BRPI0721215A2 - unidade de obturador, e, método para construir uma unidade de obturador - Google Patents
unidade de obturador, e, método para construir uma unidade de obturador Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0721215A2 BRPI0721215A2 BRPI0721215-1A BRPI0721215A BRPI0721215A2 BR PI0721215 A2 BRPI0721215 A2 BR PI0721215A2 BR PI0721215 A BRPI0721215 A BR PI0721215A BR PI0721215 A2 BRPI0721215 A2 BR PI0721215A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- sealing
- sealing elements
- shutter unit
- elements
- adjacent
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T29/00—Metal working
- Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
- Y10T29/49826—Assembling or joining
Abstract
UMDADE DE OBTURADOR, E, METODO PARA CONSTRUIR UMA UNIDADE DE OBTURADOR Um obturador intumescível com aumentada capacidade de vedação. Uma unidade de obturador inclui múltiplos elementos de vedação. Uma unidade de obturador inclui múltiplos elementos de vedação, cada elemento de vedação sendo intumescível em furo abaixo, cada elemento de vedação tendo pelo menos uma face inclinada em relação a um eixo longitudinal da unidade e as faces inclinadas de elementos de vedação adjacentes contatando-se. Um método para construir uma unidade de obturador, tendo uma desejada capacidade de vedação de pressão diferencial, inclui: prover um tubo base e múltiplos elementos de vedação, cada elemento de vedação sendo intumescível em um ambiente de furo abaixo e cada elemento de vedação tendo uma predeterminada capacidade de vedação de pressão diferencial menor do que a desejada capacidade de vedação; e após a desejada capacidade de vedação ser determinada, instalar um número selecionado de elementos de vedação sobre o tubo base, de modo que as capacidades de vedação predeterminadas sob pressão diferencial dos elementos de vedação instalados é pelo menos tão grande quanto a desejada capacidade de vedação.
Description
"UNIDADE DE OBTURADOR, Ε, MÉTODO PARA CONSTRUIR UMA UNIDADE DE OBTURADOR"
CAMPO TÉCNICO A presente invenção refere-se genericamente a equipamento utilizado e a operações realizadas em conjunto com um poço subterrâneo e, em uma forma de realização descrita aqui, mais particularmente provê um obturador intumescível, com aumentada capacidade de vedação.
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO Os obturadores intumescíveis convencionais são construídos colocando-se um material de vedação intumescível sobre um tubo base. Elementos adicionais, tais como anéis de suporte, podem ser incluídos no obturador. O material de vedação forma um elemento de vedação, cuja finalidade é selar completamente uma passagem anular de um poço.
Uma capacidade de vedação de pressão diferencial do obturador é determinada por muitos fatores. Dois fatores significativos são o volume do material de vedação e o comprimento do elemento de vedação ao longo do tubo base. Uma vez que os diâmetros interno e externo do elemento de vedação são tipicamente determinados por restrições físicas de um furo abaixo e área de fluxo interna desejada, o comprimento do elemento de vedação é geralmente variado quando necessário produzirem-se diferentes potências nominais de pressão diferencial para obturadores intumescíveis.
Infelizmente, isto significa que tubos de base e elementos de vedação de diferentes comprimentos precisam ser manufaturados, inventariados, embarcados para vários locais etc. Isto resulta em reduzidos lucros e reduzida conveniência.
Portanto, pode ser visto que melhorias são necessárias na técnica de construir obturadores intumescíveis.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO Ao realizar os princípios da presente invenção, uma unidade de obturador e método associado são providos, que resolvem pelo menos um problema da técnica. Um exemplo é descrito abaixo, em que a capacidade de vedação de pressão diferencial de um obturador é variada variando-se o número de elementos de vedação intumescíveis dentro do obturador, em vez de variando-se o comprimento de qualquer elemento de vedação particular. Outro exemplo é descrito abaixo, em que a capacidade de vedação sob pressão de um obturador é aumentada devido às configurações das superfícies e faces de união dos elementos de vedação e anéis de suporte circundando os elementos de vedação.
Em um aspecto da invenção, é provido um método de construir uma unidade de obturador tendo uma desejada capacidade de vedação de pressão diferencial. O método inclui as etapas de prover um tubo base e prover múltiplos elementos de vedação. Cada um dos elementos de vedação é intumescível em um ambiente de furo abaixo e cada um dos elementos de vedação tem uma predeterminada capacidade de vedação de pressão diferencial menor do que a desejada capacidade de vedação de pressão diferencial da unidade de obturador.
Após a desejada capacidade de vedação de pressão diferencial da unidade de obturador ser determinada, um número selecionado de elementos de vedação é instalado sobre o tubo base. Como resultado, as predeterminadas capacidades de vedação sob pressão diferencial combinadas dos elementos de vedação são pelo menos tão grandes quanto a desejada capacidade de vedação de pressão diferencial da unidade de obturador.
Em outro aspecto da invenção, uma unidade de obturador é provida. A unidade de obturador inclui múltiplos elementos de vedação. Cada elemento de vedação é intumescível em um ambiente de furo abaixo e cada elemento de vedação tem pelo menos uma face inclinada em relação a um eixo longitudinal da unidade de obturador. As faces inclinadas de elementos de vedação adjacentes contatam-se. Estes e outros aspectos, vantagens, benefícios e objetivos da presente invenção tornar-se-ão evidentes de uma pessoa de habilidade comum na técnica na consideração cuidadosa da descrição detalhada das formas de realização representativas da invenção aqui abaixo e dos desenhos acompanhantes, em que elementos similares são indicados nas várias figuras, empregando-se os mesmos números de referência.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A Fig. 1 é uma vista em seção transversal parcialmente esquemática de um sistema de poço e método associado incorporando os princípios da presente invenção;
A Fig. 2 é uma vista em seção transversal esquemática de um obturador intumescível.
As Figs. 3 A & B são vistas em seção transversal esquemáticas de uma unidade de obturador intumescível, incorporando os princípios da presente invenção;
A Fig. 4 é uma vista em seção transversal esquemática de uma primeira construção alternativa da unidade de obturador intumescível;
As Figs. 5A & B são vistas em seção transversal de uma segunda construção alternativa da unidade de obturador intumescível;
A Fig. 6 é uma vista em seção transversal esquemática de uma terceira construção alternativa da unidade de obturador intumescível; e
A Fig. 7 é uma vista em seção transversal esquemática de uma quarta construção alternativa da unidade de obturador intumescível.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO Deve ser entendido que as várias formas de realização da presente invenção descritas aqui podem ser utilizadas em várias orientações, tais como inclinada, invertida, horizontal, vertical etc. e em várias configurações, sem desvio dos princípios da presente invenção. As formas de realização são descritas meramente como exemplos de aplicações úteis dos princípios da invenção, que não é limitada a quaisquer detalhes específicos destas formas de realização.
Na seguinte descrição das formas de realização representativas da invenção, termos direcionais, tais como "acima", "em cima", "abaixo", "embaixo", "superior", "inferior" etc. são usados por conveniência com referência aos desenhos anexos. Em geral, "acima", "em cima", "superior", "para cima" e termos similares referem-se a uma direção em relação à superfície da terra ao longo de um furo de poço, e "embaixo", "abaixo", "inferior", "para baixo" e termos similares referem-se a uma direção afastando-se da superfície da terra ao longo do furo de poço.
Representativamente ilustrado na Fig. 1 é um sistema de poço 10, que corporifica princípios da presente invenção. No sistema de poço 10, uma coluna tubular 12 (tal como uma coluna de tubulação de produção, coluna de revestimento interno etc.) foi instalada em um furo de poço 14. O furo de poço 24 pode ser total ou parcialmente revestido (como representado com a coluna de revestimento 16 em uma parte superior da Fig. 1) e/ou o furo de poço pode ser total ou parcialmente não revestido (como representado em uma parte inferior da Fig. 1).
Uma barreira anular é formada entre a coluna tubular 12 e a coluna de revestimento 16 por meio de um obturador intumescível 18. Outra barreira anular é formada entre a coluna tubular 12 e o furo de poço não revestido 14, por meio de outro obturador intumescível 20.
Entretanto, deve ser claramente entendido que os obturadores 18, 20 são meramente dois exemplos de usos práticos dos princípios da invenção. Outros tipos de obturadores podem ser construídos e outros tipos de barreiras anulares podem ser formadas, sem desvio dos princípios da invenção.
Por exemplo, uma barreira anular poderia ser formada em conjunto com uma tubulação, revestimento interno ou suporte de revestimento, um obturador podendo ou não incluir um dispositivo de ancoragem para prender uma coluna tubular, um tampão ponte ou outro tipo de tampão pode incluir uma barreira anular etc. Assim, a invenção não é limitada de forma alguma aos detalhes do sistema de poço 10 descrito aqui.
Cada um dos obturadores 18, 20 preferivelmente inclui uma
unidade de vedação com um material de vedação intumescível, que intumesce quando contatado por um fluido apropriado. O termo "intumescer" e termos similares (tais como "intumescível") são usados aqui para indicar um aumento de volume de um material vedante. Tipicamente, este aumento de volume é devido à incorporação de componentes moleculares do fluido dentro do próprio material de vedação, porém outros mecanismos ou técnicas de intumescimento podem ser usados, se desejado.
Quando o material de vedação intumesce no sistema de poço 10, ele se expande radialmente para fora para contato com uma superfície interna 22 da coluna de revestimento 16 (no caso do obturador 18) ou uma superfície interna 24 do furo de poço 14 (no caso do obturador 20). Observe- se que intumescimento não é o mesmo que expansão, embora um material de vedação possa expandir-se, como resultado do intumescimento.
Por exemplo, em alguns obturadores convencionais, um elemento de vedação pode ser expandido radialmente para fora comprimindo- se longitudinalmente o elemento de vedação ou inflando-se o elemento de vedação. Em cada um destes casos, o elemento de vedação é expandido sem qualquer aumento de volume do material de vedação do qual o elemento de vedação é feito. Assim, nestes obturadores convencionais os elementos de vedação expandem-se, porém não intumescem.
O fluido que provoca o intumescimento do material intumescível poderia ser água e/ou fluido de hidrocarboneto (tal como óleo ou gás). O fluido poderia ser um gel ou um material semissólido, tal como uma cera ou parafina contendo hidrocarboneto, que funde-se quando exposto a aumentada temperatura dentro de um furo de poço. Desta maneira, o intumescimento do material poderia ser retardada até o material ser posicionado no furo abaixo, onde existe uma predeterminada temperatura elevada. O fluido poderia provocar o intumescimento do material intumescível, devido à passagem do tempo.
Vários materiais intumescíveis são conhecidos daqueles hábeis na técnica, materiais estes intumescendo-se quando contatados com água e/ou fluido hidrocarbonato, de modo que uma lista compreensiva destes materiais não será apresentada aqui. Listas parciais de materiais intumescíveis podem ser encontradas nas Patentes U.S. Nos. 3385367 e 7059415 e no Pedido Publicado U.S. No. 2004-0020662, cuja inteira descrição é incorporada aqui por esta referência.
O material intumescível pode ter uma considerável parte de cavidades que são comprimidas ou colapsadas na condição da superfície. Em seguida, quando sendo colocado dentro do poço em uma pressão superior, o material é expandido pelas cavidades enchendo-se de fluido.
Este tipo de aparelho e método poderia ser usado onde for desejado expandir o material na presença de gás em vez de óleo ou água. Um material intumescível adequado é descrito no Pedido Internacional No. PCT/N02005/000170 (publicado como WO 2005/116394), cuja inteira descrição é incorporada aqui por esta referência.
Deve, assim, ser claramente entendido que qualquer material intumescível que dilate quando contatado por qualquer tipo de fluido pode ser usado para acompanhar os princípios da invenção. Com referência adicionalmente agora à Fig. 2, um obturador
intumescível 26 é representativamente ilustrado. O obturador 26 inclui um único elemento de vedação 28, feito de um material intumescível. O elemento de vedação 28 é instalado em um tubo base 30.
O tubo base 30 pode ser provido com conexões extremas (não mostradas), para permitir interconexão do tubo base dentro da coluna tubular 12, ou o tubo base poderia ser uma parte da coluna tubular. Anéis de suporte 32 são fixados no tubo base 30 estendendo-se sobre o elemento de vedação 28, para restringir o deslocamento longitudinal do elemento de vedação em relação ao tubo base.
Foi observado que a capacidade de vedação de pressão diferencial do obturador 26 pode ser aumentada encompridando-se o elemento de vedação 28, ou a capacidade de vedação pode ser diminuída encurtando-se o elemento de vedação. Assim, para prover uma capacidade de vedação desejada para uma aplicação particular (tal como para o obturador 18 ou 20 do sistema de poço 10), um certo comprimento correspondente do elemento de vedação 28 terá que ser provido.
Portanto, para prover uma faixa de capacidades de vedação, utilizáveis para diferentes aplicações, uma correspondente faixa de respectivos múltiplos comprimentos do elemento de vedação 28 deve ser provida. Aqueles hábeis na técnica observarão que a necessidade de manufaturar, inventariar e distribuir múltiplas diferentes configurações de uma ferramenta de poço aumenta o custo e reduz a conveniência de prover-se a ferramenta de poço para a indústria. Com referência adicionalmente agora às Figs. 3A & B, uma
unidade de obturador 40, que incorpora princípios da invenção, é representativamente ilustrada. A unidade de obturador 40 pode ser usada para um ou outro dos obturadores 18, 20 do sistema de poço 10, ou outra unidade de obturador pode ser usada em outros sistemas de poço. A unidade de obturador 40 é similar em alguns aspectos ao
obturador 26 descrito acima, pelo fato de incluir um elemento de vedação intumescível 42 em um tubo base 44. Entretanto, a unidade de obturador 40 inclui características que aumentam a capacidade de vedação do elemento de vedação 42. Especificamente, a unidade de obturador 40 inclui anéis de suporte 46, que são fixados ao tubo base 44 nos dois lados do elemento de vedação 42.
Cada anel de suporte 46 inclui uma face cônica 48, que é inclinada em relação a um eixo longitudinal 50 do tubo base 44 e unidade de obturador 40. A face 48 propende o elemento de vedação adjacente 42 radialmente para fora para contato de vedação com uma superfície de poço (tal como uma ou outra das superfícies 22, 24 do sistema de poço 10), quando o elemento de vedação intumesce no furo abaixo.
Cada anel de suporte 46 também inclui uma superfície externa cilíndrica 52, que é radialmente deslocada em relação a uma superfície interna cilíndrica 54 do elemento de vedação 42. A superfície 52 também propende o elemento de vedação 42 radialmente para fora para contato vedante com uma superfície de poço, quando o elemento de vedação intumesce no furo abaixo.
Na Fig. 3B a unidade de obturador 40 é representada na coluna de revestimento 16 do sistema de poço 10, após o elemento de vedação 42 ter intumescido. Nesta vista pode ser visto que o elemento de vedação 42, agora contata de forma vedante a superfície interna 22 da coluna de revestimento 16.
Devido à pressão 56 aplicada em uma direção ascendente em um coroa anular 58 entre a unidade de obturador 40 e a coluna de revestimento 16, o volume do elemento de vedação 42 é ascendentemente deslocado um tanto em relação ao tubo base 44.
Entretanto, o elemento de vedação 42 é evitado de deslocar-se significativamente em relação ao tubo base 44 pelos anéis de suporte 46. Para esta finalidade, os anéis de suporte 46 podem ser fixados ao tubo base 44, empregando-se técnicas tais como fixação, soldagem, união, rosqueamento etc.
Nesta vista pode também ser visto que o elemento de vedação 42 é propendido radialmente para fora pelos anéis de suporte 46, desse modo aumentando o contato vedante entre o elemento de vedação e a superfície interna 22 da coluna de revestimento 16. Especificamente, o elemento de vedação 42 é radialmente comprimido pelo encaixe entre o elemento de vedação e as faces inclinadas 48 nas regiões 62 e o elemento de vedação é radialmente comprimido pelo encaixe entre a superfície interna 54 do elemento de vedação e as superfícies externas 52 dos anéis de suporte 46 nas regiões 60.
Esta compressão radial do elemento de vedação 42 nas regiões 60, 62 aumenta a capacidade de vedação da unidade de obturador 40. Observe-se que as faces inclinadas 48 facilitam o deslocamento radial da superfície interna 54 pra fora sobre as superfícies externas 52 dos anéis de suporte 46, quando o elemento de vedação 42 intumesce-se no furo abaixo.
Embora o elemento de vedação 42 seja representado nas Figs. 3A & B, como sendo somente um único elemento, múltiplos elementos de vedação poderiam ser usados no tubo base 44 para aumentar a capacidade de vedação da unidade de obturador 40. Além disso, o uso de múltiplos elementos de vedação 42 preferivelmente eliminaria a necessidade de proverem-se elementos de vedação de diferentes comprimentos para as respectivas diferentes aplicações com diferentes capacidades de vedação diferencial desejadas.
Com referência adicionalmente agora à Fig. 4, a unidade de obturador 40 é representativamente ilustrada em uma configuração alternativa, em que múltiplos elementos de vedação intumescíveis 64, 66, 68, 70 são usados sobre o tubo base 44. Os anéis de suporte 32 estendendo-se sobre os elementos de vedação 64, 66, 68, 70, fixados no tubo base 44, porém os anéis de suporte 46 poderiam ser usados em lugar daqueles anéis (como representado na Fig. 5A).
Para prover um nível mínimo de capacidade de vedação de pressão diferencial, somente o elemento de vedação 64 poderia ser usado sobre o tubo base 44, em cujo caso os anéis de suporte 32 seriam posicionados para estender-se sobre o elemento de vedação 64. Se um nível aumentado de capacidade de vedação for desejado, o elemento de vedação 66 poderia ser adicionado e, se um outro nível aumentado de capacidade de vedação for desejado, um ou mais elementos de vedação adicionais 68, 70 poderia ser adicionado.
Assim, qualquer capacidade de vedação de pressão diferencial desejada da unidade de obturador 40 pode ser conseguida instalando-se um número selecionado dos elementos de vedação 64, 66, 68, 70 sobre o tubo base 44. Desta maneira, é eliminada a necessidade de proverem-se elementos de vedação de diferentes comprimentos para respectivas diferentes aplicações com diferentes capacidades de vedação diferenciais.
Em vez disso, somente um número muito pequeno (talvez apenas um) de elemento de vedação designa a necessidade de ser produzido, com cada um tendo uma capacidade de vedação diferencial predeterminada. Quando uma capacidade de vedação desejada da unidade de obturador 40 for conhecida, então um apropriado número dos elementos de vedação 64, 66, 68, 70 pode ser selecionado para instalação sobre o tubo base 44.
Como representado na Fig. 4, o elemento de vedação 64 tem um diferente formato, em comparação com os elementos de vedação 66, 68, 70. Deve ser entendido que isto não é necessário para acompanhar o princípios da invenção.
Entretanto, preferivelmente os elementos de vedação 64, 66, 68, 70 têm faces 72 que são inclinadas em relação ao eixo longitudinal 50 e que se contatam entre elementos de vedação adjacentes. Este contato existe pelo menos quando os elementos de vedação 64, 66, 68, 70 são intumescidos no furo abaixo, porém as faces inclinadas 72 poderiam contatar-se antes do intumescimento dos elementos de vedação (como mostrado na Fig. 5A). Os elementos de vedação 64, 66, 68, 70 são representados na Fig. 4 como sendo longitudinalmente separados entre si, de modo que o arranjo das faces inclinadas 72 possa ser mais claramente visto.
Com referência adicionalmente agora às Figs. 5A & B, a unidade de obturador 40 é representativamente ilustrada com os anéis de suporte 46 estendendo-se sobre os elementos de vedação 64, 66, 68, 70. As faces inclinadas 72 dos elementos de vedação 64, 66, 68,70 são representadas como contatando-se entre os elementos de vedação adjacentes dos elementos de vedação da Fig. 5A. Na Fig. 5B, a unidade de obturador 40 é representada no sistema de poço 10 instalada na coluna de revestimento 16, com os elementos de vedação 64, 66, 68, 70 tendo sido intumescidos em contato vedante com a superfície interna 22 da coluna de revestimento.
Foi observado que, quando os elementos de vedação 64, 66, 68, 70 intumescem no furo abaixo, a face inclinada 72 do elemento de vedação 64 propende radialmente para fora a extremidade superior do elemento de vedação 66 em contato vedante com a superfície 22, a face inclinada inferior 72 do elemento de vedação 66 radialmente propende para fora a extremidade superior do elemento de vedação 68 em contato de vedação com a superfície 22 e a face inclinada inferior 72 do elemento de vedação 68 radialmente propende para fora a extremidade superior do elemento de vedação 70 em contato de vedação com a superfície 22. Isto aumenta a capacidade de vedação da unidade de obturador 40, juntamente com a capacidade de vedação aumentada provida pelo contato entre os elementos de vedação 64, 70 e as faces 48 e superfícies 52 dos anéis de suporte 46.
Com referência adicionalmente agora à Fig. 6, outra
configuração alternativa da unidade de obturador 40 é representativamente ilustrada. Nesta configuração, os elementos de vedação 74, 76 sobre o tubo base 44 têm rigidez variável, a fim de mais prontamente realizar diferentes funções por cada elemento de vedação. Por exemplo, os elementos de vedação 74 poderiam ter maior rigidez pra desse modo mais prontamente resistir a extrusão entre os anéis de suporte 46 e a coluna de revestimento 16 ou furo de poço 14, quando a pressão 46 for aplicada na coroa anular 58. Preferivelmente, os elementos de vedação 74 também realizam uma função de vedação, por exemplo, para de forma vedante contatar as superfícies 22, 24 do sistema de poço 10.
Para aumentar a rigidez dos elementos de vedação 74, um material de reforço 78 pode ser provido em um material de vedação 80 dos elementos de vedação. O material de vedação 80 é preferivelmente um material de vedação intumescível, como descrito acima.
O material de reforço 78 pode ser tela de arame, varetas de aço, material polimérico de alta resistência KVLAR(TM), plástico ou qualquer outro material de reforço. São descritas várias maneiras de prover elementos de vedação reforçados no Pedido Internacional No. de Série PCT/US2006/035052, depositado em 11 de setembro de 2006, intitulado SWELLABLE PACKER CONSTRUCTION, cuja inteira descrição é incorporada aqui por esta referência.
O elemento de vedação 76 posicionado entre os elementos de vedação 74 preferivelmente tem rigidez, de modo que sua capacidade de vedação contra superfícies irregulares é aumentada. Isto é, o elemento de vedação menos rígido 76 é mais capaz de conformar-se com superfícies irregulares, quando o elemento de vedação intumesce no furo abaixo.
Assim, as rigidezes dos elementos de vedação 74, 76 variam longitudinalmente ao longo do tubo base 44 (em uma direção paralela ao eixo longitudinal 50), para desse modo aumentar a corrente sangüínea total da unidade de obturador 40. Além disso, observe-se que os elementos de vedação 74, 76 têm faces inclinadas 72 formadas neles, para radialmente solicitar para fora o elemento de vedação 76, quando os elementos de vedação 74 intumescem no furo abaixo e os anéis de suporte 46 propendem radialmente para fora os elementos de vedação 74 da maneira descrita acima, cujos aspectos aumentam mais a capacidade de vedação da unidade de obturador 40.
Com referência adicionalmente agora à Fig. 7, outra configuração alternativa da unidade de obturador 40 é representativamente ilustrada. Nesta configuração, múltiplos elementos de vedação 76 são instalados no tubo base 44, com os elementos de vedação mais rígidos 74 estendendo-se sobre os elementos de vedação 76. Isto é, os elementos de vedação 74, 76 alternam-se ao longo do tubo base 44.
Desta maneira, os elementos de vedação 74, 76 proveem variados níveis de rigidez em uma direção paralela ao eixo longitudinal 50, com os elementos de vedação 74 mais rígidos sendo posicionados adjacentes aos anéis de suporte 46. Entretanto, deve ser entendido que qualquer maneira de variar as rigidezes dos elementos de vedação 74, 76 pode ser usada ao acompanhar os princípios da invenção.
Cada um dos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 descritos acima é preferivelmente instalado sobre o tubo base 44, deslizando- se o elemento de vedação sobre uma extremidade do tubo base. Isto é, a extremidade do tubo base 44 é inserida dentro elemento de vedação. Entretanto, vários outros métodos de instalação podem ser usados ao acompanhar os princípios da invenção.
Por exemplo, o elemento de vedação poderia ser moldado sobre o tubo base 44, o elemento de vedação poderia ser enrolado helicoidalmente em torno do tubo base, o elemento de vedação poderia ser instalado sobre o tubo base em uma direção lateral ao eixo longitudinal 50 (p. ex., provendo-se uma fenda longitudinal em um lado do elemento de vedação) etc. Vários métodos de instalar elementos de vedação sobre um tubo base são descritos no Pedido Internacional No. PCT/US2006/035052, referido acima e no Pedido Internacional no. PCT/US2006/60094, depositado em 20 de outubro de 2006, cuja inteira descrição é incorporada aqui por esta referência.
Será agora visto que a descrição acima provê para a técnica uma unidade de obturador 40 que inclui múltiplos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76. Cada elemento de vedação é intumescível em um ambiente de furo de poço, cada elemento de vedação tem pelo menos uma face 72 inclinada em relação a um eixo longitudinal 50 da unidade de obturador 40 e as faces inclinadas dos elementos de vedação adjacentes contatam-se.
Os múltiplos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 podem ser instalado em um único tubo base 44. Os elementos de vedação podem deslizar sobre o tubo base de uma sua extremidade. Pelo menos um dos elementos de vedação pode ter nele uma fenda longitudinal, que permite instalação sobe o tubo base em uma direção lateral ao eixo longitudinal. Pelo menos um dos elementos de vedação pode ser enrolado helicoidalmente em torno do tubo base.
Pelo menos dois anéis de suporte 32, 46 podem se estender sobre os múltiplos elementos de vedação 42, 64, 66, 68,70, 74. Os elementos de vedação podem ser extensíveis radialmente em contato vedante com uma superfície de poço 22, 24, sem diminuir a distância longitudinal entre os anéis de suporte.
Pelo menos um dos anéis de suporte 46 pode incluir uma face 48 inclinada em relação ao eixo longitudinal 50 e a face do anel de suporte pode ser arranjada para solicitar um adjacente dos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 em corrente sangüínea, quando o elemento de vedação adjacente intumesce no furo abaixo.
Pelo menos um dos anéis de suporte 46 pode incluir uma superfície 52, que é radialmente deslocada em relação a uma superfície 54 de um adjacente dos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 e a superfície de anel de suporte pode ser disposta para solicitar o elemento de vedação adjacente em contato vedante, quando o elemento de vedação adjacente intumesce no furo abaixo. A superfície de anel de suporte 52 pode ser paralela à superfície de elemento de vedação 54.
Os elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 podem ser radialmente extensíveis para contato vedante com uma superfície de poço 22, 24, sem longitudinalmente comprimir os elementos de vedação.
Os elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 podem incluir elementos de vedação se estendendo sobre o outro elemento de vedação, com o segundo elemento de vedação sendo menos rígido do que os primeiros elementos de vedação. Pelo menos um dos primeiros elementos de vedação 74 pode incluir um material reforçado 78 em um material vedante 80. O material vedante 80 pode ser um material vedante intumescível.
Os elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 podem ter variados níveis de rigidez em uma direção paralela ao eixo longitudinal 50.
Observamos também que um método de construir uma unidade de obturador 40, tendo uma desejada capacidade de vedação de pressão diferencial, é provido pela descrição acima. O método pode incluir as etapas de: prover um tubo base 44 e prover múltiplos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76.
Cada um dos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 pode ser intumescível em um ambiente de furo abaixo e cada um dos elementos de vedação pode ter uma predeterminada capacidade de vedação de pressão diferencial menor do que a capacidade de vedação de pressão diferencial desejada da unidade de obturador 40.
Após a desejada capacidade de vedação de pressão diferencial da unidade de obturador 40 ser determinada, um número selecionado dos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 pode ser instalado no tubo base 44, de modo que as capacidades de vedação de pressão diferencial predeterminadas combinadas dos elementos de vedação instalados é pelo menos tão grande quanto a capacidade de vedação de pressão diferencial desejada da unidade de obturador.
A etapa de instalar pode incluir contatar as faces 72 dos elementos de vedação adjacentes 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 entre si. As faces 72 dos elementos de vedação adjacentes podem ser inclinadas em relação a um eixo longitudinal 50 do tubo base 44.
O método pode incluir a etapa de intumescer os elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 no furo abaixo, de modo que os elementos de vedação de forma vedante contatam uma superfície de poço 22, 24. Os elementos de vedação podem de forma vedante contatar a superfície de poço, sem longitudinalmente comprimir os elementos de vedação.
Os elementos de vedação podem ser providos de modo que os primeiros elementos de vedação 74 tenham maior rigidez do que pelo menos um segundo elemento de vedação 76. A etapa de instalar pode incluir posicionar os primeiros elementos de vedação 74 estendendo-se sobre o segundo elemento de vedação 76. A etapa de instalar pode incluir variar uma rigidez dos elementos de vedação 74, 76 em uma direção paralela a um eixo longitudinal do tubo base.
A etapa de instalar pode incluir posicionar os anéis de suporte 32, 46 estendendo-se sobre os elementos de vedação sobre o tubo base 44. Pelo menos um dos anéis de suporte 46 pode incluir uma face 48 inclinada em relação a um eixo longitudinal 50 do tubo base 44 e a face do anel de suporte pode solicitar um adjacente dos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 em contato de vedação com uma superfície de poço 22, 24, quando o elemento de vedação adjacente intumesce no furo abaixo.
Pelo menos um dos anéis de suporte 46 pode incluir uma superfície 52, que é radialmente deslocada em relação a uma superfície 54 de um adjacente dos elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76. A superfície de anel de suporte 52 pode solicitar o elemento de vedação adjacente em contato de vedação com uma superfície de poço 22, 24, quando o elemento de vedação adjacente intumesce no furo abaixo. A superfície de anel de suporte 52 pode ser paralela à superfície de elemento de vedação adjacente 54.
O método pode incluir a etapa de intumescer os elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 no furo abaixo, de modo que os elementos de vedação contatem de forma vedante uma superfície de poço 22, 24, sem diminuir a distância longitudinal entre os anéis de suporte 32, 46.
A etapa de instalar pode incluir deslizar os elementos de vedação 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 sobre o tubo base 44, a partir de uma sua extremidade, instalar pelo menos um dos elementos de vedação sobre o tubo base em uma direção lateral a um eixo longitudinal do tubo base e/ou enrolar pelo menos um dos elementos de vedação helicoidalmente em torno do tubo base.
Naturalmente, uma pessoa hábil na técnica, em uma consideração cuidadosa da descrição acima das formas de realização representativas da invenção, prontamente observaria que muitas modificações, adições, substituições, deleções e outras mudanças podem ser feitas nas formas de realização específicas e tais mudanças são contempladas pelos princípios da presente invenção. Portanto, a descrição detalhada precedente deve ser claramente entendida como sendo feita como meio de ilustração e exemplo somente, o espírito e escopo da presente invenção sendo limitados unicamente pelas reivindicações anexas e seus equivalentes.
Claims (31)
1. Unidade de obturador, caracterizada pelo fato de compreender: múltiplos elementos de vedação, cada elemento de vedação sendo intumescível em um ambiente de furo abaixo, cada elemento de vedação tendo pelo menos uma face inclinada em relação a um eixo longitudinal da unidade de obturador e as faces inclinadas dos elementos de vedação adjacentes contatando entre si.
2. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato dos múltiplos elementos de vedação serem instalados em um único tubo base.
3. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 2, caracterizada pelo fato dos elementos de vedação deslizarem sobre o tubo base a partir de uma sua extremidade.
4. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 2, caracterizada pelo fato de pelo menos um dos elementos de vedação ter nele uma fenda longitudinal que permite a instalação sobre o tubo base, em uma direção lateral ao eixo longitudinal.
5. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 2, caracterizada pelo fato de pelo menos um dos elementos de vedação ser enrolado helicoidalmente em torno do tubo base.
6. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de pelo menos dois anéis de suporte estenderem-se sobre os múltiplos elementos de vedação.
7. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 6, caracterizada pelo fato dos elementos de vedação serem radialmente extensíveis em contato vedante com uma superfície de poço, sem diminuir a distância longitudinal entre os anéis de suporte.
8. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 6, caracterizada pelo fato de pelo menos um dos anéis de suporte incluir uma face inclinada em relação ao eixo longitudinal e em que a face do anel de suporte é arranjada para solicitar um elemento adjacente dos elementos de vedação em contato de vedação, quando o elemento de vedação adjacente intumesce no furo abaixo.
9. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 6, caracterizada pelo fato de pelo menos um dos anéis de suporte incluir uma superfície que é radialmente deslocada em relação a uma superfície de um elemento adjacente dos elementos de vedação e em que a superfície de anel de suporte é disposta para solicitar o elemento de vedação adjacente em contato de vedação, quando o elemento de vedação adjacente intumesce no furo abaixo.
10. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato da superfície de anel de suporte ser paralela à superfície do elemento de vedação adjacente.
11. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato dos elementos de vedação serem radialmente extensíveis em contato vedante com uma superfície de poço, sem longitudinalmente comprimir os elementos de vedação.
12. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato dos elementos de vedação incluírem primeiros elementos de vedação estendendo sobre um segundo elemento de vedação e em que o segundo elemento de vedação é menos rígido do que os primeiros elementos de vedação.
13. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de pelo menos um dos primeiros elementos de vedação incluir um material de reforço em um material de vedação.
14. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato do material de vedação ser um material de vedação intumescível.
15. Unidade de obturador de acordo com a reivindicação I5 caracterizada pelo fato dos elementos de vedação terem níveis variados correspondentes de rigidez em uma direção paralela ao eixo longitudinal.
16. Método para construir uma unidade de obturador tendo uma desejada capacidade de vedação de pressão diferencial, caracterizado pelo fato de compreender as etapas de: prover um tubo base; prover múltiplos elementos de vedação, cada elemento de vedação sendo intumescível em um ambiente de furo abaixo e cada elemento de vedação tendo uma predeterminada capacidade de vedação de pressão diferencial menor do que a capacidade de vedação de pressão diferencial desejada da unidade de obturador; e após a desejada capacidade de vedação de pressão diferencial da unidade de obturador ser determinada, instalar um número selecionado de elementos de vedação sobre o tubo base, de modo que as capacidades de vedação de pressão diferencial predeterminadas combinadas, dos elementos de vedação instalados, sejam pelo menos tão grandes quanto a capacidade de vedação de pressão diferencial desejada da unidade de obturador.
17. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato da etapa de instalar compreender ainda contatar as faces dos elementos de vedação adjacentes entre si.
18. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato das faces dos elementos de vedação adjacentes serem inclinadas em relação a um eixo longitudinal do tubo base.
19. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de compreender ainda a etapa de intumescer os elementos de vedação no furo abaixo, de modo que os elementos de vedação contatem de forma vedante uma superfície de poço.
20. Método de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato dos elementos de vedação contatarem de forma vedante a superfície de poço, sem longitudinalmente comprimir os elementos de vedação.
21. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato da etapa de prover elementos de vedação compreender ainda prover primeiros elementos de vedação tendo maior rigidez do que pelo menos um segundo elemento de vedação.
22. Método de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato da etapa de instalar compreender ainda posicionar os primeiros elementos de vedação estendendo-se sobre o segundo elemento de vedação.
23. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato da etapa de instalar compreender ainda variar a rigidez dos elementos de vedação em uma direção paralela a um eixo longitudinal do tubo base.
24. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato da etapa de instalar compreender ainda posicionar os anéis de suporte estendendo-se sobre os elementos de vedação sobre o tubo base.
25. Método de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de pelo menos um dos anéis de suporte incluir uma face inclinada relativa a um eixo longitudinal do tubo base e compreendendo ainda a etapa da face de anel de suporte solicitar um adjacente dos elementos de vedação em contato de vedação com uma superfície de poço, quando o elemento de vedação adjacente intumesce no furo abaixo.
26. Método de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de pelo menos um dos anéis de suporte incluir uma superfície que é radialmente deslocada em relação a uma superfície de um elemento adjacente dos elementos de vedação e compreender ainda a etapa da superfície do anel de suporte solicitar o elemento de vedação adjacente para contato de vedação com uma superfície de poço, quando o elemento de vedação adjacente intumesce no furo abaixo.
27. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato da superfície de anel de suporte ser paralela à superfície do elemento de vedação adjacente.
28. Método de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de compreender ainda a etapa de intumescer os elementos de vedação no furo abaixo, de modo que os elementos de vedação contatem de forma vedante uma superfície de poço, sem diminuir a distância longitudinal entre os anéis de suporte.
29. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato da etapa de instalar compreender ainda deslizar os elementos de vedação sobre o tubo base a partir de uma sua extremidade.
30. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato da etapa de instalar compreender instalar pelo menos um dos elementos de vedação sobre o tubo base, em uma direção lateral a um eixo longitudinal do tubo base.
31. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato da etapa de instalar compreender ainda enrolar pelo menos um dos elementos de vedação helicoidalmente em torno do tubo base.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2007/061703 WO2008097312A1 (en) | 2007-02-06 | 2007-02-06 | Swellable packer with enhanced sealing capability |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BRPI0721215A2 true BRPI0721215A2 (pt) | 2013-01-01 |
BRPI0721215B1 BRPI0721215B1 (pt) | 2018-05-08 |
Family
ID=39681992
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0721215A BRPI0721215B1 (pt) | 2007-02-06 | 2007-02-06 | unidade de obturador, e, método para construir uma unidade de obturador |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9303483B2 (pt) |
EP (1) | EP2129865B1 (pt) |
AU (1) | AU2007346700B2 (pt) |
BR (1) | BRPI0721215B1 (pt) |
CA (2) | CA2677254C (pt) |
DK (1) | DK2129865T3 (pt) |
MX (1) | MX2009008348A (pt) |
NO (1) | NO342926B1 (pt) |
WO (1) | WO2008097312A1 (pt) |
Families Citing this family (52)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO324087B1 (no) * | 2005-05-02 | 2007-08-13 | Easy Well Solutions As | Anordning ved ringromspakning |
WO2008051250A2 (en) * | 2006-10-20 | 2008-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer construction for continuous or segmented tubing |
EP2129865B1 (en) | 2007-02-06 | 2018-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
US8110099B2 (en) | 2007-05-09 | 2012-02-07 | Contech Stormwater Solutions Inc. | Stormwater filter assembly |
US20080290603A1 (en) * | 2007-05-24 | 2008-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Swellable material and method |
US20090126947A1 (en) * | 2007-05-31 | 2009-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Swellable material and method |
US7806193B2 (en) * | 2007-06-06 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Swellable packer with back-up systems |
GB0716640D0 (en) | 2007-08-25 | 2007-10-03 | Swellfix Bv | Sealing assembley |
US8727001B2 (en) * | 2007-09-25 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
US9018144B2 (en) | 2007-10-01 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Polymer composition, swellable composition comprising the polymer composition, and articles including the swellable composition |
US8555961B2 (en) * | 2008-01-07 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with composite material end rings |
US20090178800A1 (en) * | 2008-01-14 | 2009-07-16 | Korte James R | Multi-Layer Water Swelling Packer |
GB2457894B (en) * | 2008-02-27 | 2011-12-14 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
US8235108B2 (en) * | 2008-03-14 | 2012-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Swell packer and method of manufacturing |
GB2459457B (en) * | 2008-04-22 | 2012-05-09 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
US8794310B2 (en) * | 2008-11-12 | 2014-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Support tube for a swell packer, swell packer, method of manufacturing a swell packer, and method for using a swell packer |
US20100230902A1 (en) * | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole sealing device and method of making |
US8087459B2 (en) * | 2009-03-31 | 2012-01-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer providing multiple seals and having swellable element isolatable from the wellbore |
US8127978B2 (en) * | 2009-05-20 | 2012-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Swelling packer and method of construction |
US8225862B2 (en) * | 2009-08-21 | 2012-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Load distributing apparatus and method |
US20110121568A1 (en) * | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable connection system and method of using the same |
US20110290472A1 (en) * | 2010-05-27 | 2011-12-01 | Longwood Elastomers, Inc. | Process for manufacturing swellable downhole packers and associated products |
US8960312B2 (en) | 2010-06-30 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigating leaks in production tubulars |
US20120012342A1 (en) * | 2010-07-13 | 2012-01-19 | Wilkin James F | Downhole Packer Having Tandem Packer Elements for Isolating Frac Zones |
AU2016200369A1 (en) * | 2010-08-25 | 2016-02-11 | Weatherford U.K. Limited | Downhole apparatus and method |
WO2013095098A1 (en) * | 2011-11-18 | 2013-06-27 | Ruma Products Holding B.V. | Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve |
US20130279769A1 (en) | 2012-04-10 | 2013-10-24 | Picofield Technologies Inc. | Biometric Sensing |
US9708880B2 (en) * | 2012-06-08 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced anchoring and/or sealing capability |
US9617821B2 (en) | 2012-06-20 | 2017-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced operating envelope |
CA2875943C (en) * | 2012-09-21 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer having reinforcement plate |
US9279303B2 (en) * | 2012-10-16 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Secondary barrier for use in conjunction with an isolation device in a horizontal wellbore |
GB2513846A (en) * | 2013-05-03 | 2014-11-12 | Rubberatkins Ltd | Downhole seal |
GB201315957D0 (en) * | 2013-09-06 | 2013-10-23 | Swellfix Bv | Retrievable packer |
US9441449B1 (en) * | 2014-03-16 | 2016-09-13 | Elie Robert Abi Aad | Swellable packer |
EP2952672A1 (en) * | 2014-06-04 | 2015-12-09 | Welltec A/S | Downhole expandable metal tubular |
WO2016007628A1 (en) * | 2014-07-09 | 2016-01-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Compressible packing element for continuous feed-through line |
WO2016137439A1 (en) * | 2015-02-24 | 2016-09-01 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for controlled swelling of swell packers by controlled fluid transport |
BR122022010728B1 (pt) * | 2016-09-30 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc | Packer para um poço, e, método para assentar um packer |
BR112020005388B1 (pt) | 2017-11-13 | 2023-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc | Método para formar uma vedação em um furo de poço e pilha de vedação de metal intumescível |
SG11202006956VA (en) * | 2018-02-23 | 2020-08-28 | Halliburton Energy Services Inc | Swellable metal for swell packer |
WO2020171825A1 (en) | 2019-02-22 | 2020-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | An expanding metal sealant for use with multilateral completion systems |
US11261693B2 (en) | 2019-07-16 | 2022-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composite expandable metal elements with reinforcement |
BR112021024386A2 (pt) | 2019-07-31 | 2022-02-08 | Halliburton Energy Services Inc | Método para monitorar a expansão de um vedante metálico de fundo de poço e sistema de medição do vedante metálico de fundo de poço |
US10961804B1 (en) | 2019-10-16 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Washout prevention element for expandable metal sealing elements |
US11519239B2 (en) | 2019-10-29 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Running lines through expandable metal sealing elements |
US11761290B2 (en) | 2019-12-18 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal sealing elements for a liner hanger |
US11499399B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure reducing metal elements for liner hangers |
US11761293B2 (en) | 2020-12-14 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer assemblies, downhole packer systems, and methods to seal a wellbore |
US11572749B2 (en) | 2020-12-16 | 2023-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-expanding liner hanger |
US11578498B2 (en) | 2021-04-12 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable metal for anchoring posts |
US11879304B2 (en) | 2021-05-17 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal for cement assurance |
US20230003096A1 (en) * | 2021-07-02 | 2023-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Mixed element swell packer system and method |
Family Cites Families (200)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US148387A (en) | 1874-03-10 | Improvement in well-tube check-valves | ||
US1536348A (en) | 1921-12-20 | 1925-05-05 | Oil Well Supply Co | Gas-escape valve for oil wells |
US1736254A (en) | 1928-03-12 | 1929-11-19 | Oil Recovery Corp | Seater and packer |
US2144026A (en) | 1936-02-06 | 1939-01-17 | Leslie A Layne | Packer |
US2253092A (en) | 1937-06-22 | 1941-08-19 | Guiberson Corp | Packer |
US2275936A (en) | 1940-07-02 | 1942-03-10 | Baker Oil Tools Inc | Casing bridging device |
US2242166A (en) | 1940-10-17 | 1941-05-13 | Continental Oil Co | Apparatus for operating oil wells |
US2602516A (en) | 1949-05-02 | 1952-07-08 | Gray David Paxton | Method and apparatus for removing oil sands from oil wells |
US2830540A (en) | 1950-09-14 | 1958-04-15 | Pan American Petroleum Corp | Well packer |
US2809654A (en) | 1954-09-10 | 1957-10-15 | Dole Valve Co | Hygroscopic steam valve |
US2762437A (en) | 1955-01-18 | 1956-09-11 | Egan | Apparatus for separating fluids having different specific gravities |
US2946541A (en) | 1955-04-11 | 1960-07-26 | John R Boyd | Airfoil fluid flow control system |
US2828823A (en) | 1955-07-07 | 1958-04-01 | Exxon Research Engineering Co | Reinforced inflatable packer |
US2814947A (en) | 1955-07-21 | 1957-12-03 | Union Oil Co | Indicating and plugging apparatus for oil wells |
US2945541A (en) | 1955-10-17 | 1960-07-19 | Union Oil Co | Well packer |
US2849070A (en) | 1956-04-02 | 1958-08-26 | Union Oil Co | Well packer |
US2942666A (en) | 1956-12-27 | 1960-06-28 | Jersey Prod Res Co | Wireline plugging device |
US2981332A (en) | 1957-02-01 | 1961-04-25 | Montgomery K Miller | Well screening method and device therefor |
US2981333A (en) | 1957-10-08 | 1961-04-25 | Montgomery K Miller | Well screening method and device therefor |
US3099318A (en) | 1961-01-23 | 1963-07-30 | Montgomery K Miller | Well screening device |
US3385367A (en) * | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
US3477506A (en) | 1968-07-22 | 1969-11-11 | Lynes Inc | Apparatus relating to fabrication and installation of expanded members |
US3776561A (en) | 1970-10-16 | 1973-12-04 | R Haney | Formation of well packers |
US3845818A (en) | 1973-08-10 | 1974-11-05 | Otis Eng Co | Well tools |
US3899631A (en) | 1974-04-11 | 1975-08-12 | Lynes Inc | Inflatable sealing element having electrical conductors extending therethrough |
US3918523A (en) | 1974-07-11 | 1975-11-11 | Ivan L Stuber | Method and means for implanting casing |
GB1478206A (en) | 1974-09-12 | 1977-06-29 | Weatherford Oil Tool | Control line positioning device for use in wells |
US3933203A (en) | 1975-03-27 | 1976-01-20 | Evans Orde R | Centralizer for production string including support means for control lines |
US4182677A (en) | 1975-04-03 | 1980-01-08 | Institut Francais Du Petrole | Modified rubber, its use as hydrocarbon absorber |
US4202087A (en) | 1977-03-18 | 1980-05-13 | Kelly Well Company, Inc. | Device for retaining setting cables |
US4137970A (en) | 1977-04-20 | 1979-02-06 | The Dow Chemical Company | Packer with chemically activated sealing member and method of use thereof |
US4240800A (en) | 1978-10-23 | 1980-12-23 | Fischer Karl O | Process for treatment of bagasse for the production of oil binders |
US4234197A (en) * | 1979-01-19 | 1980-11-18 | Baker International Corporation | Conduit sealing system |
US4307204A (en) | 1979-07-26 | 1981-12-22 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Elastomeric sponge |
CA1145131A (en) | 1980-04-05 | 1983-04-26 | Hajime Yamaji | Aqueously-swelling water stopper and a process of stopping water thereby |
US4287952A (en) | 1980-05-20 | 1981-09-08 | Exxon Production Research Company | Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers |
US4375240A (en) * | 1980-12-08 | 1983-03-01 | Hughes Tool Company | Well packer |
US4444403A (en) | 1982-06-21 | 1984-04-24 | Camco, Incorporated | Thermal and/or corrosion seal for a well tool |
US4491186A (en) | 1982-11-16 | 1985-01-01 | Smith International, Inc. | Automatic drilling process and apparatus |
US4635726A (en) | 1985-05-28 | 1987-01-13 | Texaco Inc. | Method for controlling lost circulation of drilling fluids with water absorbent polymers |
US4633950A (en) | 1985-05-28 | 1987-01-06 | Texaco Inc. | Method for controlling lost circulation of drilling fluids with hydrocarbon absorbent polymers |
US4862967A (en) | 1986-05-12 | 1989-09-05 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of employing a coated elastomeric packing element |
SE457137B (sv) | 1986-11-20 | 1988-12-05 | Husqvarna Ab | Vibrationsdaempande anordning vid motordrivna graesklippare |
US5035286A (en) | 1988-03-10 | 1991-07-30 | Fitzgibbon Jr Daniel F | Methods and apparatus for field blasting of earth formations using inflatable devices for suspending explosives in boreholes |
US5273066A (en) | 1988-06-10 | 1993-12-28 | Graham Neil B | Control valves and method of plant growing using flow control |
US5091471A (en) | 1989-01-17 | 1992-02-25 | Bridgestone/Firestone, Inc. | Elastomer blends having improved extrusion resistance and method for the preparation thereof |
US4974674A (en) | 1989-03-21 | 1990-12-04 | Westinghouse Electric Corp. | Extraction system with a pump having an elastic rebound inner tube |
US4919989A (en) | 1989-04-10 | 1990-04-24 | American Colloid Company | Article for sealing well castings in the earth |
US4971152A (en) | 1989-08-10 | 1990-11-20 | Nu-Bore Systems | Method and apparatus for repairing well casings and the like |
US4998585A (en) | 1989-11-14 | 1991-03-12 | Qed Environmental Systems, Inc. | Floating layer recovery apparatus |
US5333684A (en) | 1990-02-16 | 1994-08-02 | James C. Walter | Downhole gas separator |
FR2663978B1 (fr) | 1990-06-29 | 1995-12-15 | Elf Aquitaine | Tube de production avec ligne hydraulique integree. |
GB2248255B (en) | 1990-09-27 | 1994-11-16 | Solinst Canada Ltd | Borehole packer |
CA2034444C (en) | 1991-01-17 | 1995-10-10 | Gregg Peterson | Method and apparatus for the determination of formation fluid flow rates and reservoir deliverability |
US5180704A (en) | 1991-04-19 | 1993-01-19 | Regents Of The University Of Minnesota | Oil sorption with surface-modified rubber |
JPH0799076B2 (ja) | 1991-06-11 | 1995-10-25 | 応用地質株式会社 | 吸水膨張性止水材及びそれを用いる止水工法 |
GB9117683D0 (en) | 1991-08-16 | 1991-10-02 | Head Philip F | Well packer |
US5523357A (en) | 1991-10-23 | 1996-06-04 | Jps Elastomerics Corporation | CSPE/CPE blend membrane |
GB9127535D0 (en) | 1991-12-31 | 1992-02-19 | Stirling Design Int | The control of"u"tubing in the flow of cement in oil well casings |
US5433269A (en) * | 1992-05-15 | 1995-07-18 | Halliburton Company | Retrievable packer for high temperature, high pressure service |
NO306127B1 (no) | 1992-09-18 | 1999-09-20 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og produksjonsror for produksjon av olje eller gass fra et olje- eller gassreservoar |
US5337808A (en) | 1992-11-20 | 1994-08-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Technique and apparatus for selective multi-zone vertical and/or horizontal completions |
DE4325757A1 (de) | 1993-07-31 | 1995-02-02 | Gruenau Gmbh Chem Fab | Rohrschott mit einem um ein Rohr biegbaren Blechmantel |
US5411085A (en) | 1993-11-01 | 1995-05-02 | Camco International Inc. | Spoolable coiled tubing completion system |
US5533570A (en) | 1995-01-13 | 1996-07-09 | Halliburton Company | Apparatus for downhole injection and mixing of fluids into a cement slurry |
NO954352D0 (no) | 1995-10-30 | 1995-10-30 | Norsk Hydro As | Anordning for innströmningsregulering i et produksjonsrör for produksjon av olje eller gass fra et olje- og/eller gassreservoar |
JPH09151686A (ja) | 1995-11-29 | 1997-06-10 | Oyo Corp | 孔内パッキング方法 |
US5730223A (en) | 1996-01-24 | 1998-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an adjustable flow rate and associated methods of completing a subterranean well |
GB2320731B (en) | 1996-04-01 | 2000-10-25 | Baker Hughes Inc | Downhole flow control devices |
US5896928A (en) | 1996-07-01 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device for use in producing wells |
US5803179A (en) | 1996-12-31 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screened well drainage pipe structure with sealed, variable length labyrinth inlet flow control apparatus |
GB2356879B (en) | 1996-12-31 | 2001-07-25 | Halliburton Energy Serv Inc | Production fluid drainage apparatus |
US5944322A (en) | 1997-02-11 | 1999-08-31 | Parker-Hannifin Corporation | Combination graphite foil and metal sealing gasket |
NO305259B1 (no) | 1997-04-23 | 1999-04-26 | Shore Tec As | FremgangsmÕte og apparat til bruk ved produksjonstest av en forventet permeabel formasjon |
GB2325949B (en) | 1997-05-06 | 2001-09-26 | Baker Hughes Inc | Flow control apparatus and method |
US6009951A (en) | 1997-12-12 | 2000-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for hybrid element casing packer for cased-hole applications |
GB2341405B (en) | 1998-02-25 | 2002-09-11 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Circulation tool |
US6253861B1 (en) | 1998-02-25 | 2001-07-03 | Specialised Petroleum Services Limited | Circulation tool |
US6173788B1 (en) | 1998-04-07 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Wellpacker and a method of running an I-wire or control line past a packer |
NO982609A (no) | 1998-06-05 | 1999-09-06 | Triangle Equipment As | Anordning og fremgangsmåte til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrøm mellom et hydrokarbonreservoar og en brønn |
US6135210A (en) | 1998-07-16 | 2000-10-24 | Camco International, Inc. | Well completion system employing multiple fluid flow paths |
JP3550026B2 (ja) | 1998-08-21 | 2004-08-04 | 信男 中山 | ボーリング孔の遮水具及びこれを用いた遮水方法 |
RU2157440C2 (ru) | 1998-10-27 | 2000-10-10 | Совместное российско-сербское предприятие "Россербмост" в виде ТОО | Температурный шов для инженерных сооружений |
US6938689B2 (en) | 1998-10-27 | 2005-09-06 | Schumberger Technology Corp. | Communicating with a tool |
US7121352B2 (en) | 1998-11-16 | 2006-10-17 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
US6354378B1 (en) | 1998-11-18 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for formation isolation in a well |
GB9900471D0 (en) | 1999-01-09 | 1999-03-03 | Bedwell Leslie W | Apparatus and method for leak detection |
WO2000045031A1 (en) | 1999-01-29 | 2000-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling production |
OA11859A (en) | 1999-04-09 | 2006-03-02 | Shell Int Research | Method for annular sealing. |
US6679324B2 (en) | 1999-04-29 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Downhole device for controlling fluid flow in a well |
US6227299B1 (en) | 1999-07-13 | 2001-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flapper valve with biasing flapper closure assembly |
US6390199B1 (en) | 1999-09-21 | 2002-05-21 | Shell Oil Company | Downhole safety valve |
US6571046B1 (en) | 1999-09-23 | 2003-05-27 | Baker Hughes Incorporated | Protector system for fiber optic system components in subsurface applications |
GB9923092D0 (en) | 1999-09-30 | 1999-12-01 | Solinst Canada Ltd | System for introducing granular material into a borehole |
US6343651B1 (en) | 1999-10-18 | 2002-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling fluid flow with sand control |
US6367845B1 (en) | 1999-11-09 | 2002-04-09 | Grant Prideco, L.P. | Control line coupling and tubular string-control line assembly employing same |
US6354372B1 (en) | 2000-01-13 | 2002-03-12 | Carisella & Cook Ventures | Subterranean well tool and slip assembly |
US6318729B1 (en) * | 2000-01-21 | 2001-11-20 | Greene, Tweed Of Delaware, Inc. | Seal assembly with thermal expansion restricter |
US6478091B1 (en) | 2000-05-04 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable liner and associated methods of regulating fluid flow in a well |
US7455104B2 (en) | 2000-06-01 | 2008-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable elements |
US6325144B1 (en) | 2000-06-09 | 2001-12-04 | Baker Hughes, Inc. | Inflatable packer with feed-thru conduits |
US6817416B2 (en) | 2000-08-17 | 2004-11-16 | Abb Offshore Systems Limited | Flow control device |
NO312478B1 (no) | 2000-09-08 | 2002-05-13 | Freyer Rune | Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon |
FR2815073B1 (fr) | 2000-10-09 | 2002-12-06 | Johnson Filtration Systems | Elements de drain ayant une crepine consitituee de tiges creuses pour collecter notamment des hydrocarbures |
US6371210B1 (en) | 2000-10-10 | 2002-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
US20040011534A1 (en) | 2002-07-16 | 2004-01-22 | Simonds Floyd Randolph | Apparatus and method for completing an interval of a wellbore while drilling |
US7222676B2 (en) | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
IT1319550B1 (it) | 2000-12-15 | 2003-10-20 | Eni Spa | Metodo per la centralizzazione delle colonne per applicazioni leanprofile |
US6695067B2 (en) | 2001-01-16 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore isolation technique |
GB2388136B (en) | 2001-01-26 | 2005-05-18 | E2Tech Ltd | Device and method to seal boreholes |
US6622794B2 (en) | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
MY134072A (en) | 2001-02-19 | 2007-11-30 | Shell Int Research | Method for controlling fluid into an oil and/or gas production well |
NO314701B3 (no) | 2001-03-20 | 2007-10-08 | Reslink As | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
US6644412B2 (en) | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
NO313895B1 (no) | 2001-05-08 | 2002-12-16 | Freyer Rune | Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn |
US6786285B2 (en) | 2001-06-12 | 2004-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control regulation method and apparatus |
US6575251B2 (en) | 2001-06-13 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel inflated isolation packer |
US6712153B2 (en) | 2001-06-27 | 2004-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Resin impregnated continuous fiber plug with non-metallic element system |
MY135121A (en) | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
US20040007829A1 (en) | 2001-09-07 | 2004-01-15 | Ross Colby M. | Downhole seal assembly and method for use of same |
US6857475B2 (en) | 2001-10-09 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for flow control gravel pack |
US6705615B2 (en) * | 2001-10-31 | 2004-03-16 | Dril-Quip, Inc. | Sealing system and method |
US6957703B2 (en) | 2001-11-30 | 2005-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Closure mechanism with integrated actuator for subsurface valves |
GB0130849D0 (en) | 2001-12-22 | 2002-02-06 | Weatherford Lamb | Bore liner |
US6719051B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US7096945B2 (en) | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6659178B2 (en) | 2002-03-14 | 2003-12-09 | Wzi, Inc. | Apparatus and method for sealing well bores and bore holes |
US20050224123A1 (en) | 2002-08-12 | 2005-10-13 | Baynham Richard R | Integral centraliser |
US7644773B2 (en) | 2002-08-23 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Self-conforming screen |
NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
US7083162B2 (en) | 2002-08-30 | 2006-08-01 | The Dial Corporation | Intermediary device |
US6935432B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
US6854522B2 (en) | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
US6840325B2 (en) | 2002-09-26 | 2005-01-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable connection for use with a swelling elastomer |
FR2845617B1 (fr) | 2002-10-09 | 2006-04-28 | Inst Francais Du Petrole | Crepine a perte de charge controlee |
NO318358B1 (no) | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
US6834725B2 (en) | 2002-12-12 | 2004-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular |
US6907937B2 (en) | 2002-12-23 | 2005-06-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable sealing apparatus |
US6857476B2 (en) | 2003-01-15 | 2005-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same |
US6886634B2 (en) | 2003-01-15 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an internal isolation member and treatment method using the same |
US6848505B2 (en) | 2003-01-29 | 2005-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Alternative method to cementing casing and liners |
US6988557B2 (en) | 2003-05-22 | 2006-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Self sealing expandable inflatable packers |
GB2398582A (en) | 2003-02-20 | 2004-08-25 | Schlumberger Holdings | System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore |
US7207386B2 (en) | 2003-06-20 | 2007-04-24 | Bj Services Company | Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production |
US7234533B2 (en) | 2003-10-03 | 2007-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well packer having an energized sealing element and associated method |
US20050103497A1 (en) | 2003-11-17 | 2005-05-19 | Michel Gondouin | Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments |
GB2424020B (en) | 2003-11-25 | 2008-05-28 | Baker Hughes Inc | Swelling layer inflatable |
US7191844B2 (en) | 2004-01-09 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corp. | Inflate control system for inflatable straddle stimulation tool |
US20050171248A1 (en) | 2004-02-02 | 2005-08-04 | Yanmei Li | Hydrogel for use in downhole seal applications |
EA008563B1 (ru) | 2004-03-11 | 2007-06-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ установки кольцевого уплотнителя на трубчатый элемент для скважины |
GB2428058B (en) | 2004-03-12 | 2008-07-30 | Schlumberger Holdings | Sealing system and method for use in a well |
KR100526461B1 (ko) | 2004-03-26 | 2005-11-08 | 주식회사 하이닉스반도체 | 메모리장치의 어드레스 래치회로 |
NO325434B1 (no) | 2004-05-25 | 2008-05-05 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk |
DE602005015710D1 (de) | 2004-06-25 | 2009-09-10 | Shell Int Research | Sieb zur steuerung der sandproduktion in einem bohrloch |
DE602005014791D1 (de) | 2004-06-25 | 2009-07-16 | Shell Int Research | Filter zur zuflussregelung von feststoffteilen in einem bohrloch |
US7290606B2 (en) | 2004-07-30 | 2007-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inflow control device with passive shut-off feature |
WO2006015277A1 (en) | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7240739B2 (en) | 2004-08-04 | 2007-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well fluid control |
US7191833B2 (en) | 2004-08-24 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same |
US7367395B2 (en) | 2004-09-22 | 2008-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control completion having smart well capability and method for use of same |
NO331536B1 (no) | 2004-12-21 | 2012-01-23 | Schlumberger Technology Bv | Fremgangsmate for a danne en regulerende strom av bronnhullfluider i et bronnhull anvendt i produksjon av hydrokarboner, og ventil for anvendelse i et undergrunns bronnhull |
CA2530995C (en) | 2004-12-21 | 2008-07-15 | Schlumberger Canada Limited | System and method for gas shut off in a subterranean well |
US7422071B2 (en) * | 2005-01-31 | 2008-09-09 | Hills, Inc. | Swelling packer with overlapping petals |
US7252153B2 (en) | 2005-02-01 | 2007-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bi-directional fluid loss device and method |
US8011438B2 (en) | 2005-02-23 | 2011-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole flow control with selective permeability |
NO324087B1 (no) | 2005-05-02 | 2007-08-13 | Easy Well Solutions As | Anordning ved ringromspakning |
EP1793078A1 (en) * | 2005-12-05 | 2007-06-06 | Services Petroliers Schlumberger | Method and apparatus for well construction |
US7431098B2 (en) | 2006-01-05 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating a wellbore region |
US7703539B2 (en) | 2006-03-21 | 2010-04-27 | Warren Michael Levy | Expandable downhole tools and methods of using and manufacturing same |
US8453746B2 (en) | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7708068B2 (en) | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
US7802621B2 (en) | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7469743B2 (en) | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US20070246212A1 (en) | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Richards William M | Well screens having distributed flow |
US7296597B1 (en) | 2006-06-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods for sealing and isolating pipelines |
US20080035330A1 (en) | 2006-08-10 | 2008-02-14 | William Mark Richards | Well screen apparatus and method of manufacture |
US20080041582A1 (en) | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Geirmund Saetre | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20080041580A1 (en) | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
US20080041581A1 (en) | 2006-08-21 | 2008-02-21 | William Mark Richards | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20080041588A1 (en) | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Richards William M | Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls |
MX2009002654A (es) | 2006-09-11 | 2009-03-26 | Halliburton Energy Serv Inc | Construccion de obturador hinchable. |
WO2008033120A2 (en) | 2006-09-12 | 2008-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for perforating and isolating perforations in a wellbore |
WO2008051250A2 (en) | 2006-10-20 | 2008-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer construction for continuous or segmented tubing |
EP2087199A4 (en) | 2006-11-15 | 2015-09-16 | Halliburton Energy Services Inc | DRILLING TOOL WITH SOURCE AND INTEGRATED FLUID TO INTRODUCE THE SOURCE |
US7478679B2 (en) | 2006-12-06 | 2009-01-20 | Baker Hughes Incorporated | Field assembled packer |
EP2129865B1 (en) | 2007-02-06 | 2018-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
GB2446399B (en) | 2007-02-07 | 2009-07-15 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
US7806193B2 (en) | 2007-06-06 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Swellable packer with back-up systems |
US7740079B2 (en) | 2007-08-16 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing plug convertible to a bridge plug |
US8312931B2 (en) | 2007-10-12 | 2012-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device |
US20090095468A1 (en) | 2007-10-12 | 2009-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining a parameter at an inflow control device in a well |
WO2009067021A2 (en) | 2007-11-23 | 2009-05-28 | Aker Well Service As | Method and device for determination of fluid inflow to a well |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
US8555961B2 (en) | 2008-01-07 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with composite material end rings |
GB2457894B (en) | 2008-02-27 | 2011-12-14 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
US20090218107A1 (en) | 2008-03-01 | 2009-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Reservoir Tool for Packer Setting |
US7866383B2 (en) | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
US8047928B2 (en) | 2008-11-10 | 2011-11-01 | Norman Douglas Bittner | Putter training system |
GB2466475B (en) | 2008-11-11 | 2012-07-18 | Swelltec Ltd | Wellbore apparatus and method |
US20100212883A1 (en) | 2009-02-23 | 2010-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Swell packer setting confirmation |
-
2007
- 2007-02-06 EP EP07717568.5A patent/EP2129865B1/en active Active
- 2007-02-06 AU AU2007346700A patent/AU2007346700B2/en active Active
- 2007-02-06 CA CA2677254A patent/CA2677254C/en active Active
- 2007-02-06 CA CA2765193A patent/CA2765193C/en active Active
- 2007-02-06 MX MX2009008348A patent/MX2009008348A/es active IP Right Grant
- 2007-02-06 BR BRPI0721215A patent/BRPI0721215B1/pt active IP Right Grant
- 2007-02-06 WO PCT/US2007/061703 patent/WO2008097312A1/en active Application Filing
- 2007-02-06 DK DK07717568.5T patent/DK2129865T3/en active
-
2008
- 2008-01-18 US US12/016,600 patent/US9303483B2/en active Active
-
2009
- 2009-09-02 NO NO20092947A patent/NO342926B1/no unknown
-
2011
- 2011-11-23 US US13/303,477 patent/US9488029B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2008097312A1 (en) | 2008-08-14 |
AU2007346700B2 (en) | 2013-10-31 |
US9303483B2 (en) | 2016-04-05 |
US9488029B2 (en) | 2016-11-08 |
EP2129865A1 (en) | 2009-12-09 |
DK2129865T3 (en) | 2019-01-28 |
EP2129865B1 (en) | 2018-11-21 |
AU2007346700A1 (en) | 2008-08-14 |
US20120067565A1 (en) | 2012-03-22 |
CA2765193C (en) | 2014-04-08 |
BRPI0721215B1 (pt) | 2018-05-08 |
CA2677254A1 (en) | 2008-08-14 |
CA2765193A1 (en) | 2008-08-14 |
MX2009008348A (es) | 2009-08-20 |
US20080185158A1 (en) | 2008-08-07 |
NO20092947L (no) | 2009-10-06 |
CA2677254C (en) | 2012-04-10 |
NO342926B1 (no) | 2018-09-03 |
EP2129865A4 (en) | 2015-08-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BRPI0721215A2 (pt) | unidade de obturador, e, método para construir uma unidade de obturador | |
MX2009002654A (es) | Construccion de obturador hinchable. | |
US11268342B2 (en) | Swellable packer with reinforcement and anti-extrusion features | |
US9909383B2 (en) | Swellable packer with enhanced operating envelope | |
US20090242189A1 (en) | Swell packer | |
BRPI0719094A2 (pt) | Aparelho e método de fundo de poço | |
BR112015015593B1 (pt) | conjunto de junta de deslocamento, e, método para dispor uma bobina de linha de controle ao longo de uma junta de deslocamento | |
RU2413836C2 (ru) | Способ образования кольцевого барьера в подземной скважине, способ изготовления скважинного пакера и конструкция скважинного пакера | |
US9708880B2 (en) | Swellable packer with enhanced anchoring and/or sealing capability | |
RU2768349C2 (ru) | Узел пакера, предназначенный для использования в подземной скважине, способ его конструирования и скважинная система, содержащая узел пакера | |
BR112015010755B1 (pt) | Obturador de poço, método de construção de um obturador de poço para uso em cimentação de um tubo em um poço e método de cimentação de um tubo em um poço | |
BR112015005314B1 (pt) | Conjunto de obturador, e, metodo de construir um conjunto de obturador |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
B15K | Others concerning applications: alteration of classification |
Ipc: E21B 33/12 (2006.01), E21B 33/13 (2006.01) |
|
B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |