BR102014028651A2 - ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um orifício de poço, conjunto de instalação de revestimento e método para suspender uma coluna de tubos interna - Google Patents
ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um orifício de poço, conjunto de instalação de revestimento e método para suspender uma coluna de tubos interna Download PDFInfo
- Publication number
- BR102014028651A2 BR102014028651A2 BR102014028651A BR102014028651A BR102014028651A2 BR 102014028651 A2 BR102014028651 A2 BR 102014028651A2 BR 102014028651 A BR102014028651 A BR 102014028651A BR 102014028651 A BR102014028651 A BR 102014028651A BR 102014028651 A2 BR102014028651 A2 BR 102014028651A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- column
- operating tool
- casing
- assembly
- actuator
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 34
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 30
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 14
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 13
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 13
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 8
- 238000000280 densification Methods 0.000 claims description 5
- 230000037452 priming Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 57
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 45
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 45
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 45
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 40
- 241000282472 Canis lupus familiaris Species 0.000 description 34
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 17
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- RZSCFTDHFNHMOR-UHFFFAOYSA-N n-(2,4-difluorophenyl)-2-[3-(trifluoromethyl)phenoxy]pyridine-3-carboxamide;1,1-dimethyl-3-(4-propan-2-ylphenyl)urea Chemical compound CC(C)C1=CC=C(NC(=O)N(C)C)C=C1.FC1=CC(F)=CC=C1NC(=O)C1=CC=CN=C1OC1=CC=CC(C(F)(F)F)=C1 RZSCFTDHFNHMOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 7
- 208000003351 Melanosis Diseases 0.000 description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 5
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 5
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 4
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 4
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 3
- 206010033799 Paralysis Diseases 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 2
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 2
- 238000009408 flooring Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 2
- 239000012811 non-conductive material Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100420946 Caenorhabditis elegans sea-2 gene Proteins 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010014970 Ephelides Diseases 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000009189 diving Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 229920001198 elastomeric copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 235000013372 meat Nutrition 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/138—Devices entrained in the flow of well-bore fluid for transmitting data, control or actuation signals
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um orifício de poço, conjunto de instalação de revestimento e método para suspender uma coluna de tubos interna. a presente invenção refere-se a uma ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um poço perfurado inclui um corpo tubular e um membro de travamento para conectar de uma forma liverável a coluna de tubos ao corpo. o membro de travamento inclui um elemento de fixação longitudinal para engajar um perfil longitudinal da coluna de tubos e um elemento de fixação por torção para engajar um perfil com torção da coluna de tubos. a ferramenta de operação adicionalmente inclui uma trava móvel entre uma posição travada e uma posição destravada e a trava mantém o membro de travamento engajado na posição travada. a ferramenta de operação adicionalmente inclui um atuador operável para pelo menos mover a trava a partir da posição travada para a posição destravada e um conjunto eletrônico em comunicação com o atuador para operar o atuador em resposta à recepção de um sinal de comando.
Description
"FERRAMENTA DE OPERAÇÃO PARA A INSTALAÇÃO DE UMA COLUNA DE TUBOS EM UM ORIFÍCIO DE POÇO, CONJUNTO DE INSTALAÇÃO DE REVESTIMENTO E MÉTODO PARA SUSPENDER UMA COLUNA DE TUBOS INTERNA" Antecedentes da Invenção Campo da Invenção [01] A presente invenção geralmente se refere a uma ferramenta de operação operada por telemetria.
Descrição da Técnica Relacionada [02] Um orifício de poço é formado para acessar formações que contém hidrocarboneto, por exemplo, petróleo bruto e/ou gás natural, através do uso de perfurações. A perfuração é realizada por intermédio da utilização de brocas de perfuração que são montadas sobre a parte final de uma coluna tubular, tal como uma coluna de perfuração. Para se perfurar no interior de um orifício de poço até uma profundidade pré - determinada, a coluna de perfuração é frequentemente rotada por um motor de superfície ou uma mesa rotativa sobre uma plataforma ou um aparelho de superfície e/ou por um motor interno ao poço montado próximo à a extremidade inferior da coluna de perfuração. Depois de uma perfuração até uma profundidade pré - determinada, a coluna de perfuração e a broca de perfuração são removidas e uma seção de revestimento é descida no interior do orifício de poço. Uma coroa anular é assim formada entre a coluna de revestimento e a formação. A coluna de revestimento é cimentada no orifício de poço através da circulação do cimento na coroa anular definida entre a parede externa do revestimento e o orifício de poço. A combinação de cimento e do revestimento fortalece e reforça o orifício de poço e facilita o isolamento de certas áreas da formação por trás do revestimento para a produção de hidrocarbonetos . [03] É comum a utilização de mais que uma coluna de revestimento ou de alojamento em um orificio de poço. Nesse sentido, o poço é perfurado até uma primeira profundidade designada com uma broca de perfuração sobre uma coluna de perfuração. A coluna de perfuração é removida. Uma primeira coluna de revestimento é então colocada no interior do orificio de poço e é ajustada na porção externa perfurada do orificio de poço, e cimento é circulado no interior da coroa anular por trás da coluna de revestimento. Em seguida, o poço é perfurado até uma segunda profundidade designada, e uma segunda coluna de revestimento ou de alojamento é colocada no interior da porção perfurada do orificio de poço. Se a segunda coluna é uma coluna de revestimento, o revestimento é ajustado em uma profundidade tal que a porção superior da segunda coluna de revestimento ultrapassa a porção inferior da primeira coluna de revestimento. A coluna de revestimento pode então ser dependurada a partir do alojamento existente. A segunda coluna de revestimento ou alojamento é então cimentada. Este processo é tipicamente repetido com uma coluna de revestimento ou alojamento adicional até que o poço tenha sido perfurado até a sua profundidade total. Desta maneira, os poços são tipicamente formados com duas ou mais colunas de revestimento com um diâmetro sempre decrescente. [04] Uma ferramenta de operação é tipicamente usada para a instalação de uma coluna de revestimento em um orificio de poço. A ferramenta de operação também pode ser usada para a instalação de uma coluna de revestimento em um orificio de poço submerso. A ferramenta de operação é usada para conectar de forma liberável a coluna de revestimento a uma coluna do cano de perfuração para a instalação no orificio de poço. Uma vez que a coluna de revestimento tenha sido instalada até uma profundidade desejada e um elemento de suspensão do mesmo ajustado contra uma coluna de revestimento previamente instalada, a ferramenta de operação é então operada para liberar a coluna de revestimento a partir da coluna do cano de perfuração. [05] As ferramentas de operação vêm sendo tipicamente operadas por torque ou pressão. Há algumas ferramentas de operação que são operadas por intermédio de um torque no sentido anti - horário, mas esse é um projeto não muito favorável porque quando da rotação para a esquerda qualquer conexão com rosqueamento para a direita pode ser solta ou afrouxada, de forma não intencional. As ferramentas de operação operadas por pressão usam uma bomba ou uma esfera de queda e uma sede; mas algumas vezes a esfera não é atracada por sobre a sede ou não é assentada bem o bastante para obter a pressão necessária para a operação da ferramenta de operação.
Sumário da Invenção [06] Geralmente, a presente invenção se refere a uma ferramenta de operação operada por telemetria. Em uma realização uma ferramenta de operação para suspender uma coluna tubular em um orificio de poço inclui: um corpo tubular e um membro de travamento para conectar de forma liberável a coluna tubular ao corpo. O membro de travamento inclui um elemento de fixação longitudinal para engajar um perfil longitudinal da coluna tubular e um elemento de fixação por torsão para engajar um perfil por torsão da coluna tubular. Adicionalmente, a ferramenta de operação inclui: uma trava móvel entre uma posição travada e uma posição destravada cuja trava mantém o membro de travamento engajado na posição travada. Adicionalmente a ferramenta de operação inclui um atuador operável para pelo menos mover a trava a partir da posição travada para a posição destravada e um conjunto eletrônico em comunicação com o atuador para operar o atuador em resposta ao recebimento de um sinal de comando. [07] Em outra realização, um método para suspender uma coluna tubular interna a partir de uma coluna tubular externa cimentada em um orificio de poço inclui percorrer a coluna tubular interno e um conjunto de instalação no interior de um orificio de poço usando uma coluna de instalação. Uma ferramenta de operação do conjunto de instalação prende longitudinalmente e por torção a coluna de revestimento a coluna de instalação. Adicionalmente, o método inclui: fechar um orificio do conjunto de instalação; suspender a coluna tubular interna a partir da coluna tubular externa por intermédio da pressurização do orificio fechado; e depois de suspender a coluna tubular interna, enviar um sinal de comando para a ferramenta de operação desta forma destravando ou liberando a ferramenta de operação. [08] Em outra realização, uma ferramenta de operação para a instalação de uma coluna tubular em um orificio de poço inclui um corpo tubular e um membro de travamento para conectar de forma liberável a coluna tubular ao corpo. O membro de travamento inclui um elemento de fixação longitudinal para engajar um perfil longitudinal da coluna tubular e um elemento de fixação por torsão para engajar um perfil por torsão da coluna tubular. Adicionalmente, a ferramenta de operação inclui: um fecho de liberação operável para desengajar o elemento de fixação longitudinal a partir do perfil longitudinal da coluna tubular; um atuador operável para engajar a liberação com o elemento de fixação longitudinal; e um conjunto eletrônico em comunicação com o atuador para operar o atuador em resposta ao recebimento de um sinal de comando.
Breve Descrição dos Desenhos [09] Para que uma maneira pela qual as características acima mencionadas da presente invenção sejam entendidas em detalhes, uma descrição mais particular da invenção, brevemente sumarizada acima, será aqui fornecida com referência às reivindicações, algumas das quais são ilustradas nos desenhos apensados. Todavia, deve ser observado que os desenhos apensados ilustram apenas as tipicas realizações desta invenção e não devem ser, portanto considerados como limitantes do seu escopo, uma vez que a invenção pode admitir quaisquer outras realizações igualmente eficientes. [10] As Figuras IA - 1C ilustram um sistema de perfuração em um modo de instalação de revestimento de acordo com uma realização desta invenção. [11] A Figura 1D ilustra uma etiqueta de identificação de frequência de rádio (Radio Frequency Identification = identificação de frequência de rádio (RFID)) do sistema de perfuração. [12] A Figura 1E ilustra uma etiqueta de identificação de frequência de rádio (RFID) alternativa. [13] As Figuras 2A - 2D ilustram um conjunto de instalação de revestimento (Liner Deployment Assembly = LDA) do sistema de perfuração. [14] As Figuras 3A e 3B ilustram uma ferramenta de operação do conjunto de instalação de revestimento (LDA). [15] As Figuras 4A - 4F ilustram a operação da ferramenta de operação. [16] As Figuras 5A e 5B ilustram uma ferramenta de operação alternativa para o uso com o conjunto de instalação de revestimento (LDA), de acordo com outra realização desta invenção. Descrição Detalhada da Realização Preferida [17] As Figuras IA - 1C ilustram um sistema de perfuração em um modo de instalação de revestimento de acordo com uma realização desta invenção. O sistema de perfuração 1 pode incluir uma unidade de perfuração móvel maritima (Mobile Offshore Drilling ünit = MODU) lm, tal como uma unidade semi submersivel, um aparelho de perfuração lr, um sistema de manuseio de fluido lh, um sistema de transporte de fluido lt, um conjunto de controle de pressão (Pressure Control Assembly = PCA) lp e uma coluna operacional 9. [18] A unidade de perfuração móvel maritima (MODU) lm pode carregar o aparelho de perfuração lr e o sistema de manuseio de fluido lh a bordo e pode incluir uma piscina lunar (moonpool = abertura no casco que serve como plataforma para mergulho saturado), através da qual as operações são conduzidas. A unidade de perfuração móvel maritima (MODU) lm semi-submersivel pode incluir um casco inferior de barcaça, o qual flutua abaixo de uma superfície (aproximadamente a linha d'água) 2s do mar 2 e é, portanto, menos sujeita a ação de ondas na superfície. As colunas de estabilidade (apenas uma é mostrada) podem ser montadas sobre o casco inferior da barcaça para suportar um casco superior acima da linha d'água. O casco superior pode ter um ou mais convés para carregar o aparelho de perfuração lr e o sistema de manuseio de fluido lh. A unidade de perfuração móvel maritima (MODU) lm pode, adicionalmente, ter um sistema de posicionamento dinâmico (Dynamic Positioning System = DPS) (não mostrado) ou pode ser ancorada para manter a piscina lunar em positivo sobre um cabeçote de poço submerso 10. [19] Alternativamente, a unidade de perfuração móvel maritima (MODU) pode ser um navio de perfuração. Alternativamente, uma unidade de perfuração afastada da costa fixa ou uma unidade de perfuração afastada da costa não móvel pode ser usada ao invés da unidade de perfuração móvel maritima (MODU). Alternativamente, o orifício de poço pode ser submerso tendo um cabeçote de poço localizado adjacente a linha d'água e o aparelho de perfuração pode ser localizado sobre uma plataforma adjacente ao cabeçote de poço. Alternativamente, o orifício de poço pode ser subterrâneo e o aparelho de perfuração localizado sobre uma base terrestre. [20] O aparelho de perfuração lr pode incluir uma torre de poço de petróleo 3, um solo 4, um operador superior 5, um cabeçote de cimentação 7, e um guindaste. O operador superior 5 pode incluir um motor para rotar 8 a coluna operacional 9. O motor do operador superior pode ser elétrico ou hidráulico. Uma estrutura do operador superior 5 pode ser ligada a um trilho (não mostrado) da torre de poço de petróleo 3 para prevenir a rotação do mesmo durante a rotação da coluna operacional 9 e permitir o movimento vertical do operador superior com um bloco de percurso llt do guindaste. A estrutura do operador superior 5 pode ser suspensa a partir da torre de poço de petróleo 3 por intermédio do bloco de percurso llt. O eixo oco pode ser operado por torção pelo intermédio do motor operador superior e suportado a partir da estrutura por mancais. O operador superior pode, adicionalmente, ter uma entrada conectada à estrutura e em comunicação fluida com o eixo oco. O bloco de percurso llt pode ser suportado por colunas de corda llr conectados a sua extremidade superior a um bloco de coroa 11c. Os colunas de corda llr podem ser trançados através de roldanas dos blocos 11c,t e estender para operadores de tração 12 para o recolhimento dos mesmos, desta forma elevando ou rebaixando o bloco de percurso llt em relação a torre de poço de petróleo 3. O aparelho de perfuração lr pode, adicionalmente, incluir um compensador de coluna de perfuração (não mostrado) para contrabalançar o deslocamento da unidade de perfuração móvel marítima (MODU) lm. O compensador de coluna de perfuração pode ser disposto entre o bloco de percurso llt e o operador superior 5 (aproximadamente montado como um gancho) ou entre o bloco de coroa 11c e a torre de poço de petróleo (montado aproximadamente acima). [21] Alternativamente, um Kelly e uma mesa rotativa podem ser usados ao invés do operador superior. [22] No modo de instalação, uma extremidade superior da coluna operacional 9 pode ser conectada ao eixo oco do operador superior, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. A coluna operacional 9 pode incluir um LDA 9d e uma coluna de instalação, tal como juntas de cano de perfuração 9p conectados juntos, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. Uma extremidade superior do conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d pode ser conectada a uma extremidade inferior do cano de perfuração 9p, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. O conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d também pode ser conectado a uma coluna de revestimento 15. A coluna de revestimento 15 pode incluir uma manga de ajuste 15v, um receptáculo polido de poço (Polished Bore Receptacle = PBR) 15r, um empacotador 15p, um elemento de suspensão de revestimento 15h, juntas do de revestimento 15j, um colarinho de atracação 15c, e um sapato alargador 15s. O receptáculo polido de poço (PBR) 15r, as juntas do de revestimento 15 j, o colarinho de atracação 15c e o sapato alargador 15s podem ser rotados 8 por intermédio do operador superior 5 através da coluna operacional 9. [23] Alternativamente, fluido de perfuração pode ser injetado na coluna de revestimento 15 durante a instalação do mesmo. Alternativamente, fluido de perfuração pode ser injetado na coluna de revestimento 15 e a coluna de revestimento pode incluir uma broca de perfuração perfurante (não mostrada) ao invés do sapato alargador 15s e a coluna de revestimento pode ser perfurado na formação inferior 27b, desta forma estendendo o orificio de poço 24 enquanto disponibilizando a coluna de revestimento. [24] Uma vez que a instalação do revestimento tenha sido concluída, a coluna operacional 9 pode ser desconectado a partir do operador superior 5 e o cabeçote de cimentação 7 pode ser inserido e ali entre os mesmos, conectado. O cabeçote de cimentação 7 pode incluir uma válvula de isolamento 6, um anel de amarração atuador 7h, um anel de amarração de cimentação 7c e uma lançador de tampão, tal como um lançador de dardo 7d. A válvula de isolamento 6 pode ser conectada a um eixo oco do operador superior 5 e uma extremidade superior do anel de amarração atuador 7h, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. Uma extremidade superior da coluna operacional 9 pode ser conectada a uma extremidade inferior do cabeçote de cimentação 7, tal como por intermédio der acoplamentos rosqueados. [25] O anel de amarração de cimentação 7c pode incluir um alojamento conectado por torção a torre de poço de petróleo 3, tal como por intermédio de barras, corda de colunas ou um mancai (não mostrado). A conexão por torção pode acomodar um movimento longitudinal do anel de amarração 7c em relação a torre de poço de petróleo 3. O anel de amarração de cimentação 7c pode, adicionalmente, incluir um mandril e mancais para suportar o alojamento a partir do mandril enquanto acomoda a rotação 8 do mandril. Uma extremidade superior do mandril pode ser conectada a uma extremidade inferior do anel de amarração atuador, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. O anel de amarração de cimentação 7c pode, adicionalmente, incluir uma entrada formada através de uma parede do alojamento e em comunicação fluida com um portal formado através do mandril e um conjunto de vedação para isolar a comunicação do portal de entrada. O portal de cimentação do mandril pode proporcionar uma comunicação fluida entre uma perfuração do cabeçote de cimentação e a entrada do alojamento. O conjunto de vedação pode incluir um ou mais empilhamentos de anéis de vedação com um formato de V, tais como empilhamentos opostos, dispostos entre o mandril e o alojamento escarranchando a interface do portal de entrada. O anel de amarração atuador 7h pode ser similar ao anel de amarração de cimentação 7c exceto que o alojamento pode ter duas entradas em comunicação fluida com as respectivas passagens formadas através do mandril. As passagens do mandril podem estender a sardas respectivas do mandril para a conexão com os respectivos condutos hidráulicos (apenas um é mostrado) para a operação dos respectivos atuadores hidráulicos do lançador 7d. As entradas do anel de amarração atuador podem estar em comunicação fluida com uma unidade de energia hidráulica (Hydraulic Power Unit = HPU) (não mostrada). [26] Alternativamente, o conjunto de vedação pode incluir vedações rotativas, tais como vedações frontais mecânicas. [27] O lançador de dardos 7d pode incluir um corpo, um desviador, uma vasilha, uma articulação e um atuador. O corpo pode ser tubular e pode ter um orificio através do mesmo. Para facilitar a montagem, o corpo pode incluir duas ou mais seções conectadas juntas tais como por intermédio de acoplamentos rosqueados. Uma extremidade superior do corpo pode ser conectada a uma extremidade inferior do anel de amarração do atuador, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados e uma extremidade inferior do corpo pode ser conectada ai coluna operacional 9 . Adicionalmente, o corpo pode ter um acostamento de atracação formado em uma superfície interna do mesmo. A vasilha e o desviador podem cada um deles, ser disposto no orificio do corpo. O desviador pode ser conectado ao corpo, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. A vasilha pode ser longitudinalmente móvel em relação ao corpo. A vasilha pode ser tubular e pode ter abas formadas ao longo e ao redor de uma superfície externa da mesma. Passagens de desvio podem ser formadas entre as abas. Adicionalmente, a vasilha pode ter um acostamento de atracação formado em uma extremidade inferior da mesma correspondendo ao acostamento de atracação do corpo. O desviador pode ser operável para defletir fluido recebido a partir de uma linha de cimento 14 afastando a partir do orificio da vasilha e em sentido as passagens de desvio. Um tampão de liberação, tal como um dardo 43, pode ser disposto no orificio da vasilha. [28] O membro de travamento pode incluir um corpo, um êmbolo e um eixo. O corpo do membro de travamento pode ser conectado a uma aleta formada na superfície externa do corpo do lançador tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. O êmbolo pode ser longitudinalmente móvel em relação ao corpo do membro de travamento e radialmente móvel em relação ao corpo do lançador entre uma posição capturada/acionada e uma posição de liberação. O êmbolo pode ser movido entre as posições por intermédio de interação, tal como por um macaco de rosca, com o eixo. O eixo pode ser longitudinalmente conectado a e rotativo em relação ao corpo do membro de travamento. O atuador pode ser um motor hidráulico operado para rotar o eixo em relação ao corpo do membro de travamento. [29] O lançador de esferas 7b pode incluir um corpo, um êmbolo, um atuador e um tampão de ajuste, tal como uma esfera 43b, ali carregada. O corpo do lançador de esferas pode ser conectado a outra aleta formada em uma superfície externa do corpo do lançador de dardo, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. A esfera 43b pode ser disposta no êmbolo para a liberação seletiva e para o bombeamento poço adentro através do cano de perfuração 9p para o conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d. O êmbolo pode ser móvel em relação ao respectivo corpo do lançador de dardo entre uma posição capturada e uma posição de liberação. O êmbolo pode ser móvel entre as posições por intermédio do atuador. O atuador pode ser hidráulico, tal como um conjunto de pistão e cilindro. [30] Alternativamente, o anel de amarração do atuador e a atuador do lançador podem ser pneumáticos ou elétricos. Alternativamente o atuador do lançador pode ser linear tal como um pistão e cilindros. [31] Em operação, quando for desejado lançar um dos tampãos 43 b,d a unidade de energia hidráulica (HPU) pode ser operada para alimentar fluido hidráulico para o atuador do lançador através do anel de amarração do atuador 7h. O atuador do lançador selecionado pode então mover o êmbolo para a posição de liberação (não mostrado). Se o lançador de dardo 7d é selecionado, a vasilha e o dardo 43d podem então ser movidos em um sentido para baixo em relação ao alojamento até que os acostamentos de atracação sejam engajados. O engajamento dos acostamentos de atracação pode fechar as passagens de desvio da vasilha, desta forma forçando o fluido a fluir no orificio da vasilha. O fluido pode então propulsionar o dardo 43d a partir do orificio da vasilha para uma orificio mais baixo do alojamento e em um sentido através da coluna operacional 9 . Se o lançador de esfera 7b foi selecionado, o êmbolo pode carregar a esfera 43b no alojamento do lançador para ser propulsionada no cano de perfuração 9p por intermédio do fluido. [32] O sistema de transporte de fluido It pode incluir um pacote de elevador marinho superior (Upper Marine Riser Package = UMRP) 16u, um elevador marinho 17, uma linha de reforçador 18b e uma linha de obstrução 18c. O elevador 17 pode estender a partir do conjunto de controle de pressão (PCA) lp até a unidade de perfuração móvel maritima (MODU) lm e pode conectar a unidade de perfuração móvel maritima (MODU) através do pacote de elevador marinho superior (UMRP) 16u. O pacote de elevador marinho superior (UMRP) 16u pode incluir um desviador 19, uma junta flexivel 20, uma junta deslizante (aproximadamente telescópica) 21, e um tensor 22. A junta deslizante 21 pode incluir um barril externa conectado a uma extremidade superior do elevador 17, tal como por intermédio de uma conexão de flange. O barril externa também pode ser conectado ao tensor 22, tal como por intermédio de um anel de tensor.
[33] A junta flexivel 20 também pode conectar o desviador 21, tal como por intermédio de uma conexão de flange. O desviador 21 também pode ser conectado ao solo do aparelho 4, tal como por intermédio de uma braçadeira. A junta deslizante 21 pode ser operável para estender e para retrair em resposta ao deslocamento da unidade de perfuração móvel marítima (MODU) Im em relação ao elevador 17 enquanto o tensor 22 pode enrolar a corda de coluna em resposta ao deslocamento, desta forma suportando o elevador 17 a partir da unidade de perfuração móvel maritima (MODU) 1, enquanto acomodando o deslocamento. O elevador 17 pode ter um ou mais módulos de flutuação (não mostrados) dispostos ao longo do mesmo para reduzir a carga sobre o tensor 22. [34] O conjunto de controle de pressão (PCA) Ip pode ser conectado ao cabeçote de poço 10 localizado adjacente a um solo/fundo 2f do mar. A coluna condutora 23 pode incluir um alojamento e juntas do cano condutor conectado juntamente, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. Uma vez que a coluna condutora 23 tenha sido ajustada, um orifício de poço submerso 24 pode ser perfurado no solo/fundo do mar 2f e uma coluna de revestimento 25 pode ser disponibilizada no orifício de poço. A coluna de revestimento 25 pode incluir um alojamento de cabeçote de poço e juntas de revestimento conectado juntamente, tal como por intermédio de acoplamentos rosqueados. O alojamento do cabeçote de poço pode atracar no alojamento condutor durante a instalação da coluna de revestimento 25. A coluna de revestimento 25 pode ser cimentada 26 no orifício de orifício de poço 24. A coluna de revestimento 25 pode estender até uma profundidade adjacente a uma parte debaixo da formação superior 27u. O orifício de poço 24 pode então ser estendido até uma formação inferior 27b usando uma broca piloto e um alargador inferior (não mostrado). [35] A formação superior 27u pode ser não produtiva e uma formação inferior 27b pode um reservatório contendo hidrocarboneto. Alternativamente, a formação inferior 27b pode ser não produtiva (por exemplo, uma zona depauperada), ambientalmente sensível, tal como um aquífero, ou instável. [36] O conjunto de controle de pressão (PCA) lp pode incluir um adaptador de cabeçote de poço 28b, uma ou mais cruzes de fluxo 29u, m, b, um ou mais dispositivos de prevenção de explosão (Blow Out Preventers = BOPs) 30 a,u,b, um pacote de elevador marinho inferior (Lower Marine Riser Package = LMRP) 16b, um ou mais acumuladores, e um receptor 31. O pacote de elevador marinho inferior (LMRP) 16b pode incluir um elemento de suspensão aerodinâmico de controle, uma junta flexível 32 e um conector 28u. O adaptador de cabeçote de poço 28b, as cruzes de fluxo 29 u,m,b, os dispositivos de prevenção de explosão (BOPs) 30 a,u,b, o receptor 31, o conector 28u e a junta flexível 32, podem, cada um deles, incluir um alojamento tendo um orifício longitudinal através do mesmo e podem, cada um deles, ser conectado, tal como por intermédio de flanges, de tal maneira que um orifício contínuo é mantido através dos mesmos. As juntas flexíveis 21, 32 podem acomodar um movimento respectivo horizontal e/ou rotativo (aproximadamente de afastamento e de rolagem) da unidade de perfuração móvel marítima (MODU) lm em relação ao elevador 17 e do elevador 17 em relação ao PCA lp. [37] Cada um do conector 28u e o adaptador de cabeçote de poço 28b pode incluir um ou mais elemento de fixaçãoes, tais como cão, para prender o pacote de elevador marinho inferior (LMRP) 16b nos dispositivos de prevenção de explosão (BOPs) 30 a,u,b e o PCA lp ao perfil externa do alojamento do cabeçote de poço, respectivamente. Cada um do conector 28u e o adaptador de cabeçote de poço 28b pode, adicionalmente, incluir uma manga de vedação para engajar um perfil interna do respectivo receptor 31 e do alojamento do cabeçote de poço. Cada um do conector 28u e adaptador de cabeçote de poço 28b pode se encontra em comunicação elétrica ou hidráulica com o elemento de suspensão aerodinâmico de controle e/ou adicionalmente incluir um atuador elétrico ou hidráulico e uma interface, tal como um estabilizador a calor, de tal maneira que um veiculo submarino remotamente operado (Remotely Operated Subsea Vehicle = ROV) (não mostrado) possa operar o atuador para engajar o cão com o perfil externa. [38] O pacote de elevador marinho inferior (LMRP) 16b pode receber uma extremidade inferior do elevador 17 e conectar o elevador ao conjunto de controle de pressão (PCA) lp. O elemento de suspensão aerodinâmico de controle pode se encontra em comunicação elétrica, hidráulica e/ou ótica com um controlador de aparelho (não mostrado) a bordo da unidade de perfuração móvel marítima (MODU) lm via um umbilical 33. O elemento de suspensão aerodinâmico de controle pode incluir uma ou mais válvulas de controle (não mostradas) em comunicação com os dispositivos de prevenção de explosão (BOPs) 30 a,u,b para a operação do mesmo. Cada uma das válvulas de controle pode incluir um atuador elétrico ou hidráulico em comunicação com o umbilical 33 . O umbilical 33 pode incluir um ou mais cabos/condutos de controle elétrico e/ou hidráulico para o atuador. Os acumuladores podem armazenar fluido hidráulico pressurizado para operar os dispositivos de prevenção de explosão (BOPs) 30 a,u,b. Adicionalmente, os acumuladores podem ser usados para operar um ou mais dos outros componentes do conjunto de controle de pressão (PCA) lp. O elemento de suspensão aerodinâmico de controle pode, adicionalmente, incluir válvulas de controle para operar as outras funções do conjunto de controle de pressão (PCA) lp. O controlador de aparelho pode operar o conjunto de controle de pressão (PCA) lp através do umbilical 33 e o elemento de suspensão aerodinâmico de controle. [39] Uma extremidade inferior da linha do reforçador 18b pode ser conectada a uma ramificação da cruz de fluxo 29u por intermédio de uma válvula de fechamento. Um distribuidor múltiplo de reforçador também pode ser conectado a extremidade inferior da linha do reforçador e ter uma projeção/um bico conectada a uma respectiva ramificação de cada uma das cruzes de fluxo 29 m, b. As válvulas de fechamento podem ser dispostas nas respectivas projeções do distribuidor múltiplo do reforçador. Alternativamente, uma linha de parada separada (não mostrada) pode ser conectada as ramificações das cruzes de fluxo 29 m, b ao invés do distribuidor múltiplo do reforçador. Uma extremidade superior da linha do reforçador 18b pode ser conectada a uma sarda de uma bomba de reforçador (não mostrada). Uma extremidade inferior da linha de obstrução 18c pode ter projeções/bicos conectadas as respectivas segundas ramificações das cruzes de fluxo 29 m,b. As válvulas de fechamento pode ser dispostas nas respectivas projeções da extremidade inferior da linha de obstrução. [40] Um sensor de pressão pode ser conectado a uma segunda ramificação da cruz de fluxo superior 29u, Os sensores de pressão também podem ser conectados aos bicos da linha de obstrução entre as respectivas válvulas de fechamento e respectivas segundas ramificações da cruz de fluxo. Cada um dos sensores de pressão pode se encontrar em comunicação de dados com o elemento de suspensão aerodinâmico de controle. As linhas 18b, c e o umbilical 33 podem estender entre a unidade de perfuração móvel maritima (MODU) lm e o conjunto de controle de pressão (PCA) lp por intermédio de ser presos a mancais dispostos ao longo do elevador 17. Cada uma das válvulas de fechamento pode ser automatizada e ter um atuador hidráulico (não mostrado) operado pelo elemento de suspensão aerodinâmico. [41] Alternativamente, o umbilical pode ser estendido entre a unidade de perfuração móvel maritima (MODU) e o conjunto de controle de pressão (PCA) independentemente do elevador. Alternativamente, os atuadores da válvula de fechamento podem ser elétricos ou pneumáticos. [42] O sistema de manuseio de fluido lh pode incluir uma ou mais bombas, tal como uma bomba de cimento 13 e uma bomba de lama 34, um reservatório para fluido de perfuração 47m, tal como um tanque 35, um separador de sólidos, tal como um agitador de xisto 36, um ou mais medidores de pressão 37c, m, um ou mais contadores de curso 38c, m, uma ou mais linhas de fluxo, tal como uma linha de cimento 14, uma linha de lama 39, e uma linha de retorno 40, um misturador de cimento 42, e um ou mais lançadores de etiqueta 44 a,b. O fluido de perfuração 47m pode incluir um liquido de base. O liquido de base pode ser óleo refinado ou sintético, água, salmoura, ou uma emulsão de água/óleo. O fluido de perfuração 47m pode, adicionalmente, incluir sólidos dissolvidos ou suspensos no liquido de base, tal como argila organofilica, lignita e/ou asfalto, desta forma formando uma lama. [43] Uma primeira extremidade da linha de retorno 40 pode ser conectada a sarda do desviador e uma segunda extremidade da linha de retorno pode ser conectada a uma entrada do agitador 36. Uma extremidade inferior da linha de lama 39 pode ser conectada a uma saída da bomba de lama 3 4 e uma extremidade superior da linha de lama pode ser conectada a entrada operacional superior. O medidor de pressão 37m pode ser montado como uma parte da linha de lama 39. Uma extremidade superior da linha de cimento 14 pode ser conectada a entrada do anel de amarração de cimentação e uma extremidade inferior da linha de cimento pode ser conectada a uma saída da bomba de cimento 13. O lançador de etiqueta 44, uma válvula de fechamento 41 e o medidor de pressão 37c podem ser montados como parte da linha de cimento 14. Uma extremidade inferior de uma linha de alimentação de lama pode ser conectada a uma saída do tanque de lama 35 e uma extremidade superior da linha de alimentação de lama pode ser conectada a uma entrada da bomba de lama 34. Uma extremidade superior de uma linha de alimentação de cimento pode ser conectada a uma saída do misturador de cimento 42 e uma extremidade inferior da linha de alimentação de cimento pode ser conectada a uma entrada da bomba de cimento 13. [44] O lançador de etiqueta 44 pode incluir um alojamento, um êmbolo, um atuador, e um magazine (não mostrado) tendo uma pluralidade de respectivas etiquetas de identificação sem fio, tal como etiquetas de identificação de frequência de rádio (RFID) ali carregadas. Uma etiqueta de identificação de frequência de rádio (RFID) no celular 45 pode ser disposta no respectivo êmbolo para um fecho de liberação seletiva e para bombeamento adentro e para baixo do poço para comunicar com o conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d. O êmbolo pode ser móvel em relação ao respectivo alojamento de lançador entre uma posição capturada e uma posição de liberação. O êmbolo pode ser movido entre as posições pelo respectivo atuador. O atuador pode ser hidráulico, tal como um conjunto de pistão e de cilindro. [45] Alternativamente, o atuador pode ser elétrico ou pneumático. Alternativamente, o atuador pode ser manual, tal como uma roda de mão. Alternativamente, a etiqueta 45 pode ser lançada manualmente pela quebra de uma conexão na respectiva linha. Alternativamente, o lançador de etiqueta pode ser parte do cabeçote de cimentação. [46] A coluna operacional 9 pode ser rotado 8 por intermédio do motor superior 5 e pode ser rebaixado por um bloco de percurso llt, dai portanto alargando a coluna de revestimento 15 na formação inferior 27b. O fluido de perfuração no orificio de poço 24 pode ser desviado através de cursos 15e da sapata alargadora 15s, onde o fluido pode circular os cortes se afastando a partir da sapata e retornando os cortes em um orificio da coluna de revestimento 15. Os retornos 47r (fluido de perfuração maios os cortes) podem fluir para cima no orificio de revestimento e em um orificio do conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d. Os retornos 47r podem fluir para cima do orificio conjunto de instalação de revestimento (LDA) e para uma válvula de desvio 50 do mesmo. Os retornos 47r podem ser desviados na coroa anular 48 formada entre a coluna operacional 9/coluna de revestimento 15 e a coluna de revestimento 25/orificio de poço 24 por intermédio da válvula de desvio 50. Os retornos 47r podem sair do orificio de poço 24 e, fluir em uma coroa anular formada entre o elevador 17 e o cano de perfuração 9p via uma coroa anular do pacote de elevador marinho inferior (LMRP) 16b, empilhamento do BOP e cabeçote do poço 10. Os retornos 47r podem sair da coroa anular do elevador e entrar na linha de retorno 40 via uma coroa anular do pacote de elevador marinho superior (UMRP) 16u e do desviador 19. Os retornos 47r podem fluir através da linha de retorno 40 e entrar na entrada do agitador de xisto. Os retornos 47r podem ser processados pelo agitador de xisto 36 para remover as aparas/cortes. [47] As Figuras 2A - 2D ilustram o conjunto de instalação de revestimento conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d. O conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d pode incluir a válvula de desvio 50, uma capota de sucata 51, uma ferramenta de ajuste 52, uma ferramenta de operação 53, um aguilhão 54, um conjunto de adensamento superior 55, um espaçador 56, um fecho de liberação 57, um conjunto de adensamento inferior 58, um detentor 59 e um sistema de liberação de tampão 60. [48] Uma extremidade superior da válvula de desvio 50 pode ser conectada a uma extremidade inferior do cano de perfuração 9p e uma extremidade inferior da válvula de desvio 50 pode ser conectada a uma extremidade superior da capota de sucata 51, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. Uma extremidade inferior da capota de sucata 51 pode ser conectada a uma extremidade superior da ferramenta de ajuste 52 e uma extremidade inferior da ferramenta de ajuste pode ser conectada a uma extremidade superior da ferramenta de operação 53, tal como que por acoplamentos rosqueados. A ferramenta de operação 53 também pode ser presa ao empacotador 15p. Uma extremidade superior do aguilhão 54 pode ser conectada a uma extremidade inferior da ferramenta de operação 53 e uma extremidade inferior do aguilhão pode ser conectada a liberação 57, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. O aguilhão 54 pode estender através do conjunto de adensamento superior 55. O conjunto de adensamento superior 55 pode ser preso ao empacotador 15p. Uma extremidade superior do espaçador 56 pode ser conectada a uma extremidade inferior do conjunto de adensamento superior 55, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. Uma extremidade superior do conjunto de adensamento inferior 58 pode ser conectada a uma extremidade inferior do espaçador 56, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. Uma extremidade superior do detentor 59 pode ser conectada a uma extremidade inferior do conjunto de adensamento inferior 58, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. Uma extremidade superior do sistema de liberação de tampãos 60 pode ser conectada a uma extremidade inferior do detentor 59 tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. [49] A válvula de desvio 50 pode incluir um alojamento, uma válvula de perfuração e uma válvula de portal. O alojamento do desviador pode incluir duas ou mais seções tubulares (três são mostradas), uma conectada a outra, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. O alojamento do desviador pode ter acoplamentos rosqueados formados em cada uma das extremidades longitudinais do mesmo formado em cada uma das extremidades longitudinais do mesmo para a conexão com o cano de perfuração 9p em uma extremidade superior do mesmo e a capota de sucata 51 na extremidade inferior da mesma. A válvula de perfuração pode ser disposta no alojamento. A válvula de perfuração pode incluir um corpo e um membro de válvula, tal como um hipersustentador, conectado de forma pivotante ao corpo e desviado em um sentido a posição fechada, tal como que por intermédio de uma mola de torção. O hipersustentador pode ser orientado para permitir um fluxo de fluido em um sentido para baixo a partir do cano de perfuração 9p através do restante do conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d e prevenir o fluxo reverso em um sentido para cima a partir do conjunto de instalação de revestimento (LDA) para o cano de perfuração 9p. O fechamento do hipersustentador pode isolar uma porção superior de um orifício da válvula de desvio a partir de uma porção inferior da mesma. Embora não mostrado, este corpo pode ter um orifício de enchimento formado através de uma parede do mesmo e desviando do hipersustentador. [50] A válvula do portal desviador pode incluir uma manga e um membro de desvio, tal como um anel de compressão. A manga pode incluir duas ou mais seções (quatro são mostradas), uma conectada a outra, tal como que por intermédio de acoplamentos e/ou elemento de fixaçãoes rosqueados. Uma seção superior da manga pode ser conectada a uma extremidade inferior do corpo da válvula de perfuração, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. Várias interfaces entre a manga e o alojamento e entre as seções do alojamento podem ser isoladas por intermédio de vedações. A manga pode ser disposta no alojamento e pode ser longitudinalmente móvel em relação a mesma entre uma posição superior (não mostrada) e uma posição inferior (Figura 4A) . A manga pode ser paralisada na posição inferior contra uma extremidade superior da seção inferior do alojamento e na posição superior por intermédio da válvula de perfuração engajando uma extremidade inferior da seção superior do alojamento. A seção média do alojamento pode ter um ou mais portais de fluxo e um ou mais portais de equalização formados através de uma parede da mesma. Uma das seções de manga pode ter uma ou mais fendas de equalização formadas através das mesmas proporcionando uma comunicação fluida entre uma câmara de mola em uma superfície interna da seção média do alojamento e a porção inferior de perfuração da válvula de desvio 50. [51] Uma das seções de manga pode cobrir os portais de fluxo do alojamento quando a manga estiver na posição inferior, desta forma fechando os portais de fluxo do alojamento e a seção de manga pode ficar livre dos portais de fluxo quando a manga estiver na posição superior, desta forma abrindo os portais de fluxo. Em operação, uma supertensão dos retornos 47r gerada pela instalação do LDA 9d e da coluna de revestimento 15 no orificio de poço pode ser exercida sobre uma face inferior do hipersustentador fechado. A superpressão pode empurrar o hipersustentador em um sentido para cima, desta forma também puxando a manga em um sentido para cima contra a mola de compressão e abrindo os portais de fluxo do alojamento. Os retornos 47r sofrendo a superpressão podem então ser desviados através dos portais de fluxo abertos pelo hipersustentador fechado. Uma vez que a coluna de revestimento 15 tenha sido disponibilizada, a dissipação da superpressão pode permitir com que a mola retorne a manga para a posição inferior. [52] A capota de sucata 51 pode incluir um pistão, um mandril e uma válvula de liberação. Embora mostrado como uma peça, o mandril pode incluir duas ou mais seções, uma conectada a outra, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados e/ou elemento de fixaçãoes. O mandril pode ter acoplamentos rosqueados formados em cada uma das extremidades longitudinais do mesmo para a conexão com a válvula de desvio 50 em uma extremidade superior da mesma e da ferramenta de ajuste 52 em uma extremidade inferior da mesma. [53] O pistão de sucata pode ser um membro anular tendo um orifício ali formado. O mandril pode estender através do orifício de pistão e o pistão pode ser móvel longitudinalmente em relação ao mesmo sendo sujeito a uma retenção entre um acostamento superior do mandril e a válvula de liberação. O pistão pode carregar uma ou mais (duas são mostradas) vedações internas. Embora não mostrada, a capota de sucata 51 pode, adicionalmente, incluir uma gaxeta de vedação fendida carregando cada uma das vedações de pistão internas e um retentor para conectar cada uma das gaxetas de vedação ao pistão, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. As vedações internas podem isolar uma interface entre o pistão e o mandril.
[54] O pistão de sucata também pode ser disposto em um orifício do receptáculo polido de poço (PBR) 15r adjacente a uma extremidade superior do mesmo e pode ser longitudinalmente móvel em relação ao mesmo. As vedações externas podem isolar uma interface entre o pistão e o PBR 15r, desta forma formando uma extremidade superior de uma câmara de compensação 61. Uma extremidade inferior da câmara de compensação 61 pode ser formada por intermédio de uma interface vedada entre o conjunto de adensamento superior 55 e o empacotador 15p. A câmara dde compensação 61 pode ser cheia com um fluido hidráulico (não mostrado), TAC como água fresca ou óleo, de tal maneira que o pistão pode ser hidraulicamente travado do seu devido lugar. A câmara de compensação 61 pode prevenir a infiltração de detritos a partir do orifício de poço 24 que possam obstruir a operação do LDA 9d. O pistão de sucata pode incluir uma passagem de enchimento estendendo longitudinalmente através do mesma e fechada por intermédio de um tampão. O mandril pode incluir uma ranhura de desvio formada na e ao longo de uma superfície externa do mesmo. A ranhura de desvio pode criar um curso de vazamento através das vedações internas do pistão durante a remoção do LDA 9d a partir da coluna de revestimento 15 para a liberação da trava hidráulica. [55] A válvula de liberação pode incluir um acostamento formado em uma superfície externa do mandril, um membro de fechamento, tal como uma manga, e um ou mais membros de desvio, tal como molas de compressão. Cada uma das molas pode ser carregada sobre uma haste retida entre uma arruela estacionária conectada a haste e uma arruela deslizante ao longo da haste. Cada uma das hastes pode ser disposta em um bolso formado em uma superfície externa do mandril. A manga pode ter um gume de broca interna retido e formado em uma extremidade inferior da mesma e estendendo nos bolsos. A extremidade inferior também pode ser disposta contra a arruela deslizante. O acostamento da válvula pode ter um ou mais portais radiais ali formados. O acostamento de válvula pode carregar um par de vedações escarranchadas nos portais radiais e engajadas com a manga da válvula, desta forma isolando o orifício do mandril a partir da câmara de compensação 61 . [56] O pistão de sucata pode ter um perfil de torção formado em uma extremidade inferior do mesmo e o acostamento da válvula pode ter um perfil de torção complementar formado em uma extremidade superior da mesma. O pistão pode, adicionalmente, ter lâminas de alargamento formadas em uma superfície superior do mesmo. Os perfis de torção podem ser casados durante a remoção do LDA 9d a partir da coluna de revestimento 15, desta forma conectando por torção o pistão de sucata ao mandril. O pistão de sucata pode então ser rotado durante a remoção para empurrar os detritos de alargamento acumulados adjacente a uma extremidade superior do PBR 15r. A extremidade inferior do pistão de sucata também pode ser assentada sobre a manga da válvula durante a remoção. Caso a ranhura de desvio se torne de alguma forma entupida, a ação de puxar o cano de perfuração 9p pode fazer com que a manga da válvula seja empurrada em um sentido para baixo em relação ao mandril e contra as molas para abrir os portais radiais, desta forma liberando a trava hidráulica. [57] Alternativamente, o pistão de sucata pode incluir dois segmentos semianulares alongados conectados juntos por intermédio de elemento de fixaçãoes e tendo gaxetas grampeadas entre as faces casadas dos segmentos para inibir um vazamento de fluido nos seus respectivos fundos. Alternativamente, o pistão de sucata pode ter um portal de desvio radial através dele formado, em uma localização entre as vedações internas: superior e inferior e a ranhura de desvio pode criar o curso de vazamento através da vedação interna inferior para o portal de desvio. Alternativamente, a manga da válvula pode ser presa ao mandril por intermédio de um ou mais elemento de fixaçãoes. [58] A ferramenta de ajuste 52 pode incluir um corpo, uma pluralidade de elemento de fixaçãoes, tais como cães (dogs/dog = cães/cão, grampos, ganchos, etc.), e um rotor. Embora mostrado como uma só peça, o corpo pode incluir duas ou mais seções conectadas, uma a outra, tal como que por intermédio de acopladores e/ou elemento de fixaçãoes. O corpo pode ter acoplamentos rosqueados formados em cada uma das extremidades longitudinais do mesmo para a conexão a capota de sucata 51 em uma extremidade superior da mesma e uma ferramenta de operação 53 em uma extremidade inferior da mesma. O corpo pode ter um recesso formado em uma superfície externa do mesmo para receber o rotor. O rotor pode incluir um anel de pressão/impulso, um mancai de impulso, e um anel de guia. O anel de guia e o mancai de impulso pode ser disposto no recesso. O mancai de impulso pode ter uma calha interna conectada por torção ao corpo, tal como que por intermédio de uma fixação de pressão, uma calha externa conectada por torção ao anel de impulso, tal como que por intermédio de uma fixação de pressão, e um elemento de rolagem disposto entre as calhas. O anel de impulso pode ser conectado ao anel de guia, tal como que por intermédio de um ou mais elemento de fixaçãoes rosqueados. Uma porção superior de um bolso pode ser formada entre o anel de impulso e o anel de guia. A ferramenta de ajuste 52 pode, adicionalmente, incluir um anel retentor conectado ao corpo adjacente ao recesso, tal como que por intermédio de um ou mais elemento de fixaçãoes rosqueados. Uma porção inferior do bolso pode ser formada entre o corpo e o anel retentor. Os cães podem ser dispostos no bolso e espaçados ao redor do bolso. [59] Cada um dos cães pode ser móvel em relação ao rotor e o corpo entre uma posição de retenção (mostrada) e uma posição estendida. Cada um dos cães pode ser impulsionado em um sentido à posição estendida por intermédio de um membro de desvio, tal como que por intermédio de uma mola de compressão. Cada um dos cães pode ter um gume de broca superior, um gume de broca inferior e uma abertura. Uma extremidade interna de cada uma das molas pode ser disposta contra uma superfície externa do anel de guia e uma porção externa de cada uma das molas pode ser recebida na respectiva abertura do cão. O gume de broca superior de cada um dos cães pode ser preso entre o anel de impulso e o anel de guia e o gume de broca inferior de cada um dos cães pode ser preso entre o anel retentor e o corpo. Cada um dos cães também pode ser preso entre uma extremidade inferior do anel de impulso e uma extremidade superior do anel retentor. Cada um dos cães também pode ser conectado por torção ao rotor, tal como que por intermédio de um elemento de fixação pivotante (não mostrado) recebido pelo respectivo cão e o anel de guia. [60] Uma extremidade superior de uma câmara de atuação 62 pode ser formada pela interface vedada entre o conjunto de adensamento superior 55 e o empacotador 15p. Uma extremidade inferior da câmara de atuação 62 pode ser formada pela interface vedada entre o conjunto de adensamento inferior 58 e o elemento de suspensão de revestimento 15h. A câmara de atuação 62 pode se encontrar em comunicação fluida com o orifício do conjunto de instalação de revestimento (LDA) (acima de uma sede de esfera do detentor 59), via um ou mais portais 56p formados através de uma parede do espaçador 56. [61] Alternativamente o sistema de liberação de tampão 60 pode incluir uma sede para receber a esfera 43b e um tampão de cimentação do mesmo pode funcionar/servir como o conjunto de adensamento, desta forma tornando óbvia a necessidade de ter o detentor 59 e o conjunto de adensamento inferior 58. [62] As Figuras 3A e 43B ilustram a ferramenta de operação 53. A ferramenta de operação 53 pode incluir um corpo 65, um controlador 66, uma trava 67, uma embreagem 68, e um membro de travamento 69. O corpo 65 pode ter um orifício formado através do mesmo e pode incluir duas ou mais seções tubulares 65i, o, b. Uma seção de corpo interna 65i pode ser conectada a uma seção de corpo inferior 65b, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. Um espaçador 93 pode ser disposto entre uma extremidade inferior da seção de corpo interna 65i e um acostamento formado em uma superfície interna da seção de corpo inferior 65b. Um elemento de fixação, tal como uma porca rosqueada 70, pode ser conectado a um acoplamento rosqueado formado em uma superfície externa da seção de corpo interna 65i e pode receber uma extremidade superior da seção de alojamento externa 65o. O corpo 65 também pode ter acoplamentos rosqueados formados em cada uma das extremidades longitudinais do mesmo para a conexão a ferramenta de ajuste 52 em uma extremidade superior da mesma e o agulhão 54 em uma extremidade inferior da mesma. [63] O controlador 66 pode incluir um alojamento 71, um conjunto eletrônico 72, uma fonte de energia, tal como uma bateria 73, uma antena 74, um atuador 75 e hidráulicos 76. O alojamento 71 pode ter um orificio formado através do mesmo e inclui duas ou mais seções 71 a - d. A seção de alojamento inferior 71d pode ser conectada a seção de corpo interna 65i, tal como que por intermédio de um acoplamento rosqueado 89u. A seção de alojamento inferior 71d pode receber uma extremidade inferior da seção de corpo externa 65o, desta forma conectando a seção de corpo externa a seção de corpo interna 65i. A porca 70 também pode receber uma extremidade superior de uma seção de alojamento superior 71a e uma segunda seção de alojamento 71b pode receber uma extremidade inferior da seção de alojamento superior. A segunda seção de alojamento 71b também pode receber uma extremidade superior de uma terceira seção de alojamento 71c. A seção de alojamento inferior 71d pode receber uma extremidade inferior da terceira seção de alojamento 71c, portanto conectando o alojamento 71 a seção de corpo interna 65i. [64] Alternativamente, a fonte de energia pode ser um capacitor ou um indutor ao invés da batería 73. [65] Os hidráulicos 76 podem incluir uma câmara de reservatório 76c, um pistão de balanço 76p, fluido hidráulico, tal como óleo 76f, e uma passagem hidráulica 76g. O pistão de balanço 76p pode ser disposto na câmara de reservatório 76c formada entre a seção superior do alojamento 71a e a seção de corpo interna 65i e pode dividir a câmara em uma porção superior e uma porção inferior. Um portal 70p pode ser formado através de uma parede da porca 70 e pode proporcionar comunicação fluida entre a porção superior da câmara de reservatório e a câmara compensadora 61. O óleo hidráulico 76f pode ser disposto na porção inferior da câmara de reservatório. O pistão de balanço 76p pode carregar vedações interna e externa para isolar o óleo hidráulico 76f a partir da porção superior da câmara de reservatório. [66] A segunda seção do alojamento 71b pode ter um conduto elétrico formado através de uma parede do mesmo para receber fios de guia conectando a antena 74 ao conjunto eletrônico 72 e conectando o atuador 75 ao conjunto eletrônico. A segunda seção do alojamento 71b também pode ter uma cavidade formada em uma extremidade superior da mesma para receber o atuador 75. O atuador 75 pode ser conectado ao alojamento 71, tal como por intermédio de uma fixação de interferência ou elemento de fixaçãoes. A passagem hidráulica 76g pode proporcionar uma comunicação fluida entre o atuador 75 e a trava 67. Uma porção superior da passagem hidráulica 76g pode ser formada através de uma parede da terceira seção do alojamento 71c e uma porção inferior da passagem hidráulica pode ser formada através de uma parede da seção inferior do alojamento 71d. [67] A antena 74 pode ser tubular e pode estender ao longo de uma superfície interna da seção interna do alojamento 651. A antena 74 pode incluir um revestimento interna, uma bobina e uma manga. O revestimento da antena pode ser feito a partir de um material não magnético e não condutivo tal como um polímero ou um composto, pode ter um orifício formado longitudinalmente através do mesmo, e pode ter uma ranhura helicoidal formada em uma superfície externa do mesmo. A bobina da antena pode ser enrolada na ranhura helicoidal e pode ser feita de um material eletricamente condutivo, tal como cobre ou uma liga do mesmo. A manga da antena pode ser feita de um material não magnético e não condutivo e pode isolar a bobina. Os fios de guia da antena podem ser conectados as extremidades da bobina da antena. O revestimento da antena pode ter um flange formado em uma extremidade superior do mesmo. A antena pode ser recebida em um recesso formado em uma superfície interna da seção interna do corpo 65i. O flange pode ser rosqueado e engajado com um acostamento rosqueado formado em uma superfície interna da seção interna do corpo 65i, desta forma conectando a antena 74 ao corpo 61. [68] A terceira seção do alojamento 71c pode ter um ou mais (apenas um é mostrado) bolsos formados em uma superfície externa da mesma. Embora mostrado no mesmo bolso, o conjunto eletrônico 72 e a bateria 73 podem ser dispostos em bolsos respectivos da terceira seção do alojamento 71c. O conjunto eletrônico 72 pode incluir um circuito de controle 72c, um transmissor 72t, um receptor 72r, e um controlador de motor 72m integrados sobre uma placa de circuito impresso 72b. O circuito de controle 72c pode incluir um microcontrolador (Microcontroller = MCU) , uma Memory Unit = MEM (Unidade de Memória), um relógio, e um, conversor analógico - digital. O transmissor 72t pode incluir um amplificador (Amplifier = AMP), um Modulator = MOD(Modulador), e um Oscillator = OSC (Oscilador). O receptor 72r pode incluir um Amplifier = AMP (Amplificador), um Demodulator = MOD (Demodulador) , e um Filter = FIL (Filtro) . O controlador de atuador 72m pode incluir um conversor de energia para converter um sinal de energia DC alimentado pela bateria 73 em um sinal de energia adequado para operacionalizar um motor elétrico 75m do atuador 75. O conjunto eletrônico 72 pode ser alojado em uma encapsulação. [69] A Figura 1D ilustra a etiqueta de identificação de frequência de rádio (RFID) 45. A etiqueta de identificação de frequência de rádio (RFID) 45 pode ser uma etiqueta passiva e pode incluir um conjunto eletrônico e uma ou mais antenas alojadas em uma encapsulação. O conjunto eletrônico pode incluir uma unidade de memória, um transmissor e um gerador de energia de rádio frequência (Radio Frequency = RF) para operar o transmissor. A etiqueta de identificação de frequência de rádio (RFID) 45 pode ser programada com um sinal de comando endereçado a ferramenta de operação 53. A etiqueta de identificação de frequência de rádio (RFID) 45 pode ser operável para transmitir um sinal de comando sem fio 49c (Figura 4A) , tal como um sinal de comando digital e eletromagnético para a antena 74 em resposta ao recebimento de um sinal de ativação 49a da mesma. O microcontrolador (MCU) do circuito de controle 72c pode receber o sinal de comando 49c e operar o atuador 75 em resposta ao recebimento do sinal e comando. [70] A Figura 1E ilustra uma etiqueta de identificação de frequência de rádio (RFID) 46 alternativa. Alternativamente, a etiqueta identificação de frequência de rádio (RFID) 45 pode, ao invés de ser uma identificação sem fio e plataforma sensor (Wireless Identification and Sensing Platform = WISP) identificação de frequência de rádio (RFID) 46. A etiqueta identificação sem fio e plataforma sensor (WISP) 46 pode adicionalmente ter um micro controlador microcontrolador (MCU) e uma receptor para receber, processar e armazenar dados a partir da ferramenta de operação 53. Alternativamente, a etiqueta identificação de frequência de rádio (RFID) pode ser uma etiqueta ativa tendo uma batería a bordo energizando um transmissor ao invés de ter um gerador de energia RF ou a etiqueta identificação sem fio e plataforma sensor (WISP) pode ter uma batería a bordo para auxiliar nas funções de manipulação de dados. A etiqueta ativa pode adicionalmente incluir uma segurança, tal como um interruptor de pressão, de tal maneira que a etiqueta não começa a transmitir até que a etiqueta se encontre no orifício de poço. [71] Novamente com referência as Figuras 3A e 3B, o atuador 75 pode incluir o motor elétrico 75m, uma bomba 75p, uma válvula de controle, tal como uma válvula de carretei 75v e um sensor de pressão (não mostrado). O motor elétrico 75m pode incluir um estator em uma comunicação elétrica com um controlador de motor 72m e um cabeçote em comunicação eletromagnética com o estator para ser ali operado. O cabeçote de motor pode ser operado longitudinalmente ou por torsão. A bomba 75p pode ter um estator conectado ao estator do motor e um cilindro conectado ao cabeçote do motor (diretamente ou via uma rosca de guia) para ser ali recíproco. A bomba 75p pode ter uma entrada em comunicação fluida com a porção inferior da câmara de reservatório 76g e uma saída em comunicação fluida com a passagem hidráulica 76g. A válvula de carretei 75v pode seletivamente proporcionar uma comunicação fluida entre o pistão da bomba e a entrada ou sarda dependendo do curso. A válvula de carretei 75v pode ser operada mecânica, elétrica ou hidraulicamente. O sensor de pressão pode se encontrar em comunicação fluida com a sarda da bomba e o microcontrolador (MCU) (microcontrolador) pode estar em comunicação elétrica com o sensor de pressão para determinar quando a trava 67 foi liberada por intermédio da detecção de um aumento de pressão correspondente na sarda da bomba 75p. [72] O membro de travamento 69 pode conectar longitudinalmente e por torção a coluna de revestimento 15 a uma porção superior do conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d. O membro de travamento 69 pode incluir uma tampa de pressão 77, um elemento de fixação longitudinal, tal como uma porca flutuante 90, e um membro de desvio, tal como uma mola inferior de compressão 84b. A tampa de pressão 77 pode ter um acostamento superior 77u formado em uma superfície externa da mesma e, adjacente a uma extremidade superior da mesma 77t, uma porção média ampliada 77m, um acostamento inferior 77b formado em uma superfície externa da mesma, um elemento de fixação por torsão, tal como uma chaveta 77k, formada em uma superfície externa da mesma, uma rosca de guia 77d formada em uma superfície interna da mesma, e um acostamento de mola 77s formado em uma superfície interna da mesma. A chaveta 77k pode casar com um perfil por torsão, tal como um acastelamento formado em uma extremidade superior do empacotador 15p e a porca flutuante 90 pode ser aparafusada em cães rosqueados do empacotador. A trava 67 pode ser disposta sobre a seção interna do corpo 65i para prevenir contra a liberação prematura do membro de travamento 69 a partir da coluna de revestimento 15. A embreagem 68 pode conectar seletivamente por torção a tampa de pressão 77 ao corpo 65. [73] A trava 67 pode incluir um pistão 78, um tampão 79, um elemento de fixação, tal como um cão 80, e uma manga 81. O tampão 79 pode ser conectado a uma superfície externa da seção interna do corpo 65i, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. O tampão 79 pode carregar uma vedação interna e uma vedação externa. A vedação interna pode isolar uma interface formada entre o tampão e o corpo 65 e a vedação externa pode isolar uma interface formada entre o tampão e o pistão 78. O pistão 78 pode ser longitudinalmente móvel em relação ao corpo 65 entre uma posição superior (Figura 4B) e uma posição inferior (mostrada). O pistão 78 pode, inicialmente, ser preso ao tampão 79, tal como que por intermédio de um elemento de fixação de cisalhamento 82. Na posição inferior, o pistão 78 pode ter uma porção superior disposta ao longo de uma superfície externa da seção inferior do alojamento 71d, uma porção média disposta ao longo de uma superfície externa do tampão 79, e uma porção inferior recebida pela manga da trava 81, desta forma travando o cão 80 em uma posição retraida. O pistão 78 pode carregar uma vedação interna na seção superior para isolar uma interface formada entre o corpo 65 e o pistão. Uma câmara de atuação 83 pode ser formada entre o pistão 78, o tampão 79 e a seção interna do corpo 65i. Uma extremidade inferior da passagem hidráulica 76g pode estar em comunicação fluida com a câmara de atuação 83. [74] A manga da trava 81 pode ter uma porção superior disposta ao longo de uma superfície externa da seção interna do corpo 65i e uma porção inferior ampliada. A manga da trava 81 pode ter uma abertura formada através de uma parede da mesma para ali dentro, receber o cão 80. O cão 80 pode ser radialmente móvel entre a posição retraída (mostrada) e uma posição estendida (Figura 4D). Na posição retraída, o cão 80 pode estender em uma ranhura formada em uma superfície externa da seção interna do corpo 65i, desta forma prendendo a manga da trava 81 ao corpo 65. A ranhura pode ter uma extremidade superior adelgaçada para empurrar o cão 80 para a posição estendida em resposta ao movimento longitudinal relativo entre as mesmas. [75] A embreagem 68 pode incluir um membro de desvio, tal como uma mola de compressão superior 84u, um mancai de pressão 85, uma engrenagem 86, uma porca de guia, e um acoplamento de torção, tal como uma chaveta 88. O mancai de pressão 85 pode ser disposto na porção inferior da manga da trava e contra um acostamento formado em uma superfície externa da seção interna do corpo 65i. Uma arruela de mola 92 pode ser disposta adjacente a uma parte inferior do mancai de pressão 85 e pode receber uma extremidade superior da mola da embreagem 84u, desta forma desviando o mancai de pressão 85 contra o acostamento do corpo da ferramenta de operação. [76] A seção interna do corpo 65i pode ter um perfil por torsão, tal como um rasgo de chaveta formado em uma superfície externa da mesma adjacente a uma extremidade inferior da mesma. A chaveta 88 pode ser disposta no raso de chaveta. A chaveta 88 pode ser mantida no rasgo de chaveta por intermédio de ser retida entre um acostamento formado em uma superfície externa da seção inferior do corpo 65i e um acostamento formado em uma extremidade superior da seção inferior do corpo 65b. [77] A engrenagem 86 pode ser conectada as tampa de pressão 77, tal como que por intermédio de um elemento de fixação rosqueado 89b, e pode ter dentes formados em uma superfície interna da mesma. Sujeita a trava 67, a engrenagem 86 e a tampa de pressão 77 podem ser móveis entre uma posição superior (Figura 4D) e uma posição inferior (mostrada). Na posição inferior, os dentes da engrenagem podem engrenar com a chaveta 88, desta forma conectando por torção a tampa de pressão 77 ao corpo 65. A porca de guia 87 pode ser engajada com a rosca de guia 77d e ter um rasgo de chaveta formado em uma superficie interna da mesma e engajada com a chaveta 88, desta forma conectando longitudinalmente a porca de guia e a tampa de pressão 77 enquanto proporcionando uma liberdade de torção entre os mesmos e conectando por torção a porca de guia e o corpo 65 enquanto proporcionando uma liberdade de torção entre os mesmos. Uma extremidade inferior da mola de embreagem 84u pode ser escorada contra uma extremidade superior da engrenagem 86. A tampa de pressão 77 e a engrenagem 86 podem, inicialmente, ser retida entre uma extremidade inferior da manga da trava 81 e um acostamento formado em uma superficie externa da chaveta 88. [78] O acostamento da mola 77s da tampa de pressão 77 pode receber uma extremidade superior da mola de membro de travamento 84b. Uma extremidade inferior da mola de membro de travamento 84b pode ser recebida por um acostamento formado em uma extremidade superior da porca flutuante 90. Um anel de pressão 91 pode ser disposto entre a porca flutuante 90 e uma extremidade superior da seção inferior do corpo 65. A porca flutuante 90 pode ser impulsionada contra o anel de pressão 91 por intermédio da mola de membro de travamento 84b. A porca flutuante 90 pode ter um rosqueamento formado em uma superfície externa da mesma. O rosqueamento pode ser na mão oposta, tal como um no sentido anti -horário em relação ao restante dos rosqueamentos da coluna operacional 9. A porca flutuante 90 pode ser conectada por torção ao corpo 65 tendo um rasgo de chaveta formado ao longo de uma superfície interna da mesma e recebendo a chaveta 88, desta forma proporcionado uma liberdade em um sentido para cima da porca flutuante em relação ao corpo enquanto mantendo ali, uma conexão por torção. Os rosqueamentos da porca de guia 87 e da rosca de guia 77d podem ter um afastamento mais fino, na mão oposta, e um maior número do que os rosqueamentos da porca flutuante 90 e dos cães empacotadores para facilitar um menor deslocamento longitudinal (e oposto) por rotação da porca de guia em relação à porca flutuante. [79] Novamente com referência as Figuras 2C e 2D, o conjunto de adensamento superior 55 pode incluir uma tampa, um corpo, um conjunto de vedação interna, tal como um empilhamento de vedação, um conjunto de vedação externa, tal como um cartucho, um ou mais elemento de fixaçãoes, tais como cães, uma manga de trava, um adaptador, e um detentor. O conjunto de adensamento superior 55 pode ser tubular e ter orifício formado através do mesmo. O aguilhão 54 pode ser recebido através do orifício do conjunto de adensamento e uma extremidade superior do espaçador 56 pode ser presa a uma extremidade inferior do conjunto de adensamento superior 55. O conjunto de adensamento superior 55 pode ser preso ao empacotador 15p por intermédio do engajamento dos cães com uma superfície interna do empacotador. [80] O empilhamento de vedação pode ser disposto em uma ranhura formada em uma superfície interna do corpo. O empilhamento de vedação pode ser conectado ao corpo por intermédio de uma retenção entre um acostamento da ranhura e uma face inferior da tampa. O empilhamento de vedação pode incluir um adaptador superior, um conjunto superior de uma ou mais vedações direcionais, um adaptador central, um conjunto inferior de uma ou mais vedações direcionais, e um adaptador inferior. O cartucho pode ser disposto em uma ranhura formada em uma superfície externa do corpo. O cartucho pode ser conectado ao corpo por intermédio de uma retenção entre um acostamento da ranhura e uma extremidade inferior da tampa. O cartucho pode incluir uma gaxeta de vedação e um ou mais conjuntos de vedação (dois são mostrados). A gaxeta de vedação pode ter uma ranhura formada em uma superfície externa da mesma para receber cada um dos conjuntos de vedação. Cada um dos conjuntos de vedação pode incluir uma vedação, tal como um anel com o formato de um S, e um par de elementos antiextrusão, tal como molas elásticas. [81] O corpo também pode carregar uma vedação, tal como um anel no formato de um O, para isolar uma interface formada entre o corpo e a gaxeta de vedação. O corpo pode ter um ou mais (dois são mostrados) portais de equalização formados através de uma parede do mesmo localizado adjacentemente abaixo da ranhura do cartucho. O corpo pode adicionalmente ter um acostamento parador formado em uma superfície interna do mesmo adjacente aos portais de equalização. A manga da trava pode ser disposta em um orifício do corpo e longitudinalmente móvel em relação ao mesmo entre uma posição inferior e uma posição superior. A manga da trava pode ser parada na posição superior por intermédio do engajamento de uma extremidade superior da mesma com o acostamento parador e, mantida na posição inferior por intermédio de um batente. O corpo pode ter uma ou mais aberturas formadas através do mesmo e espaçadas ao redor do corpo para receber ali mesmo, um respectivo cão. [82] Cada um dos cães pode estender em uma ranhura formada em uma superfície interna do empacotador 15p, desta forma prendendo uma porção inferior do conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d no empacotador 15p. Cada um dos cães pode ser radialmente móvel em relação ao corpo entre uma posição estendida (mostrada) e uma posição retraida. Cada um dos cachorros pode ser estendido por intermédio de uma interação com um perfil de carne formado em uma superfície externa da manga da trava. A manga da trava pode, adicionalmente, ter um cone cônico formado em uma parede da mesma e dedos de pinça estendendo a partir do cone cônico para uma extremidade inferior da mesma. O detentor/batente pode incluir os dedos de pinça e uma ranhura complementar formada em uma superfície interna do corpo. O batente pode resistir ao movimento da manga da trava a partir da posição inferior para a posição superior. [83] O conjunto de adensamento inferior 58 pode incluir um corpo e um ou mais conjuntos de vedação (dois são mostrados). O corpo pode ter acoplamentos rosqueados formados em cada uma das extremidades longitudinais do mesmo para a conexão com o espaçador 56 na extremidade superior do mesmo e o detentor 59 em uma extremidade inferior do mesmo. Cada conjunto de vedação pode incluir uma vedação direcional, tal como uma vedação de taça, uma vedação interna, uma gaxeta de vedação e uma arruela. A vedação interna pode ser disposta em uma interface forma entre a vedação de taça e o corpo. A gaxeta de vedação pode ser presa ao corpo de tal maneira como que por intermédio der um anel de pressão. A vedação de taça pode ser conectada a gaxeta de vedação tal como que por intermédio de moldagem ou fixação por pressão. Um diâmetro externa da vedação de taça pode corresponder a um diâmetro interna do elemento de suspensão de revestimento 15h, tal como sendo levemente maior do que o diâmetro interna. A vedação de taça pode ser orientada para engajar de forma vedante a superfície interna do elemento de suspensão de revestimento em resposta a uma pressão no orifício do conjunto de instalação de revestimento (LDA) sendo maior do que a pressão no orifício da coluna de revestimento (abaixo do elemento de suspensão de revestimento). [84] O detentor 59 pode incluir um corpo e uma sede para receber a esfera 43b e prender ao corpo, tal como que por intermédio de um ou mais elemento de fixaçãoes de cisalhamento. A sede também pode ser ligada ao corpo por intermédio de um carne e um seguidor. Uma vez que a esfera 43b seja detida, a sede pode ser liberada a partir do corpo por intermédio de um limiar de pressão exercido sobre a esfera. Uma vez liberada, a sede e a esfera 43b podem oscilar em relação ao corpo em uma câmara de captura, desta forma reabrindo o orifício de conjunto de instalação de revestimento (LDA). [85] O sistema de liberação de tampão 60 pode incluir um lançador e um tampão de cimentação, tal como um tampão de ressalto. O lançador pode incluir um alojamento tendo um acoplamento rosqueado formado em uma extremidade superior do mesmo para a conexão com a extremidade inferior do detentor 59 e uma porção de membro de travamento. O tampão de ressalto pode incluir um corpo e uma vedação de ressalto. O corpo pode ter uma porção de um membro de travamento, tal como um perfil externa, engajado com a porção de membro de travamento do lançador, desta forma prendendo o tampão ao lançador. O corpo do tampão pode, adicionalmente, ter um perfil de atracação formado em uma superfície interna do mesmo. O perfil de atracação pode ter um acostamento de atracação, um perfil de membro de travamento interna, e um orificio de vedação para receber o dardo 43d. O dardo 43d pode ter um acostamento de atracação complementar, uma vedação de atracação e um elemento de fixação para engajar o perfil de membro de travamento interna, desta forma conectando o dardo e o tampão de ressalto. O corpo do tampão pode ser feito a partir de um material perfurante, tal como ferro fundido, metal não ferroso ou uma liga, composto de fibras reforçado, ou um polimero engenhado, e a vedação de ressalto pode ser feita a partir de um elastômero ou um copolimero elastomérico. [86] As Figuras 4A - 4F ilustram a operação da ferramenta de operação 53. Uma vez que coluna de revestimento 15 tenha sido avançada no orificio de poço 24 por intermédio da coluna operacional 9 até uma profundidade de instalação desejada e o cabeçote de cimentação 7 tenha sido instalado, o condicionador 100 pode ser circulado pela bomba de cimento 13 através da válvula 41 para preparar para o bombeamento da pasta fluida de cimento 81. O lançador de esferas 7b pode então ser operado e o condicionador 100 pode propulsionar a esfera 43b para baixo da coluna operacional 9 até o detentor 59. Uma vez que a esfera 43b é atracada na sede detentora, o bombeamento pode continuar para aumentar a pressão no orificio de conjunto de instalação de revestimento (LDA)/câmara de atuação 62. [87] Uma vez que um primeiro limiar de pressão é atingido, um pistão do elemento de suspensão de revestimento 15h pode ajustar os deslizamentos do mesmo contra revestimento 25. O bombeamento pode continuar até que um segundo limiar de pressão é atingido e a sede detentora é liberada a partir do corpo detentor, desta forma continuando a circulação do condicionador 100. [88] O ajuste do elemento de suspensão de revestimento 15h pode ser confirmado, tal como que por intermédio de puxar a coluna operacional 9. O lançador de etiqueta 44 pode então ser operado para lançar a etiqueta identificação de frequência de rádio (RFID) 45 no condicionador 100 com um bombeamento continuo para transportar a etiqueta identificação de frequência de rádio (RFID) para a ferramenta de operação 53. A etiqueta 45 pode transmitir o sinal de comando 49c para a antena 74 conforme a etiqueta passa por ali. O microcontrolador (MCü) pode receber o sinal de comando a partir da etiqueta 45 e pode operar o controlador de motor 72m para energizar o motor 75m e operar a bomba 75p. A bomba 75p pode injetar o fluido hidráulico 76f na câmara de atuação 83 através da passagem 765g, desta forma pressionando a câmara e exercendo pressão sobre o pistão 78. Uma vez que um limiar de pressão sobre o pistão 78 tenha sido atingido, o elemento de fixação de cisalhamento 82 pode fraturar, desta forma liberando o pistão 78. O pistão 78 pode percorrer em um sentido para cima até que uma extremidade superior do mesmo engaje um acostamento formado em uma superfície externa da seção inferior do alojamento 71d, desta forma paralisando o movimento. [89] A coluna de operação 9 pode então ser abaixada/rebaixada 101, desta forma carregando a tampa de pressão 77 e a manga da trava 81 em um sentido para baixo até que o acostamento inferior 77b engaje um acostamento de atracação formado em uma superfície interna do empacotador 15p. A rebaixamento continuo 101 da coluna operacional 9 pode fazer com que o acostamento do empacotador exerça uma força reacionária sobre a tampa de pressão 77 e a manga da trava 81, desta forma empurrando o cão 80 contra o adelgaçamento da ranhura. O cão 80 pode ser empurrado para a posição estendida, desta forma liberando a tampa de pressão 77 e a manga da trava 81. O rebaixamento 101 da coluna operacional 9 pode continuar, desta forma desengajando a engrenagem 86 a partir da chaveta 88. O rebaixamento 101 pode ser paralisado por intermédio do engajamento da extremidade superior da tampa de pressão 77t com a extremidade inferior da arruela da mola 92. A coluna operacional 9 pode então ser rotada 8 a partir da superficie por intermédio do motor superior 5 fazer com que a porca de guia 87 percorra em um sentido para baixo da rosca de guia da tampa de pressão 77d enquanto a porca flutuante 90 percorre em um sentido para cima em relação aos cães rosqueados do empacotador 15p. A porca flutuante 90 pode desengajar a partir dos cães rosqueados ante de a porca de guia 87 sair por baixo (ser retirada) da passagem rosqueada. A rotação 8 pode ser paralisada por intermédio da porca de guia 87 ser paralisada contra uma extremidade inferior da rosca de guia 77d, desta forma restaurando a conexão por torção entre a tampa de pressão 77 e o corpo 65. [90] Uma porção superior da coluna operacional 9 pode então ser elevada/içada e então rebaixada para confirmar a liberação da ferramenta de operação 53. A coluna operacional 9 e a coluna de revestimento podem ser rotadas 8 a partir da superficie por intermédio do motor superior 5 e a rotação pode continuar durante a operação de cimentação. A pasta fluida de cimento (não mostrada) pode ser bombeada a partir do misturador/agitador 42 no anel de amarração de cimentação 7c através da válvula 41 por intermédio da bomba de cimento 13. A pasta fluida de cimento 81 pode fluir no lançador 7d e der desviada passando pelo dardo 43d através do desviador e as passagens de desvio. Uma vez que a quantidade desejada de pasta fluida de cimento tenha sido bombeada, o dardo de cimentação 43d pode ser liberado a partir do lançador 7d por intermédio da operação do atuador do lançador de tampão. Um fluido cinzelador 109 pode ser bombeado no anel de amarração de cimentação 7c através da válvula 41 por intermédio da bomba de cimento 13. Um fluido cinzelador pode ser bombeado no anel de amarração de cimentação 7c através da válvula 41 da bomba de cimento 13.0 fluido cinzelador pode fluir no lançador 7d e ser forçado atrás do dardo 43 por intermédio do fechamento das passagens de desvio, desta forma propulsionando o dardo no orifício do coluna operacional. O bombeamento do fluido cinzelador por intermédio da bomba de cimento 13 pode continuar até que cimento residual no conduto de descarga de cimento tenha sido depurado. O bombeamento do fluido cinzelador 82 pode então ser transferido para a bomba de lama 34 por intermédio do fechamento da válvula 41 e pela abertura da válvula 6. [91] O dardo 43 e a pasta fluida de cimento podem ser direcionados e introduzidos através do orifício da coluna operacional pelo fluido cinzelador até que o dardo atraque sobre o tampão de ressalto do sistema de liberação de tampão 60, desta forma fechando um orifício do mesmo. O bombeamento contínuo do fluido cinzelador pode exercer pressão sobre o dardo sediado 43d até que o tampão de ressalto seja liberado a partir do conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d. Uma vez liberados, o dardo e o tampão de ressalto combinados, podem ser direcionados através do orifício de revestimento pelo fluido cinzelador, desta forma, direcionado a pasta fluida de cimento através do colarinho de atracação e sapata de alargamento 15s na coroa anular 48. O bombeamento do fluido cinzelador pode continuar até quando o dardo e o tampão de ressalto combinados atracarem sobre o colarinho 15c. Uma vez que o dardo e o tampão de ressalto combinados tenham atracado, o bombeamento do fluido cinzelador pode ser paralisado e a porção superior da coluna operacional é elevada até que a ferramenta de ajuste 52 saia do receptáculo polido de poço (PBR) 15r. A porção superior da coluna operacional pode então ser rebaixada até que a ferramenta de ajuste 52 atraque por sobre a parte de cima do receptáculo polido de poço (PBR) 15r. O peso pode então ser exercido sobre o receptáculo polido de poço (PBR) 15r para ajustar o empacotador 15p. Uma vez que o empacotador 15p tenha sido ajustado, a rotação 8 da coluna operacional 9 pode ser paralisada. O conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d pode então ser elevado/içado a partir da coluna de revestimento 15 e o fluido cinzelador circulado para lavar o excesso de pasta fluida de cimento. A coluna operacional 9 pode então ser recuperada para a unidade de perfuração móvel maritima (MODU) Im. [92] Alternativamente, a etiqueta identificação de frequência de rádio (RFID) 45 pode ser embutida na esfera 43b, tal como em uma periferia da mesma. Desta forma tornando óbvia a necessidade para o lançador de etiqueta 44 e o microcontrolador (MCU) pode operar a atuador depois de um período de tempo pré -determinado suficiente para ajustar o elemento de suspensão de revestimento 15h e a operação do detentor 59. Em uma variante adicional desta alternativa, o conjunto eletrônico 72 pode incluir um sensor de pressão em comunicação fluida com o orificio do corpo e o microcontrolador (MCU) pode operar o atuador 75 uma vez que uma pressão pré - determinada tenha sido atingida (depois de receber op sinal de comando) correspondendo ao segundo limiar de pressão. Alternativamente, o conjunto eletrônico pode incluir um sensor de proximidade ao invés da antena e esfera pode ter alvos embutidos na periferia da mesma para a detecção do mesmo por intermédio do sensor de proximidade. [93] As Figuras 5A e 5B ilustram uma ferramenta de operação alternativa 110 para o uso com o conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d, de acordo com outra realização desta invenção. A ferramenta de operação 110 pode ser usada com o conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d ao invés da ferramenta 53. A ferramenta de operação 110 pode incluir um corpo 115, um controlador 66 a, um fecho deliberação 117, um mecanismo de desligamento de segurança 118 e um membro de travamento 119. O corpo 115 pode ter um orificio formado através do mesmo e inclui duas ou mais seções tubulares 115 u,i, 65o. Uma seção interna do corpo 115i pode ser conectada a uma seção superior do corpo 115u, tal como que por intermédio de acoplamentos rosqueados. Um elemento de fixação, tal como uma porca rosqueada 120, pode ser conectado a um acoplamento rosqueado formado em uma superfície externa da seção interna do corpo 115i e pode receber uma extremidade superior da seção interna do alojamento 65o. O corpo 115 também pode ter acoplamentos rosqueados formado em cada uma das extremidades longitudinais do mesmo para a conexão a ferramenta de ajuste 52 em uma extremidade superior da mesma e o aguilhão 54 em uma extremidade inferior do mesmo. [94] O controlador 66 a pode incluir um alojamento 121, o conjunto eletrônico 72, uma fonte de energia, tal como uma bateria 73, uma antena 74, o atuador 75 e hidráulicos 126. O alojamento 121 pode ter um orificio formado através do mesmo e pode incluir duas ou mais seções tubulares 71 a - c, 121d. Uma seção inferior do alojamento 121d pode ser conectada a seção interna do corpo 115i, tal como por intermédio do elemento de fixação rosqueado 89u. A seção inferior do alojamento 121d pode receber uma extremidade inferior da seção externa do corpo 65o, desta forma conectando a seção externa do corpo a seção interna do corpo 115i. A porca 120 também pode receber uma extremidade superior de uma seção superior do alojamento 71a e uma segunda seção do alojamento 71b pode receber uma extremidade inferior da seção superior do alojamento. A segunda seção do alojamento 71b também pode receber uma extremidade superior de uma terceira seção do alojamento 71c. A seção inferior do alojamento 121d pode receber uma extremidade inferior da terceira seção do alojamento 71c, desta forma conectando o alojamento 71 a seção interna do corpo 115i. [95] Alternativamente, a fonte de energia pode ser um capacitor ou um indutor ao invés da bateria 73. [96] Os hidráulicos 126 podem incluir a câmara reservatório 76c, o pistão de balanço 76f, fluido hidráulico tal como o óleo 76f e uma passagem hidráulica 126g uma passagem de retorno 70r, e uma passagem de atuação 70a. O pistão de balanço 76f pode ser disposto na câmara de reservatório 76c formada entre a seção superior do alojamento 71a e a seção interna do corpo 115i e podem dividir a câmara em uma seção superior e uma seção inferior. Um portal 120p pode ser formado através de uma parede da porca 120 e pode proporcionar comunicação fluida entre porção superior da câmara de reservatório e a câmara compensadora 61. O óleo hidráulico 76f pode ser disposto da porção inferior da câmara do reservatório. O pistão de balanço 76p pode carregar vedações interna e externa para o isolamento do óleo hidráulico 76f a partir da porção superior da câmara do reservatório. [97] A passagem hidráulica 126g pode proporcionar uma comunicação fluida entre o atuador 75 e o fecho de liberação 117. Uma porção inferior da passagem hidráulica 126 pode ser formada através de uma parede da Terceira seção do alojamento 71c, uma porção média da passagem hidráulica pode ser formada através de uma parede da seção inferior do alojamento 121d, e uma porção superior da passagem hidráulica pode ser formada em uma parede da seção interna do alojamento 115i. Uma extremidade superior da passagem hidráulica 126g pode estar em comunicação fluida com um pistão 128 do fecho de liberação 117. [98] O membro de travamento 119 pode longitudinalmente e por torção conectar a coluna de revestimento 15 a uma porção superior do conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d. O empacotador de revestimento 15p pode ser levemente modificado para acomodar a ferramenta de operação 110 por intermédio da substituição dos cães rosqueados por uma ranhura. O membro de travamento 119 pode incluir uma manga de torque 127, um elemento de fixação longitudinal, tal como uma pinça 130, e uma sede de pinça 131. A pinça 130 pode ter uma porção de base superior e dedos estendendo a partir da porção de base até uma extremidade inferior da mesma. Os dedos da pinça podem ser radialmente móveis entre uma posição engajada (mostrada) e uma posição desengajada (não mostrada) por intermédio da interação com a manga de torque 127 e a sede da pinça 131. Cada um dos dedos da pinça pode ter uma aleta formada em uma extremidade inferior da mesma. Os dedos da pinça podem estar em cantiléver a partir da base da pinça e ter uma rigidez impulsionando as aletas em um sentido a posição engajada. A sede da pinça 131 pode receber as aletas na posição engajada, desta forma travando os dedos na posição engajada. A manga de torque 127 pode ser conectada a seção superior do alojamento 115u, tal como que por intermédio de acoplamentos de baioneta, e pode ter uma porção inferior ampliada 127e. A porção inferior ampliada 127e pode ter um elemento de fixação por torsão, tal como um perfil de acastelamento 127c formado em uma superfície externa da mesma. Uma parte inferior do perfil de acastelamento pode servir como um acostamento de atracação 127s. Uma extremidade inferior da manga de torque pode ter um perfil de fecho de liberação 127r ali formado. [99] O fecho de liberação 117 pode incluir o pistão 128, um acostamento formado em uma superfície externa da seção interna do alojamento 115i, o perfil de fecho de liberação 127r, um mantenedor 132, um detentor, um elemento de fixação de cisalhamento 134, uma tampa 135 e um parador 136. O acostamento de fecho de liberação pode carregar uma vedação externa. A vedação externa pode isolar uma interface formada entre o acostamento de fecho de liberação e o pistão 128. O pistão 128 pode ser longitudinalmente móvel em relação ao corpo 115 entre uma posição superior (não mostrada) e uma posição inferior (mostrada). Inicialmente, o pistão 128 pode ser preso à seção interna do alojamento 115i por intermédio do elemento de fixação de cisalhamento 134. O pistão 128 pode carregar uma vedação interna para isolar uma interface formada entre a seção interna do alojamento 115i e o pistão. Uma face de atuação do pistão 128 pode ser formada entre a vedação interna e a vedação externa e pode estar em comunicação fluida com a extremidade superior da passagem hidráulica. O mantenedor 132 pode ser conectado a pinça 130, tal como que por intermédio de um acoplamento rosqueado formado em uma extremidade superior da base da pinça e um acoplamento rosqueado formado em uma extremidade inferior do mantenedor. A conexão rosqueada pode ser presa por um elemento de fixação rosqueado. [100] O detentor pode incluir um elemento de fixação, tal como um anel de pressão 133, e uma ranhura complementar formada em uma superficie externa da seção interna do alojamento 115i. O anel de pressão 133 pode ser radialmente deslocado entre uma posição estendida (mostrada) e uma posição retraida (não mostrada) e pode ser desviada em um sentido a posição retraida. A base da pinça pode ter um recesso formado em uma superficie interna da mesma para receber o anel de pressão 133. O anel de pressão 133 pode ser retido entre um acostamento do recesso e uma extremidade inferior do mantenedor 132, desta forma conectando o anel de pressão a base da pinça e ao mantenedor. A tampa 135 pode ser conectada ao mantenedor 132, tal como que por intermédio de um acoplamento rosqueado formado em uma extremidade superior do mantenedor e um acoplamento rosqueado formado em uma extremidade inferior da tampa. A conexão rosqueada pode ser presa por intermédio de um elemento de fixação rosqueado. O parador 136 pode ser um elemento de fixação, tal como um anel de pressão, carregado em uma ranhura formada em uma superficie externa da seção interna do alojamento 1151. A tampa 135 pode ter uma ranhura formada em uma extremidade superior da mesma para o engajamento com o parador 136. [101] Quando em operação, o microcontrolador (MCü) pode receber o sinal de comando a partir da etiqueta identificação de frequência de rádio (RFID) 45 de uma maneira similar aquele discutido acima para a ferramenta de operação 53. O microcontrolador (MCü) podem então operar o controlador de motor para energizar o motor e operar a bomba do atuador 75. A bomba do atuador pode injetar o fluido hidráulico 76f através da passagem 126g e para a face do pistão, desta forma exercendo pressão no pistão 128. Uma vez que o limiar de pressão sobre o pistão 128 tenha sido atingido, o elemento de fixação de cisalhamento pode fraturar, desta forma liberando o pistão. O pistão 128 pode percorrer em um sentido para cima e engajar a base da pinça. O pistão 128 pode continuar o movimento em um sentido para cima enquanto carregando a pinça 130, o mantenedor 132 e a tampa 135 em um sentido para cima até que as aletas da pinça engajem o perfil do fecho de liberação 127r, desta forma empurrando os dedos radialmente em um sentido para dentro. Durante o movimento em um sentido para cima do pistão 128, o anel de pressão 133 pode alinhar e entrar na ranhura detentora, desta forma prevenindo o reengajamento das aletas da pinça. O movimento do pistão 128 pode continuar até que a tampa 135 engaje o parador 136, desta forma assegurando o desengajamento completo dos dedos da pinça. [102] O mecanismo de desligamento de segurança 118 pode incluir os acoplamentos de baioneta, um elemento de fixação de cisalhamento, um membro de desvio, tal como uma mola de compressão, e uma arruela de mola. No evento de que a coluna de revestimento 15 se torne presa no orifício de poço 24 durante a instalação, o desligamento de segurança 118 pode ser operado para liberar a pinça 130 a partir do empacotador de revestimento 15p. O desligamento de segurança 118 pode ser operado por intermédio do ajuste do peso da coluna operacional 9 por sobre a coluna de revestimento presa 15, desta forma liberando as aletas da pinça a partir da sede 131 e fraturando o elemento de fixação de cisalhamento. A coluna operacional 9 pode então ser rotada, desta forma rotando a seção interna do alojamento 115i em relação a manga de torque 127 e liberando a junta de baioneta. A coluna operacional 9 e o conjunto de instalação de revestimento podem então ser recuperadas/resgatadas a partir do orifício de poço 24. [103] Alternativamente, a ferramenta de ajuste 53 pode incluir o mecanismo de desligamento de segurança 118. Alternativamente, a ferramenta de ajuste 53 e ou a ferramenta de ajuste 110 pode incluir um mecanismo de desligamento de segurança hidráulico. O mecanismo de desligamento de segurança hidráulico pode incluir um portal conectando a passagem hidráulica a um orifício da ferramenta de ajuste e fechado por um dispositivo de alívio de pressão, tal como um disco de ruptura. Caso o controlador falhe na operação da ferramenta de ajuste, um tampão de bombeamento para baixo, tal como uma esfera, pode ser lançada e o conjunto de instalação de revestimento (LDA) 9d pode incluir uma sede de desligamento de segurança para receber a esfera. Uma vez pega, a pressão no orificio do conjunto de instalação de revestimento (LDA) pode ser aumentada até que o disco de ruptura seja rompido e a pressão no orifício possa então ser usada para operar a ferramenta de ajuste. Alternativamente, qualquer um dos controladores pode ser usado como um desligamento de segurança e, a respectiva ferramenta de ajuste pode ser primariamente operada usando a esfera 43b. [104] Enquanto o acima mencionado é direcionado as realizações da presente invenção, outras e adicionais realizações da invenção podem ser idealizadas sem partir do escopo básico desta invenção, e o escopo da invenção é determinado pelas reivindicações anexas.
Claims (16)
1 . Ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um orifício de poço, caracterizado pelo fato que compreende: um corpo tubular; um membro de travamento para conectar de uma forma liberável a coluna de tubos ao corpo, compreendendo: um elemento de fixação longitudinal para engajar um perfil longitudinal da coluna de tubos; um elemento de fixação por torção para engajar um perfil de torção da coluna de tubos; uma trava móvel entre uma posição travada e uma posição destravada, a trava mantendo o membro de travamento engajado na posição travada; um atuador operável para pelo menos mover a trava a partir da posição travada para a posição destravada; e um conjunto eletrônico em comunicação com o atuador para operar o atuador em resposta à recepção de um sinal de comando.
2. Ferramenta de operação de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato que adicionalmente compreende uma antena disposta no corpo e em comunicação com um orifício da ferramenta de operação para receber o sinal de comando.
3. Ferramenta de operação de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato que: o elemento de fixação longitudinal é uma porca conectada por torção ao corpo, e a ferramenta de operação adicionalmente compreende uma embreagem para seletivamente por torção conectar o elemento de fixação por torção ao corpo.
4. Ferramenta de operação de acordo com a reivindicação 3, caracterizada pelo fato que adicionalmente compreende uma mola de compressão disposta entre a porca e a embreagem e tensionando a porca em engajamento com o corpo.
5. Ferramenta de operação de acordo com a reivindicação 3, caracterizada pelo fato que: o atuador compreende um motor elétrico e uma bomba, e a trava compreende um pistão prendendo a embreagem ao corpo.
6. Ferramenta de operação de acordo com a reivindicação 3, caracterizada pelo fato que: o membro de travamento adicionalmente compreende uma tampa de impulsão tendo o elemento de fixação por torção, a embreagem compreende uma engrenagem presa à tampa de impulsão e que conecta por torção a tampa de impulsão ao corpo em uma posição engajada, e a tampa de impulsão adicionalmente tem uma porção de ombro formada em uma superfície externa da mesmo para engajar a coluna de tubos de tal maneira que a embreagem é desengajada em resposta ao movimento longitudinal do corpo em relação a tampa de impulsão.
7. Ferramenta de operação de acordo com a reivindicação 6, caracterizada pelo fato que: a porca tem uma primeira rosca formada em uma superfície externa da mesma, a tampa de impulsão adicionalmente compreende uma porca de guia tendo uma segunda rosca formada sobre uma superfície externa da mesma engajada com um parafuso de guia, e a segunda rosca tem um passo mais fino, uma mão oposta e um número maior que a primeira rosca.
8. Conjunto de instalação de revestimento (liner deployment assembly = LDA) para suspender uma coluna de revestimento a partir de uma coluna de tubos cimentada em um orifício de poço, caracterizado pelo fato que compreende: uma ferramenta de ajuste operável para ajustar um empacotador da coluna de revestimento; a ferramenta de operação conforme reivindicada na reivindicação 1 operável para longitudinalmente e com torção conectar a coluna de revestimento a uma porção superior do conjunto de instalação de revestimento (LDA); um elemento para ferroar conectado à ferramenta de operação; um conjunto de adensamento para vedar contra uma superfície interna da coluna de revestimento e uma superfície externa do elemento para ferroar para conectar a coluna de revestimento a uma porção inferior da conjunto de instalação de revestimento (LDA); um elemento de liberação conectado ao elemento para ferroar para desconectar o conjunto de adensamento a partir da coluna de revestimento; um espaçador conectado ao conjunto de adensamento; e um sistema de liberação de plugue conectado ao espaçador.
9. Método para suspender uma coluna de tubos interna a partir de uma coluna de tubos externa cimentada em um orifício de poço caracterizado pelo fato que compreende: percorrer a coluna de tubos interna e um conjunto de instalação em um poço perfurado usando uma coluna de instalação, na qual uma ferramenta de operação do conjunto de instalação prende longitudinalmente e com torção a coluna de revestimento à coluna de instalação; fechar um orifício do conjunto de instalação; suspender a coluna de tubos interna a partir da coluna de tubos externa por intermédio da pressurização do orifício fechado, e depois de suspender a coluna de tubos interna, enviar um sinal de comando para a ferramenta de operação desta forma destravando ou liberando a ferramenta de operação.
10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato que o sinal de comando é enviado por intermédio do bombeamento de uma etiqueta de identificação sem fio para a coluna de instalação através da coluna de instalação e para a ferramenta de operação.
11. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato que adicionalmente compreende a reabertura do orifício depois do fechamento, no qual a etiqueta é bombeada depois da reabertura do orifício.
12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato que a ferramenta de operação é destravada por intermédio do envio do sinal de comando, e o método adicionalmente compreende a liberação da ferramenta de operação por intermédio da rotação do coluna de instalação.
13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato que a ferramenta de operação é rotada enquanto o peso da coluna de instalação é ajustado sobre a coluna de tubos interna.
14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato quel: um atuador da ferramenta de operação é operado em resposta à recepção do sinal de comando, e o atuador desengaja um elemento de fixação longitudinal da ferramenta de operação a partir da coluna de tubos interna.
15. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato que adicionalmente compreende: o bombeamento de uma pasta fluida de cimento na coluna de instalação; e direcionando a pasta fluida de cimento através da coluna de instalação e do conjunto de instalação em uma coroa anular formada entre a coluna de tubos interna e o orificio de poço.
16. Ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um orificio de poço caracterizado pelo fato que compreende: um corpo tubular; um membro de travamento para conectar de uma forma liberável a coluna de tubos ao corpo compreendendo: um elemento de fixação longitudinal para engajar um perfil longitudinal da coluna de tubos; um elemento de fixação por torção para engajar um perfil com torção da coluna de tubos; um membro de liberação para desengajar o elemento de fixação longitudinal a partir do perfil longitudinal da coluna de tubos; um atuador operacional para engajar a liberação com o elemento de fixação longitudinal; e um conjunto eletrônico em comunicação com o atuador para operar o atuador em resposta à recepção de um sinal de comando.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US14/082,996 US9777569B2 (en) | 2013-11-18 | 2013-11-18 | Running tool |
US14/082,996 | 2013-11-18 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR102014028651A2 true BR102014028651A2 (pt) | 2015-09-08 |
BR102014028651B1 BR102014028651B1 (pt) | 2021-11-03 |
Family
ID=51846532
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BR102014028651-9A BR102014028651B1 (pt) | 2013-11-18 | 2014-11-17 | Ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um orifício de poço, conjunto de instalação de revestimento e método para suspender uma coluna interna de tubos |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9777569B2 (pt) |
EP (2) | EP2878765B1 (pt) |
AU (2) | AU2014259562B2 (pt) |
BR (1) | BR102014028651B1 (pt) |
CA (1) | CA2869260C (pt) |
NO (1) | NO2971470T3 (pt) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9528346B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-12-27 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated ball release system |
US9428998B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-08-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated setting tool |
US9523258B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-12-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated cementing plug release system |
US9777569B2 (en) | 2013-11-18 | 2017-10-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Running tool |
US9951587B2 (en) * | 2014-11-19 | 2018-04-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Electronically-activated liner hangers and methods of setting same in wellbore |
US9911016B2 (en) | 2015-05-14 | 2018-03-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Radio frequency identification tag delivery system |
WO2017023911A1 (en) * | 2015-08-03 | 2017-02-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Liner deployment assembly having full time debris barrier |
CN107299827B (zh) * | 2016-04-15 | 2023-07-04 | 贵州航天凯山石油仪器有限公司 | 一种井下丢手方法及装置 |
US10329861B2 (en) * | 2016-09-27 | 2019-06-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Liner running tool and anchor systems and methods |
CN106761547B (zh) * | 2016-12-13 | 2023-04-18 | 中国石油天然气集团有限公司 | 新型井下电控动力开关 |
US10876368B2 (en) | 2016-12-14 | 2020-12-29 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Installation and retrieval of pressure control device releasable assembly |
US10669792B2 (en) | 2016-12-27 | 2020-06-02 | Cameron International Corporation | Tubing hanger running tool systems and methods |
US10662727B2 (en) | 2016-12-27 | 2020-05-26 | Cameron International Corporation | Casing hanger running tool systems and methods |
US10550657B2 (en) * | 2017-03-09 | 2020-02-04 | Cameron International Corporation | Hydraulic tool and seal assembly |
US10605021B2 (en) * | 2017-10-13 | 2020-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Installation and retrieval of well pressure control device releasable assembly |
US11384614B2 (en) * | 2020-04-22 | 2022-07-12 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Pressure balanced running tool |
NO20230044A1 (en) * | 2020-07-14 | 2023-01-19 | Coretrax Americas Ltd | Disconnect device |
US11624248B2 (en) | 2021-02-22 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Managing a tubular running system for a wellbore tubular |
CN113266326B (zh) * | 2021-07-19 | 2021-09-21 | 东营浩辰石油技术开发有限公司 | 一种聚合物驱注入井电动测调用压力调节装置 |
US12037854B1 (en) | 2023-02-06 | 2024-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling a casing running tool |
Family Cites Families (84)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2693859A (en) | 1949-05-23 | 1954-11-09 | B And W Inc | Liner hanger |
US4405017A (en) | 1981-10-02 | 1983-09-20 | Baker International Corporation | Positive locating expendable plug |
US4583593A (en) | 1985-02-20 | 1986-04-22 | Halliburton Company | Hydraulically activated liner setting device |
US4893678A (en) | 1988-06-08 | 1990-01-16 | Tam International | Multiple-set downhole tool and method |
US5086844A (en) | 1989-10-10 | 1992-02-11 | Union Oil Company Of California | Hydraulic release oil tool |
US5086843A (en) | 1990-09-27 | 1992-02-11 | Union Oil Company Of California | Oil tool release joint |
US5174375A (en) | 1989-10-10 | 1992-12-29 | Union Oil Company Of California | Hydraulic release system |
US5170847A (en) | 1989-10-10 | 1992-12-15 | Union Oil Company Of California | Hydraulic release oil tool |
US5146992A (en) | 1991-08-08 | 1992-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Pump-through pressure seat for use in a wellbore |
US5360069A (en) | 1993-03-30 | 1994-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Failsafe liner installation assembly and method |
US5435390A (en) | 1993-05-27 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Remote control for a plug-dropping head |
US5560426A (en) | 1995-03-27 | 1996-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tool actuating mechanism |
US6056053A (en) | 1995-04-26 | 2000-05-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cementing systems for wellbores |
US5553667A (en) | 1995-04-26 | 1996-09-10 | Weatherford U.S., Inc. | Cementing system |
GB9525044D0 (en) | 1995-12-07 | 1996-02-07 | Nodeco Ltd | Plugs for downhole tools |
WO1997025515A1 (en) | 1996-01-04 | 1997-07-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Release mechanism |
GB9600103D0 (en) | 1996-01-04 | 1996-03-06 | Nodeco Ltd | Improvements to offshore drilling apparatus |
GB2350140B (en) | 1996-06-20 | 2001-01-10 | Baker Hughes Inc | Remote control for a plug-dropping head |
US5833002A (en) | 1996-06-20 | 1998-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Remote control plug-dropping head |
US5954133A (en) | 1996-09-12 | 1999-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells utilizing wellbore equipment positioning apparatus |
NO303742B1 (no) | 1996-12-06 | 1998-08-24 | Nodeco As | Anordning for innfaring av ön eller flere skrapeplugger i et forlengelsesraar |
GB9721537D0 (en) | 1997-10-11 | 1997-12-10 | Weatherford Lamb | An apparatus and a method for launching plugs |
GB9723581D0 (en) | 1997-11-07 | 1998-01-07 | Weatherford Lamb | Plug for use in wellbore operations and apparatus for launching said plug |
GB2341404A (en) | 1998-09-12 | 2000-03-15 | Weatherford Lamb | Plug and plug set for use in a wellbore |
CA2289374C (en) | 1998-11-12 | 2005-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Unlocking packer setting method and device |
US6536524B1 (en) | 1999-04-27 | 2003-03-25 | Marathon Oil Company | Method and system for performing a casing conveyed perforating process and other operations in wells |
US6318472B1 (en) | 1999-05-28 | 2001-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic set liner hanger setting mechanism and method |
US6241018B1 (en) | 1999-07-07 | 2001-06-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Hydraulic running tool |
US6597175B1 (en) | 1999-09-07 | 2003-07-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic detector apparatus and method for oil or gas well, and circuit-bearing displaceable object to be detected therein |
US6527057B2 (en) | 2001-03-27 | 2003-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Wiper plug delivery apparatus |
US20030230405A1 (en) | 2001-04-09 | 2003-12-18 | Allamon Jerry P. | System for running tubular members |
US6634428B2 (en) | 2001-05-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Delayed opening ball seat |
US6799638B2 (en) | 2002-03-01 | 2004-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, apparatus and system for selective release of cementing plugs |
US6802373B2 (en) | 2002-04-10 | 2004-10-12 | Bj Services Company | Apparatus and method of detecting interfaces between well fluids |
US6789619B2 (en) | 2002-04-10 | 2004-09-14 | Bj Services Company | Apparatus and method for detecting the launch of a device in oilfield applications |
US6866100B2 (en) | 2002-08-23 | 2005-03-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Mechanically opened ball seat and expandable ball seat |
US7219730B2 (en) | 2002-09-27 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Smart cementing systems |
US6848511B1 (en) | 2002-12-06 | 2005-02-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Plug and ball seat assembly |
US7128154B2 (en) | 2003-01-30 | 2006-10-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Single-direction cementing plug |
US7441606B2 (en) | 2003-05-01 | 2008-10-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable fluted liner hanger and packer system |
US6962206B2 (en) | 2003-05-15 | 2005-11-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer with metal sealing element |
WO2004104370A1 (en) | 2003-05-20 | 2004-12-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Hydraulic setting tool for liner hanger |
US7252152B2 (en) | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
US6966368B2 (en) | 2003-06-24 | 2005-11-22 | Baker Hughes Incorporated | Plug and expel flow control device |
US7182135B2 (en) | 2003-11-14 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug systems and methods for using plugs in subterranean formations |
US7063148B2 (en) | 2003-12-01 | 2006-06-20 | Marathon Oil Company | Method and system for transmitting signals through a metal tubular |
US7426964B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Release mechanism for downhole tool |
GB2435657B (en) | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique for use in wells |
US7766088B2 (en) | 2005-07-07 | 2010-08-03 | Baker Hughes Incorporated | System and method for actuating wellbore tools |
GB2457334B8 (en) | 2006-08-21 | 2012-09-12 | Weatherford Lamb | Releasing and recovering tool |
US7537060B2 (en) | 2007-03-19 | 2009-05-26 | Baker Hughes Incorporated | Coupler retained liner hanger mechanism and methods of setting a hanger inside a wellbore |
US8651174B2 (en) | 2007-05-16 | 2014-02-18 | Gulfstream Services, Inc. | Method and apparatus for dropping a pump down plug or ball |
US7845400B2 (en) | 2008-01-28 | 2010-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Launching tool for releasing cement plugs downhole |
NO331150B2 (no) | 2008-03-06 | 2011-10-24 | Tco As | Anordning for fjerning av plugg |
US8276665B2 (en) | 2008-04-03 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Plug release apparatus |
CA2722612C (en) | 2008-05-05 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations |
US8286717B2 (en) * | 2008-05-05 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US20100051264A1 (en) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring downhole completion operations |
NO330907B1 (no) | 2008-10-23 | 2011-08-15 | Peak Well Solutions As | Sementeringshode med tradlos fjernstyring |
US8307898B2 (en) | 2008-12-23 | 2012-11-13 | Bp Corporation North America Inc. | Method and apparatus for cementing a liner in a borehole using a tubular member having an obstruction |
BRPI1005289B1 (pt) | 2009-01-22 | 2019-09-10 | Blackhawk Specialty Tools Llc | cabeça de cimentar |
NO333731B1 (no) | 2009-04-01 | 2013-09-02 | I Tec As | Rorhenger |
US8505639B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-08-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
US8978750B2 (en) | 2010-09-20 | 2015-03-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Signal operated isolation valve |
US20130327532A1 (en) | 2010-11-12 | 2013-12-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Remote Operation of Cementing Head |
WO2012065126A2 (en) | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Remote operation of setting tools for liner hangers |
WO2012118889A2 (en) | 2011-03-02 | 2012-09-07 | Team Oil Tools, Lp | Multi-actuating seat and drop element |
US9121232B2 (en) | 2011-03-14 | 2015-09-01 | Smith International, Inc. | Hydro-mechanical downhole tool |
US8479808B2 (en) | 2011-06-01 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tools having radially expandable seat member |
WO2013016822A1 (en) | 2011-07-29 | 2013-02-07 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore tool with indexing mechanism and method |
CA2877411C (en) | 2012-07-16 | 2020-01-28 | Tempress Technologies, Inc. | Extended reach placement of wellbore completions |
US9068413B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature and pressure balanced pistons |
US9068414B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature and a single lock for multiple pistons |
US20140116713A1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | RFID Actuated Gravel Pack Valves |
MY182589A (en) | 2012-10-26 | 2021-01-26 | Halliburton Energy Services Inc | Mechanically actuated device positioned below mechanically actuated release assembly utilizing j-slot device |
US9080404B2 (en) | 2012-11-30 | 2015-07-14 | Dril-Quip, Inc. | Method and system for interventionless hydraulic setting of equipment when performing subterranean operations |
US9500071B2 (en) | 2012-12-03 | 2016-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extendable orienting tool for use in wells |
AU2014205066B2 (en) | 2013-01-14 | 2016-10-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Surge immune liner setting tool |
US9284817B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual magnetic sensor actuation assembly |
US10087725B2 (en) * | 2013-04-11 | 2018-10-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated tools for cementing a liner string |
US9523258B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-12-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated cementing plug release system |
US9777569B2 (en) | 2013-11-18 | 2017-10-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Running tool |
US9428998B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-08-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated setting tool |
US9528346B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-12-27 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated ball release system |
-
2013
- 2013-11-18 US US14/082,996 patent/US9777569B2/en active Active
-
2014
- 2014-03-13 NO NO14769673A patent/NO2971470T3/no unknown
- 2014-11-03 CA CA2869260A patent/CA2869260C/en active Active
- 2014-11-04 EP EP14191712.0A patent/EP2878765B1/en active Active
- 2014-11-04 EP EP17199635.8A patent/EP3309353B1/en active Active
- 2014-11-07 AU AU2014259562A patent/AU2014259562B2/en active Active
- 2014-11-17 BR BR102014028651-9A patent/BR102014028651B1/pt active IP Right Grant
-
2016
- 2016-05-16 AU AU2016203159A patent/AU2016203159B2/en active Active
-
2017
- 2017-10-02 US US15/723,007 patent/US10422216B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2878765A1 (en) | 2015-06-03 |
AU2014259562B2 (en) | 2016-02-18 |
CA2869260A1 (en) | 2015-05-18 |
EP2878765B1 (en) | 2017-12-20 |
BR102014028651B1 (pt) | 2021-11-03 |
AU2014259562A1 (en) | 2015-06-04 |
NO2971470T3 (pt) | 2018-03-31 |
AU2016203159A1 (en) | 2016-06-09 |
US20180023387A1 (en) | 2018-01-25 |
US20150136394A1 (en) | 2015-05-21 |
AU2016203159B2 (en) | 2018-09-27 |
US10422216B2 (en) | 2019-09-24 |
CA2869260C (en) | 2017-01-24 |
US9777569B2 (en) | 2017-10-03 |
EP3309353B1 (en) | 2019-09-18 |
EP3309353A1 (en) | 2018-04-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR102014028651A2 (pt) | ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um orifício de poço, conjunto de instalação de revestimento e método para suspender uma coluna de tubos interna | |
US10221638B2 (en) | Telemetry operated cementing plug release system | |
BR102014028614A2 (pt) | sistema de liberação de esfera, conjunto de instalação de revestimento e método para suspender uma coluna tubular interna a partir de uma coluna tubular externa | |
CA3001010C (en) | Telemetry operated setting tool |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B03A | Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette] | ||
B06F | Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette] | ||
B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
B25A | Requested transfer of rights approved |
Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, LLC (US) |
|
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 17/11/2014, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |