
US12006793B2 (en) | 2020-01-30 | 2024-06-11 | Advanced Upstream Ltd. | Devices, systems, and methods for selectively engaging downhole tool for wellbore operations |
US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
CA3119131A1 (en) | 2020-05-19 | 2021-11-19 | 8Sigma Energy Services Incorporated | Wellbore completion apparatus |
US11634969B2 (en) | 2021-03-12 | 2023-04-25 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Multi-stage object drop frac assembly with filtration media and method |
US11480020B1 (en) * | 2021-05-03 | 2022-10-25 | Arrival Energy Solutions Inc. | Downhole tool activation and deactivation system |
RU2761234C1 (ru) * | 2021-05-24 | 2021-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Скважинный клапан |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2856003A (en) * | 1954-11-19 | 1958-10-14 | Otis Eng Co | Well tools |
US6333700B1 (en) * | 2000-03-28 | 2001-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
Family Cites Families (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3768563A (en) * | 1972-03-03 | 1973-10-30 | Mobil Oil Corp | Well treating process using sacrificial plug |
US5474131A (en) * | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
US5425424A (en) * | 1994-02-28 | 1995-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Casing valve |
US6026903A (en) * | 1994-05-02 | 2000-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional disappearing plug |
US5479986A (en) * | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US5765641A (en) * | 1994-05-02 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional disappearing plug |
US5660232A (en) * | 1994-11-08 | 1997-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Liner valve with externally mounted perforation charges |
US5607017A (en) * | 1995-07-03 | 1997-03-04 | Pes, Inc. | Dissolvable well plug |
US6142225A (en) * | 1996-05-01 | 2000-11-07 | Baker Hughes Incorporated | Selective mono bore diverter system |
US6012527A (en) * | 1996-10-01 | 2000-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for drilling and re-entering multiple lateral branched in a well |
US6076600A (en) * | 1998-02-27 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug apparatus having a dispersible plug member and a fluid barrier |
US6220350B1 (en) * | 1998-12-01 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength water soluble plug |
CN2383961Y (zh) * | 1999-05-31 | 2000-06-21 | 阜新市石油工具厂 | 采油井下工具防阻锁定装置 |
US6712153B2 (en) * | 2001-06-27 | 2004-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Resin impregnated continuous fiber plug with non-metallic element system |
CA2412072C (en) * | 2001-11-19 | 2012-06-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US20030173089A1 (en) * | 2002-03-18 | 2003-09-18 | Westgard David J. | Full bore selective location and orientation system and method of locating and orientating a downhole tool |
US6769491B2 (en) * | 2002-06-07 | 2004-08-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Anchoring and sealing system for a downhole tool |
US7066264B2 (en) * | 2003-01-13 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for treating a subterranean formation |
CN100347398C (zh) * | 2003-01-15 | 2007-11-07 | 国际壳牌研究有限公司 | 钻井钻头组件和井管柱组件 |
US7240738B2 (en) * | 2003-01-28 | 2007-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Self-orienting selectable locating collet and method for location within a wellbore |
US6896063B2 (en) * | 2003-04-07 | 2005-05-24 | Shell Oil Company | Methods of using downhole polymer plug |
US7243732B2 (en) * | 2003-09-26 | 2007-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Zonal isolation using elastic memory foam |
US6991037B2 (en) * | 2003-12-30 | 2006-01-31 | Geosierra Llc | Multiple azimuth control of vertical hydraulic fractures in unconsolidated and weakly cemented sediments |
US7353879B2 (en) * | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7093664B2 (en) * | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7168494B2 (en) * | 2004-03-18 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole tools |
-
2006
- 2006-03-24 US US11/388,847 patent/US7325617B2/en active Active
- 2006-04-28 US US11/413,899 patent/US7395856B2/en active Active
-
2007
- 2007-03-15 DK DK07758589.1T patent/DK1999337T3/da active
- 2007-03-15 EA EA200801941A patent/EA013495B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-03-15 CA CA2646705A patent/CA2646705C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-15 MX MX2008012179A patent/MX2008012179A/es active IP Right Grant
- 2007-03-15 WO PCT/US2007/064050 patent/WO2007112211A1/en active Application Filing
- 2007-03-15 DE DE602007002700T patent/DE602007002700D1/de active Active
- 2007-03-15 EP EP07758589A patent/EP1999337B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-15 CN CN2007800174571A patent/CN101443529B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-15 AU AU2007230749A patent/AU2007230749B2/en not_active Ceased
- 2007-07-27 US US11/829,238 patent/US7552779B2/en active Active
-
2008
- 2008-09-24 NO NO20084051A patent/NO20084051L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2856003A (en) * | 1954-11-19 | 1958-10-14 | Otis Eng Co | Well tools |
US6333700B1 (en) * | 2000-03-28 | 2001-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2629027C2 (ru) * | 2012-07-31 | 2017-08-24 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ |
RU2651865C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2018-04-24 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Захватное устройство |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101443529A (zh) | 2009-05-27 |
CA2646705C (en) | 2011-05-17 |
US7552779B2 (en) | 2009-06-30 |
US20070221373A1 (en) | 2007-09-27 |
EP1999337A1 (en) | 2008-12-10 |
US7395856B2 (en) | 2008-07-08 |
CA2646705A1 (en) | 2007-10-04 |
DK1999337T3 (da) | 2010-01-25 |
CN101443529B (zh) | 2012-08-01 |
US20070221384A1 (en) | 2007-09-27 |
AU2007230749A1 (en) | 2007-10-04 |
WO2007112211A1 (en) | 2007-10-04 |
US20070261862A1 (en) | 2007-11-15 |
NO20084051L (no) | 2008-10-16 |
EP1999337B1 (en) | 2009-10-07 |
DE602007002700D1 (en) | 2009-11-19 |
AU2007230749B2 (en) | 2011-08-04 |
US7325617B2 (en) | 2008-02-05 |
EA200801941A1 (ru) | 2009-04-28 |
MX2008012179A (es) | 2008-11-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA013495B1 (ru) | Система для осуществления гидроразрыва без дополнительного вмешательства | |
US10202825B2 (en) | Method and apparatus for wellbore control | |
RU2733998C2 (ru) | Устройство, системы и способы многоступенчатой стимуляции | |
RU2349735C2 (ru) | Заканчивание скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны | |
CA2795199C (en) | Method and apparatus for wellbore control | |
CA3077883C (en) | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same | |
CA3038803C (en) | Frac and gravel packing system having return path and method | |
RU2318116C2 (ru) | Способ и устройство для образования множества трещин в скважинах, не закрепленных обсадными трубами | |
US9650866B2 (en) | Hydraulic delay toe valve system and method | |
US10927644B2 (en) | Single size actuator for multiple sliding sleeves | |
RU2599748C2 (ru) | Забойная система клапанов с гильзовым затвором и способ ее применения | |
EP3219906B1 (en) | Hydraulic delay toe valve method | |
US20150136403A1 (en) | Ball seat system | |
US10138725B2 (en) | Hydraulic delay toe valve system and method | |
CA2915624C (en) | Tool assembly and process for drilling branched or multilateral wells with whipstock | |
MX2008008071A (es) | Metodo y aparato para sobrepasar hidraulicamente una herramienta de pozo. | |
DK2935771T3 (en) | METHOD AND DEVICE FOR TREATING AN UNDERGROUND AREA | |
US10066461B2 (en) | Hydraulic delay toe valve system and method | |
US20150369009A1 (en) | Hydraulic Delay Toe Valve System and Method | |
CA2939576A1 (en) | Hydraulic delay toe valve system and method | |
WO2016019471A1 (en) | Actuation dart for wellbore operations, wellbore treatment apparatus and method | |
US20150369008A1 (en) | Hydraulic Delay Toe Valve System and Method | |
WO2019040798A1 (en) | DOWNHOLE VALVE | |
CA2854073A1 (en) | Flow bypass device and method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |