CN103562490A - 维护井筒的系统和方法 - Google Patents

维护井筒的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103562490A
CN103562490A CN201280026900.2A CN201280026900A CN103562490A CN 103562490 A CN103562490 A CN 103562490A CN 201280026900 A CN201280026900 A CN 201280026900A CN 103562490 A CN103562490 A CN 103562490A
Authority
CN
China
Prior art keywords
sleeve
pit shaft
sleeve system
port
fluid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201280026900.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103562490B (zh
Inventor
J·C·波特
K·L·佩西
M·T·豪威尔
W·E·斯坦德里奇
J·R·威廉姆森
P·夏
R·沃森
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN103562490A publication Critical patent/CN103562490A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103562490B publication Critical patent/CN103562490B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • E21B21/103Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • E21B34/102Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • E21B34/102Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position
    • E21B34/103Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position with a shear pin
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • E21B34/108Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with time delay systems, e.g. hydraulic impedance mechanisms
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • E21B34/142Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06Sleeve valves

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)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

本发明披露一种井筒维护系统,其包括:管形钻柱;纳入在管形钻柱内的第一套筒系统,该第一套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第一套箱(208)内的第一滑动套筒(260),在第一限制器工作时,第一限制器(274)有选择地限制第一套筒系统相对于装有端口的第一套箱的运动,在第一限制器不工作时,第一延迟系统(268、291)构造成有选择地限制第一滑动套筒相对于装有端口的第一套箱的运动;纳入在管形钻柱内的第二套筒系统,该第二套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第二套箱内的第二滑动套筒,在第二限制器工作时,第二限制器有选择地限制第二套筒系统相对于装有端口的第二套箱的运动。限制器(274)通过剪切销(284)固定就位。为了使限制器(274)停止工作,下落球座落在座子(270)上,压力增大而剪切断销子(284)。座子(270)由三段或多段径向段组成。保护性护套(272)覆盖座子的一个或多个表面,以保护座子不与井中流体接触,并使诸段保持在闭合的构造中。

Description

维护井筒的系统和方法
背景技术
含有碳氢化合物的地下地层,有时沿着延伸到如此地层内的井筒长度,其组成不是均匀的。有时希望响应于不同的地层组成,来不同地处理和/或其它方式管理地层和/或井筒。某些井筒维护系统和方法将如此的处理称作区域隔离处理。然而,在某些井筒维护系统和方法中,尽管可使用单一的封闭器来致动用于处理区域的多种工具,但用封闭器来如此地致动一个工具,可造成另外工具的致动更加困难。例如,可使用球体来致动多个激励工具,由此,允许流体在工具的流动孔和工具外部空间之间连通。然而,由致动工具实现的如此流体连通可增加其后致动其它工具所需的工作压力。因此,需要有改进的处理井筒多个区域的系统和方法。
发明内容
根据本发明的一个方面,提供一种井筒维护系统,该井筒维护系统包括管形钻柱、纳入在管形钻柱内的第一套筒系统、纳入在管形钻柱内的第二套筒系统,以及第一井筒隔离器,第一套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第一套箱内的第一滑动套筒,在第一限制器工作时,第一限制器有选择地限制第一套筒系统相对于装有端口的第一套箱的运动,在第一限制器不工作时,第一延迟系统构造成有选择限制第一滑动套筒相对于装有端口的第一套箱的运动;第二套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第二套箱内的第二滑动套筒,在第二限制器工作时,第二限制器有选择地限制第二套筒系统相对于装有端口的第二套箱的运动,在第二限制器不工作时,第二延迟系统构造成有选择限制第二滑动套筒相对于装有端口的第二套箱的运动;第一井筒隔离器圆周地围绕管形钻柱定位在第一套筒系统和第二套筒系统之间。
在另一方面,本发明提供一种维护井筒的方法,该方法包括将管形钻柱定位在井筒内,该管形钻柱包括第一套筒系统、第二套筒系统,其中,第一套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第一套筒系统最初构造成在安装模式中,在该模式中,第一套筒系统的流动孔和第一套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;其中,第二套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第二套筒系统最初构造成在安装模式中,在该模式中,第二套筒系统的流动孔和第二套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;该方法还包括使井筒第一区域与井筒第二区域隔离;以及使第一封闭器通过第一套筒系统的至少一部分,由此,打开第一套筒系统的第一限制器的锁定,并由此使第一套筒系统过渡到延迟模式;允许第一套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及通过第一套筒系统的一个或多个端口使流体连通到井筒的第一区域。
在还有另一方面,本发明提供一种维护井筒的方法,该方法包括将管形钻柱定位在井筒内,该管形钻柱包括第一套筒系统、第二套筒系统、第三套筒系统和第四套筒系统,其中,第一套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第一套筒系统最初构造成在安装模式中,在该模式中,第一套筒系统的流动孔和第一套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;其中,第二套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第二套筒系统最初构造成在安装模式中,在该模式中,第二套筒系统的流动孔和第二套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;其中,第三套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第三套筒系统最初构造成在安装模式中,在该模式中,第三套筒系统的流动孔和第三套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;其中,第四套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第四套筒系统最初构造成在安装模式中,在该模式中,第四套筒系统的流动孔和第四套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;该方法还包括使井筒第一区域与井筒第二区域隔离;以及使第一封闭器通过第一套筒系统的至少一部分和第二套筒系统的至少一部分,由此,打开第一套筒系统的第一限制器和第二套筒系统的第二限制器的锁定,并由此使第一套筒系统和第二套筒系统过渡到延迟模式;允许第一套筒系统和第二套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及通过第一套筒系统的一个或多个端口和第二套筒系统的一个或多个端口使流体连通到井筒的第一区域,同时流体不连通到第二区域;使第二封闭器通过第三套筒系统的至少一部分和第四套筒系统的至少一部分,由此,打开第三套筒系统的第三限制器和第四套筒系统的第四制器的锁定,并由此使第三套筒系统和第四套筒系统过渡到延迟模式;允许第三套筒系统和第四套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及通过第三套筒系统的一个或多个端口和第四套筒系统的一个或多个端口使流体连通到井筒的第二区域。
附图说明
为了更完整地理解本发明及其优点,现参照以下的简要描述,并结合附图和详细描述:
图1是根据本发明井筒维护系统的实施例的剖切图;
图2是图1井筒维护系统的套筒系统的剖视图,示出处于安装模式的套筒系统;
图2A是图2井筒系统的分段座的剖视端视图,示出分为三段的分段座;
图2B是图2井筒系统的分段座的剖视端视图,其具有施加到其上的保护护套;
图3是图2的套筒系统的剖视图,示出处于延迟模式的套筒系统;
图4是图2的套筒系统的剖视图,示出处于完全打开模式的套筒系统;
图5是根据本发明套筒系统的替代实施例的剖视图,示出处于安装模式的套筒系统;
图6是图5的套筒系统的剖视图,示出处于安装模式另一阶段的套筒系统;
图7是图5的套筒系统的剖视图,示出处于延迟模式的套筒系统;以及
图8是图5的套筒系统的剖视图,示出处于完全打开模式的套筒系统。
具体实施方式
在附图和下面的描述中,相同的零件在全部的说明书和附图中通常分别标以相同的附图标记。附图不必是按比例的。本发明的某些特征可在比例上放大或大致示意的形式显示,为清晰和简明起见,传统元件的一些细节可不予显示。
除非另有规定,术语“连接”、“接合”、“偶联”、“附连”或任何描述元件之间互相作用的术语的任何形式的使用,并不意图将互相作用限制在元件之间的直接互相作用,并还可包括所述元件之间间接的互相作用。在以下的讨论和权利要求书中,术语“包括”和“包含”以开端的形式使用,因此应该诠释为意指“包括但不限于…”。为了描述的目的,将会涉及到上或下,令“上”、“上部”、“向上”或“上游”意指朝向井筒的地面,并令“下”、“下部”、“向下”或“下游”意指朝向井的终端,而不用考虑井筒的定向。如文中所采用的术语“区域”或“产油区”是指指定为处理或生产的井筒的分离部分,并可指全部的碳氢化合物地层,或诸如该地层水平和/或垂直间距开的部分的单一地层的分离部分。上述各种特征以及下文要详细描述的其它特点和特征,本技术领域内技术人员借助于本发明,在阅读以下对实施例的详细描述,并参照附图后,将会容易地明白这些特征。
披露在文中的是改进的部件,具体来说,用于沿井身向下工具的护套的分段座。如此护套的分段座可单独使用,或与其它部件组合起来使用,以通过有选择地接受、固定和释放封闭器(或任何其它合适的致动器或致动装置),使一个或多个沿井身向下工具从第一构造过渡到第二、第三或第四等的构造或模式。
还披露在文中的是套筒系统和使用沿井身向下工具的方法,具体来说,使用护套的分段座的套筒系统可放置在井筒内,呈“插入”构造或“安装模式”,其中,套筒系统的套筒阻塞套筒系统的流动孔和套筒系统端口之间的流体传输。安装模式也可称作“锁定模式”,因为套筒有选择地相对于端口被锁定在位置内。在某些实施例中,通过使一个或多个部件相对于彼此打开锁定,套筒和端口之间的锁定位置关系可有选择地不连续或停止工作,由此,有可能允许套筒相对于端口运动。还有甚者,一旦部件相对于彼此不再锁定在位置中,则此后某些实施例被构造成在“延迟模式”中操作,在此模式中,套筒和端口之间的相对运动被延迟,取决于以下情况:(1)如此的相对运动发生,但以减小的和/或受控的速率发生,和/或(2)如此的相对运动被延迟,直到出现选定的井筒条件。该延迟模式也可称作“解开锁定的模式”,因为套筒不再相对于端口锁定在位置中。在某些实施例中,套筒系统可在延迟模式中运行,直到套筒系统达到“完全打开的模式”,在此模式中,套筒已经相对于端口移动,而允许套筒系统的流动孔和套筒系统的端口之间有最大的流体连通。将会明白到,套筒系统实施例中有选择地贡献于建立和/或保持锁定模式的装置、系统和/或部件,可被称作锁定装置、锁定系统、锁、运动限制器、限制器等。还将会明白到,套筒系统实施例中有选择地贡献于建立和/或保持延迟模式的装置、系统和/或部件,可被称作延迟装置、延迟系统、定时器、暂时打开器等。
还在文中披露的是用来构造多个如此套筒系统的方法,以通过让单一封闭器通过多个套筒系统,使一个或多个套筒系统可有选择地从安装模式过渡到延迟模式。如下文中将要详细解释的,在某些实施例中,一个或多个套筒系统可构造成与第一构造的封闭器互相作用,而其它套筒系统可构造成不与具有第一构造的封闭器互相作用,但相反,构造成与具有第二构造的封闭器互相作用。各种套筒系统中构造上的如此差别可允许操作者有选择地使某些套筒系统过渡到排斥其它的套筒系统。
还在文中披露的是使用多个如此的套筒系统来执行井筒维护操作的方法,通过构造如此的套筒系统,在可变的时间间隔中,使一个或多个套筒系统可有选择地从延迟模式过渡到完全打开模式。各种套筒系统中构造上的如此差别可允许操作者有选择地使某些套筒系统过渡到排斥其它的套筒系统,例如,使得工作流体可通过第一套筒系统连通(例如,针对维护操作的特性),而不通过第二、第三、第四等的套筒系统连通。以下的讨论个别地描述了套筒系统的各种实施例,套筒系统的物理操作,以及使用如此套筒系统来维护井筒的方法。
参照图1,在一运行环境的实例中,示出了井筒维护系统100的实施例。如文中所述,运行环境包括维护台架106(例如,钻探、完工或油井维护台架),其定位在地面104上,并延伸在井筒114上和其周围,井筒穿透低下地层102,用以回收碳氢化合物。井筒114可使用任何合适的钻探技术钻入地下地层102中。井筒114基本上远离地面104垂直地延伸在垂直的井筒部分116上,在偏转的井筒部分136上,井筒从相对于地面104的垂直向偏转,并过渡到水平的井筒部分118。在其它替代的运行环境中,全部的井筒或部分的井筒可以是垂直的、以任何合适角度偏转的、水平的和/或弧形的。
垂直井筒部分116的至少一部分衬有套管120,套管120使用水泥122以传统方式抵靠地下地层102固定就位。在其它替代的运行环境中,水平井筒部分可加套管和铺上水泥,和/或井筒的部分可不加套管。维护台架106包括带有台架地板110的铁架塔108,管形的或工作钻柱112(例如,缆线、钢丝绳、E线、Z线、连接管、盘管、套管或内衬钻柱等)从维护台架106向下延伸入井筒114内,在工作钻柱112和井筒114之间形成环腔128。工作钻柱112将井筒维护系统100递送到井筒114内选定的深度,以执行诸如以下所述的操作:在套管120和/或地下地层114中打孔,在地下地层102内形成打孔隧道和/或断裂(例如,主断裂、微断裂等),从地下地层102中生产出碳氢化合物,和/或其它的完工操作。维护台架106包括马达驱动的绞盘和其它相关的设备,以将工作钻柱112延伸到井筒114内,将井筒维护系统100定位在选定深度处。
尽管图1所示的运行环境涉及静止的维护台架106,其在陆上井筒114内用来下降和设定井筒维护系统100,但在其它替代的实施例中,可使用可移动的工作台架、井筒维护单元(诸如盘管单元)等,将井筒维护系统下降到井筒内。应该理解到,井筒维护系统可替代地使用在其它运行环境中,诸如在离岸的井筒运行环境中。
地下地层102包括与偏转的井筒部分136相关的区域150。地下地层102还包括分别与水平井筒部分118相关的第一、第二、第三、第四和第五水平区域150a、150b、150c、150d、150e。在该实施例中,区域150、150a、150b、150c、150d、150e沿着井筒114的长度彼此偏离,按以下的顺序递增沿井身向下位置:150、150e、150d、150c、150b和150a。在该实施例中,激励和生产套筒系统200、200a、200b、200c、200d和200e位于井筒114内的工作钻柱112中,并分别与区域150、150a、150b、150c、150d和150e相关联。将会认识到,诸如环形隔离装置的区域隔离装置(例如,环形封隔器和/或膨胀封隔器)可有选择地设置在井筒114内,设置的方式要限制各个环形隔离装置的直接沿井身向上和沿井身向下的空间之间的流体连通。
现参照图2,图中示出激励和生产的套筒系统200(下文中称作“套筒系统”200)实施例的剖视图。套筒系统200的许多部件基本上与套筒系统200的中心轴线202同轴。套筒系统200包括上部适配器204、下部适配器206以及装有端口的套箱208。该装有端口的套箱208连接在上部适配器204和下部适配器206之间。合起来,上部适配器204、下部适配器206和装有端口的套箱208的内表面210、212、214相应地大致形成套筒流动孔216。上部适配器204包括轴颈218、补偿部分220和套箱接口222。轴颈218攻有内螺纹和其它方式构造成附连到工作钻柱112的与套筒系统200邻近且位于沿井身向上处的元件,而套箱接口222包括外螺纹,用以啮合装有端口的套箱208。下部适配器206包括螺纹接头224、补偿部分226和套箱接口228。螺纹接头224攻有外螺纹和其它方式构造成附连到工作钻柱112的与套筒系统200邻近且位于沿井身向下处的元件,而套箱接口228还包括用以啮合装有端口的套箱208的外螺纹。
装有端口的套箱208基本上呈管形,并包括上部适配器接口230、中央装有端口的本体232以及下部适配器接口234,各具有基本上相同的外直径。装有端口的套箱208的内表面214包括套箱台肩236,其使上部内表面238与下部内表面240分离。装有端口的套箱208还包括端口244。如下文中将要详细解释的,端口244是通孔,其径向地延伸通过装有端口的套箱208,并有选择地用来提供套筒流动孔216和就在装有端口的套箱208外面的空间之间的流体连通。
套筒系统200还包括承载在装有端口的套箱208内的活塞246。活塞246大致构造成管子,该管子包括上部密封台肩248和多个靠近活塞246下端252的狭槽250。除了上部密封台肩248外,活塞246包括小于上部内表面238直径的外直径。上部密封台肩248承载圆周形的密封件254,其在上部密封台肩248和上部内表面238之间提供流体密闭的密封。此外,套箱台肩236承载密封件254,其提供套箱台肩236和活塞246的外表面256之间的流体密闭的密封。在所示的实施例中,当套筒系统200构造在安装模式中时,活塞246的上部密封台肩248邻接上部适配器204。活塞246从上部密封台肩248朝向下部适配器206延伸,以使狭槽250位于由套箱台肩236承载的密封件254的沿井身向下处。在该实施例中,在由套箱台肩236承载的密封件254和由上部密封台肩248承载的密封件254之间的活塞246那部分,在管壁内不包括孔(即,是实心的流体密封的壁)。如在该实施例中所示,在图2的安装模式中,下部压力腔腔室258位于活塞246的外表面256和装有端口的套箱208的上部内表面238之间。
套筒系统200还包括位于活塞246下方的承载在装有端口的套箱208内的套筒260。套筒260基本上构造成包括上部密封台肩262的管子。除了上部密封台肩262外,套筒260包括基本上小于下部内表面240直径的外直径。上部密封台肩262承载两个圆周形的密封件254,靠近上部密封台肩262的各端(例如,上端和下端)有一个密封件254,它们提供上部密封台肩262和装有端口的套箱208的下部内表面240之间的流体密闭的密封。此外,两个密封件254在靠近套筒260下端264处由套筒260承载,两个密封件254形成套筒260和下部适配器206的内表面212之间的流体密闭的密封。在该实施例中和图2所示的安装模式中,套筒260的上端266基本上邻接套箱台肩236的下端和活塞246的下端252。在该实施例中和图2所示的安装模式中,套筒260的上部密封台肩262密封住端口244,隔绝流体与套筒流动孔216的连通。此外,靠近上部密封台肩262下端承载的密封件254位于端口244的沿井身向下处(例如,下面),而靠近上部密封台肩262上端承载的密封件254位于端口244的沿井身向上处(例如,上面)。靠近上部密封台肩262下端承载的密封件254和靠近套筒260下端由套筒260承载的密封件254之间的套筒260的那部分,在管壁内不包括孔(即,是实心的流体密闭的壁)。在该实施例中和图2所示的安装模式中,流体腔室268位于套筒260的外表面和装有端口的套箱208的下部内表面240之间。
套筒系统200还包括承载在套筒260下方的下部适配器206内的分段座270。该分段座270基本上构造成管子,管子包括内孔表面273和位于座的上端处的斜面271,该斜面271构造成和/或尺寸做成可有选择地接合和/或固定特殊尺寸和/或形状的封闭器(诸如封闭器276)。在图2所示的实施例中,分段座270可相对于中心轴线202径向地分为多段。例如,现参照图2A,分段座270分为(例如,用划分或分段线/切割277代表)三个互补段,它们近似地等尺寸、形状和/或构造。在图2A的实施例中,三个互补段(相应的270A、270B和270C)一起形成分段座270,每一段(270A、270B和270C)构成分段座270的大约三分之一(例如,径向地延伸约120°)。在一替代的实施例中,像分段座270那样的分段座可包括任何合适数量的均等或不均等划分的段。例如,分段座270可包括两个、四个、五个、六个或更多个互补的径向段。分段座270可由合适材料形成。如此合适材料的非限制性实例包括:复合物、酚醛塑料、铸铁、铝、黄铜、各种金属合金、橡胶、陶瓷或它们的组合。在一实施例中,用来形成分段座材料的特征可表现为可钻削的,即,分段座270可通过钻削完全地或部分地裂解或除去,本技术领域内技术人员借助于本发明将会明白到这一点。段270A、270B和270C可独立地形成,或替代地,预成形的座可分为多段。将会认识到,尽管封闭器276在图2中显示为带有处于安装模式中的套筒系统200,但在套筒系统200的大多数应用中,套筒系统200可沿井身向下地放置,无需封闭器276,其后可提供封闭器276,这将在下文中详细讨论。此外,尽管封闭器276是球体,但其它实施例的封闭器可以是任何其它合适的形状或装置,用以密封住保护性的护套272和/或座垫圈(两者将在下文中讨论)并阻止流体流过套筒流动孔216。
在一替代的实施例中,像套筒系统200那样的套筒系统可包括可膨胀的座。如此可膨胀座可由一定材料构造,例如但不限于诸如AISI4140或4130那样的低合金钢,其一般地构造成径向向外地偏置,这样,如果径向不加限制的话,则座270的直径(例如,外/内)就增加。在某些实施例中,可膨胀座可由大致蜿蜒长度的AISI4140构造成。例如,可膨胀座可包括多个介于座的上部和下部之间的蜿蜒环并在圆周上继续而形成座。在一实施例中,如此可膨胀座可被保护性护套272覆盖(将在下文中讨论),和/或可包括座垫圈。
在图2的实施例中,分段座270的一个或多个表面被保护性护套272盖住。参照图2B,图中详细示出了分段座270和保护性护套272的实施例。在图2B的实施例中,保护性护套272覆盖分段座270的斜面271、分段座270的内部孔273以及分段座270的下表面275。在一替代的实施例中,保护性护套272可覆盖斜面271、内部孔273和下表面275、分段座270的背面279,或它们的组合。在另一替代的实施例中,保护性护套可覆盖分段座270表面中的任何一个或多个表面,这将被阅读了本发明的本技术领域内技术人员所明白。在图2、2A和2B所示的实施例中,保护性护套272在与套筒流动孔216流体地连通的分段座270的那些表面上形成连续层。例如,小的缝隙或间隙(例如,在划分线277处)可在径向延伸的划分部分处存在于分段座270的诸段(270A、270B和270C)之间。在一实施例中,由保护性护套272形成的连续层可填充、密封、尽可能减小或覆盖如此的缝隙或间隙,使得通过套筒流动孔216的流体流动将因接触和/或穿过任何如此的缝隙或间隙而受阻。
在一实施例中,保护性护套272可施加到分段座270,而诸端270A、270B和270C保持在闭合构造中(例如,这里,每段邻接相邻段,如图2A所示)。例如,分段座270可通过带子、粘结剂、绑带、包裹或它们的组合保持在如此的闭合构造中。在一实施例中,分段座270可通过任何合适的涂敷方法涂敷和/或覆盖有保护性护套272。例如,分段座270可浸没(例如,浸蘸)在将会形成保护性护套272的材料中(这将在下文中讨论),可将会形成保护性护套272的材料喷溅和/或涂刷到分段座270要求的表面上,或两种方法组合使用。在如此实施例中,保护性护套272可粘结到分段座270的诸段270A、270B和270C,由此,将诸段保持在闭合构造中。
在一替代的实施例中,保护性护套272可个别地施加到分段座270的各段270A、270B和270C。例如,诸段270A、270B和/或270C可个别地浸没(例如,浸蘸)在将会形成保护性护套272的材料内,可将会形成保护性护套272的材料喷溅和/或涂刷到诸段270A、270B和270C要求的表面上,或两种方法组合使用。在如此实施例中,保护性护套272可粘结到各段270A、270B和270C的某些或全部表面上。在保护性护套272已经涂敷之后,诸段270A、270B和270C可放在一起而形成分段座270。可用带子、粘结剂、绑带、包裹或它们的组合,使该分段座270保持在如此的闭合构造(例如,如图2A所示)中。在如此的实施例中,保护性护套272可以足够地可延展或顺从,这样,当护套的分段保持在闭合构造中时,诸段(例如,段270A、270B和270C)之间任何的缝隙或间隙将通过保护性护套272而被填充或减到最小,以使流过套筒流动孔216的流体因接触和/或穿过任何如此的缝隙或间隙而受阻。
在还有另一替代的实施例中,保护性护套272不需直接施加到分段座270。例如,保护性护套可填充到分段座270内,覆盖在一部分分段座270上等。保护性护套可包括套筒或类似插入件,其构造和尺寸做成能够定位在分段护套的孔内,并配装在分段座270的斜面271、分段座270的内部孔273,和/或分段座270的下部表面275上,由此,形成连续层,其可填充、密封或覆盖任何如此的缝隙或间隙,使得流过套筒流动孔216的流体因接触和/或穿过任何如此的缝隙或间隙而受阻。在保护性护套272包括热缩性材料(这将在下面讨论)的另一实施例中,如此材料可定位在分段座270和/或段270A、270B和270C中一个或多个的至少一部分上、定位在其周围、定位在其内、围绕其定位等,将如此材料充分地加热而致使热缩性材料收缩到分段座270的表面上,和/或段270A、270B和270C上。
在一实施例中,保护性护套272可由合适材料形成。如此合适材料的非限制性实例包括陶瓷、碳化物、硬塑料、模制的橡胶、各种热缩性材料,或它们的组合。在一实施例中,保护性护套的特征表现为具有约25D至约150D的硬度,替代地,约50D至约100D,替代地,约60D至约80D。在一实施例中,保护性护套的特征可表示为具有约1/64英寸至约3/16英寸的厚度,替代地,约1/32英寸。适于形成保护性护套的材料实例包括腈橡胶,其可从好几个橡胶、塑料和/或复合材料公司市购得到。
在一实施例中,可使用类似于保护性护套272的保护性护套,以有利地减轻像分段座270那样分段座的腐蚀和/或退化。无意囿于理论,通过减少腐蚀性流体(例如,含有研磨剂和/或支撑剂的切割流体、液力喷射流体,和/或断裂流体)对分段座的侵蚀,如此的保护性护套可延长被如此保护性护套覆盖的分段座的寿命。在一实施例中,受如此保护性护套保护的分段座,可具有比其它不受如此保护性护套保护的类似座,至少延长20%的寿命,或至少延长30%,或至少延长35%。
在一实施例中,分段座270还可包括座垫圈,其用来密封封闭器。在某些实施例中,座垫圈可由橡胶构成。在如此的实施例和安装模式中,座垫圈基本上可被捕获在可膨胀的座和套筒下端之间。在一实施例中,保护性护套272可用作为如此的垫圈,例如,通过啮合和/或密封封闭器发挥该作用。在如此的实施例中,保护性护套272可具有可变厚度。例如,构造成啮合封闭器的保护性护套272的表面(例如,斜面271),可包括比保护性护套272的一个或多个其它表面厚的厚度。
套筒系统200还包括承载在座270下方的下部适配器206内的座支承件274。该座支承件274基本上形成为管形构件。座支承件274包括位于座支承件274上端上的外斜面278,其可有选择地啮合分段座270下端上的内斜面280。座支承件274包括圆周形通道282。座支承件274还包括两个密封件254,一个密封件254承载在通道282的沿井身向上处(例如,上面),另一个密封件254承载在通道282的沿井身向下处(例如,下面),密封件254形成座支承件274和下部适配器206的内表面212之间的流体密封。在该实施例中,当处于图2所示的安装模式中时,座支承件274通过剪切销284被限制沿井身向下运动,该剪切销284从下部适配器206延伸并被接纳在通道282内。因此,由于座支承件274的运动受限制,各个座270、保护性护套272、套筒260和活塞246被捕获在座支承件274和上部适配器204之间。
下部适配器206还包括填充端口286、填充孔288、计量装置接口290、排放孔292以及塞子294。在该实施例中,填充端口286包括容纳在径向通孔内止回阀装置,该通孔形成在下部适配器206内,其将填充孔288连接到下部适配器206外面的空间。该填充孔288形成为大致圆柱形的纵向孔,其位置基本上平行于中心轴线202。填充孔288连接填充端口286与流体腔室268流体地连通。同样地,计量装置接口290形成为大致圆柱形的纵向孔,其位置基本上平行于中心轴线202。计量装置接口290连接流体腔室268与排放端口292流体地连通。此外,排放端口292形成为大致圆柱形的纵向孔,其位置基本上平行于中心轴线202。排放端口292从计量装置接口290延伸到各个塞头孔296和剪切销孔298。在该实施例中,塞头孔296是形成在下部适配器206内的径向通孔,其将排放端口292连接到下部适配器206外面的空间。剪切销孔298是形成在下部适配器206内的径向通孔,其将排放端口292连接到套筒流动孔216。然而,在图2所示的安装模式中,排放端口292和流动孔216之间的流体连通被座支承件274、密封件254和剪切销284阻碍。
套筒系统200还包括至少部分地接纳在计量装置接口290内的流体计量装置291。在该实施例中,流体计量装置291是流体限制器,例如,精密的微水力学流体限制器,或是由美国康涅狄格州韦斯特布鲁克市的李氏公司(The LeeCompany)生产的微分配阀类型。然而,应该认识到,在替代的实施例中,也可使用任何其它合适的流体计量装置。例如,可使用任何合适的电动-流体装置,有选择地泵送和/或限制流体流过该装置。在其它的替代实施例中,可由操作者和/或计算机有选择地控制流体计量装置,以便可启动、停止流体通过该计量装置,和/或可改变流体流过该装置的流量。如此受控的流体计量装置例如可以基本上类似于由李氏公司生产的流体限制器。如此流体计量装置合适的可市购的实例包括由李氏公司销售的JEVA1835424H和JEVA1835385H。
下部适配器206可被描述为包括具有上部中心孔直径302的上部中心孔300、具有座捕捉孔直径306的座捕捉孔304,以及具有下部中心孔直径310的下部中心孔308。上部中心孔300通过座捕捉孔304连接到下部中心孔308。在该实施例中,上部中心孔直径302的尺寸可紧密配合座支承件274的外部,在一实施例中,该直径约等于套筒260外表面的直径。然而,座捕捉孔直径306基本上大于上部中心孔直径302,由此,当可膨胀座270进入座捕捉孔304时,这将在下文中详细描述,允许可膨胀座270径向地膨胀。在该实施例中,下部中心孔直径310小于各个上部中心孔直径302和座捕捉孔直径306,在一实施例中,该直径约等于套筒260的内表面直径。因此,如下文中详细描述的,尽管座支承件274紧密地配合在上部中心孔300内,并疏松地配合在座捕捉孔直径306内,但座支承件274太大而不能配合在下部中心孔308内。
现参照图2-4,下面描述运行套筒系统200的方法。最一般地说,图2示出处于“安装模式”的套筒系统200,其中,剪切销284限制套筒260相对于装有端口的套箱208的运动。图3示出处于“延迟模式”的套筒系统200,其中,剪切销284不再限制套筒260相对于装有端口的套箱208的运动,但由于流体存在于流体腔室268内,保持限制如此的运动。最后,图4示出处于“完全打开模式”的套筒系统200,其中,套筒260不再阻碍端口244和套筒流动孔216之间的流体路径,但相反,在端口244和套筒流动孔216之间通过活塞246的狭槽250设置了流体路径。
现参照图2,当套筒系统200处于安装模式时,各个活塞246、套筒260、保护性护套272、分段座270以及座支承件274全被限制沿中心轴线202的运动,这至少因为剪切销284被接纳在下部适配器206的剪切销孔298内和座支承件274的圆周形通道282内。还在该安装模式中,低压腔室258提供有大气压下的一定体积的可压缩流体。将会认识到,低压腔室258内的流体可以是空气、气态氮,或任何其它合适的可压缩流体。因为低压腔室258内的流体处于大气压下,所以,当套筒系统200位于沿井身向下时,套筒流动孔216内的流体压力基本上大于低压腔室258内的流体压力。如此的压差可部分地归因于套筒流动孔216内流体柱的重量,在某些情形中,还由于使用泵对套筒流动孔216加压而造成套筒流动孔216内压力升高。此外,流体设置在流体腔室268内。一般地,流体可通过填充端口286和其后通过填充孔288引入到流体腔室268内。在如此填充流体腔室268的过程中,可移去一个或多个剪切销284和塞子294,以让其它流体或过多的填充流体流出。此后,剪切销284和/或塞子294可被替换,以捕捉填充孔288、流体腔室268、计量装置291和排放孔292内的流体。由于套筒系统200和上述的安装模式,尽管套筒流动孔216可被加压,但套筒系统200的上述受限制部分的运动仍被限制。
现参照图3,封闭器276可被通过工作钻柱112,直到封闭器276基本上密封住保护性护套272(如图2所示),替代地,在座垫圈存在的实施例中,基本上密封住该座垫圈。由于封闭器276在适当位置上抵靠在保护性护套272和/或座垫圈,在封闭器的沿井身向上处套筒流动孔216内压力可增加,直到封闭器276传递足够力通过保护性护套272、分段座270和座支承件274而致使剪切销284剪断。一旦剪切销284已经剪断,封闭器276就从安装模式位置沿井身向下地驱动保护性护套272、分段座270和座支承件274。然而,即使保护性护套272和分段座270不再限制套筒260沿井身向下运动,套筒260和套筒260上方的活塞246的沿井身向下运动仍被延迟。一旦保护性护套272和分段座270不再阻碍套筒260的沿井身向下运动,套筒系统200就可被称作处于“延迟模式”。
具体来说,由于流体腔室268内存在流体,套筒260和活塞246的沿井身向下运动被延迟。由于套筒系统200处于延迟模式,低压腔室258内相对低的压力,结合了作用在活塞246上端253上的套筒流动孔216内相对高的压力,活塞246朝向沿井身向下方向偏置。然而,活塞246的沿井身向下运动被套筒260阻碍。不管怎样,由于流体腔室268内存在流体,封闭器276、保护性护套272、分段座270和座支承件274的沿井身向下运动不被限制或被延迟。相反,保护性护套272、分段座270和座支承件274沿井身向下地移入下部适配器206的座捕捉孔304内。尽管在座捕捉孔304内,保护性护套272膨胀、撕裂、断裂或瓦解,由此允许分段座270在诸段(例如,270A、270B和270C)之间的划分部分处径向地膨胀,以便基本上匹配座捕捉孔直径306。在使用带子、绑带、粘结剂等来将分段座270的诸段(例如,270A、270B和270C)固定在一起的实施例中,如此的带子、绑带或粘结剂可同样地膨胀、撕裂、断裂或瓦解而允许分段座270膨胀。座支承件274其后被捕捉在膨胀座270和大致在接口处(例如,形成的台肩)之间,该接口介于座捕捉孔304和下部中心孔308之间。例如,座支承件274的外直径大于下部中心孔直径310。一旦分段座270足够地膨胀,封闭器276便自由地通过膨胀的座270,通过座支承件274进入下部中心孔308内。在一替代的实施例中,当如上所述地封闭器276作用时,分段座270、其诸段(例如,270A、270B和270C)、保护性护套272或它们的组合可构造成瓦解。在如此的实施例中,分段座270的剩余部分、其诸段(例如,270A、270B和270C),或保护性护套272可下落出(例如,通过重力)或清洗(例如,流体的运动)出套筒流动孔216外。在任一实施例中,并如下文中详细解释的,封闭器276然后自由退出套筒系统200,并进一步沿井身向下地流动而与另外的套筒系统互相作用。
甚至在封闭器276从套筒系统200退出之后,套筒260的沿井身向下运动仍以某一速率发生,该速率依赖于允许流体通过流体计量装置291跑逸出流体腔室268的速率。应该认识到,通过让流体通过流体计量装置291、通过排放端口292、通过围绕剪切过的剪切销284剩余部分的剪切销孔298,流体可跑逸出流体腔室268,并流入套筒流动孔216内。当流体腔室268内的流体体积减小时,套筒260沿沿井身向下方向移动,直到套筒260的上部密封台肩262接触到靠近计量装置接口290的下部适配器206。应该认识到,提供适宜流体路径的带有中心孔的剪切销或螺钉可代替剪切销284使用。
现参照图4,当流体腔室268内基本上所有流体已经跑逸了时,套筒系统200处于“完全打开模式”中。在完全打开模式中,套筒260的上部密封台肩262接触下部适配器206,于是可基本上消除流体腔室268。同样地,在完全打开模式中,活塞246的上部密封台肩248基本上位于进一步沿井身向下处,并已经压缩了低压腔室258内的流体,使得上部密封台肩248基本上更加靠近装有端口的套箱208的套箱台肩236。由于活塞246在该位置中,狭槽250基本上与端口244对齐,由此,提供套筒流动孔216和端口244之间的流体连通。应该认识到,当套筒系统200的部件运动提供的套筒流动孔216和端口244之间的流体连通程度小于“完全打开模式”的程度时,套筒系统200构造在各种“部分打开模式”中。还应该认识到,对于套筒流动孔216和端口244之间的流体连通的任何程度,流体可被强制通过端口244而流出套筒系统200外,或替代地,流体可通过端口244流入套筒系统200内。
现参照图5,图中示出激励和生产套筒系统400(下文中称作“套筒系统”400)的一替代实施例的剖视图。套筒系统400的许多部件基本上与套筒系统400的中心轴线402同轴。套筒系统400包括上部适配器404、下部适配器406和装有端口的套箱408。装有端口的套箱408连接在上部适配器404和下部适配器406之间。总起来说,上部适配器404和下部适配器406的内表面410、412,对应地和装有端口的套箱408的内表面基本上形成了套筒流动孔416。上部适配器404包括轴颈418、补偿部分420和套箱接口422。轴颈418攻有内螺纹和其它方式构造成附连到诸如工作钻柱112那样的工作钻柱的与套筒系统400邻近且位于沿井身向上处的元件,而套箱接口422包括外螺纹,用以啮合装有端口的套箱408。下部适配器406包括补偿部分426和套箱接口428。下部适配器406构造成(例如,螺纹的)用以附连到工作钻柱的与套筒系统400邻近且位于沿井身向下处的元件,而套箱接口428包括用以啮合装有端口的套箱408的外螺纹。
装有端口的套箱408基本上呈管形,并包括上部适配器接口430、中央装有端口的本体432以及下部适配器接口434,各具有基本上相同的外直径。装有端口的套箱408的内表面414包括上部内表面438和端口444之间的套箱台肩436。下部内表面440邻近上部内表面438并在其下方,下部内表面440包括比上部内表面438小的直径。如下文中将要详细解释的,端口444是通孔,其径向地延伸通过装有端口的套箱408,并有选择地用来提供套筒流动孔416和就在装有端口的套箱408外面的空间之间的流体连通。
套筒系统400还包括承载在上部适配器404下方的装有端口的套箱408内的套筒460。套筒460大致构造成管子,该管子包括上部462和下部464。下部464包括比上部462小的外直径。下部464包括圆周突脊或齿466。在该实施例中,当处于如图5所示的安装模式中时,套筒460的上端468基本上邻接上部适配器404并从其中向下延伸,由此,阻塞端口444和套筒流动孔416之间的流体连通。
套筒系统400还包括承载在装有端口的套箱408内的活塞446。活塞446大致构造成管子,该管子包括上部448,其通过中心体452连接到下部450。在安装模式中,活塞446邻接下部适配器406。总起来说,活塞446的上端453、上部套筒部分462、上部内表面438、下部内表面440和套箱台肩436的下端形成偏置腔室451。在该实施例中,压缩弹簧424被接纳在该偏置腔室451内,弹簧424大致地缠绕在套筒460周围。活塞446还包括c形环通道454,用以将c形环456接纳在其中。活塞还包括剪切销接口457,用以将剪切销458接纳在其中。剪切销458从剪切销接口457延伸到形成在套筒460内的类似剪切销孔459内。因此,在图5所示的安装模式中,剪切销458限制活塞446相对于套筒460的运动。应该认识到,c形环456包括突脊或齿469,它们与齿466互补,以允许c形环456相对于套筒460向上滑动,但不向下滑动,同时,齿466、469组彼此啮合。
套筒系统400还包括承载在活塞446内和下部适配器406的上部内的分段座470。在图5的实施例中,该分段座470基本上构造成管子,管子包括内孔表面473和位于座的上端处的斜面471,该斜面471构造成和/或尺寸做成可有选择地接合和/或固定特殊尺寸和/或形状的封闭器(诸如封闭器476)。类似于以上参照图2-4披露的分段座270,在图5所示的实施例中,分段座470可相对于中心轴线402径向地分为多段。例如,像图2A所示的分段座270那样,分段座470分为三个近似相等尺寸、形状和/或构造的互补段。在一实施例中,三个互补段(类似于参照图2A所披露的诸段270A、270B和270C)一起形成分段座470,每一段构成分段座470的大约三分之一(例如,径向地延伸约120°)。在一替代的实施例中,像分段座470那样的分段座可包括任何合适数量的均等或不均等划分的段。例如,分段座可包括两个、四个、五个、六个或更多个互补的径向段。分段座470可由合适材料以任何合适方式形成,例如,如以上参照图2-4中所示的分段座270所披露的。应该认识到,尽管封闭器476在图5中显示为处于安装模式的套筒系统400,但在套筒系统400的大多数应用中,套筒系统400可放置在沿井身向下处而没有封闭器476,如下文中要详细讨论的,封闭器476可在其后提供。此外,尽管封闭器476是球体,但其它实施例的封闭器可以是任何其它合适形状,或用以密封住保护性护套272和/或座垫圈(两者将在下文中讨论)以及阻碍通过套筒流动孔216流动的装置。
在一替代的实施例中,像套筒系统200那样的套筒系统可包括可膨胀的座。如此可膨胀座可由一定材料构造,例如但不限于诸如AISI4140或4130那样的低合金钢,其一般地构造成径向向外地偏置,这样,如果径向不加限制的话,则座270的直径(例如,外/内)就增加。在某些实施例中,可膨胀座可由大致蜿蜒长度的AISI4140构造成。例如,可膨胀座可包括多个介于座的上部和下部之间的蜿蜒环并在圆周上继续而形成座。在一实施例中,如此可膨胀座可被保护性护套272覆盖(将在下文中讨论),和/或可包括座垫圈。
类似于以上参照图2-4披露的分段座270,在图5的实施例中,分段座470的一个或多个表面被保护性护套472盖住。像图2A中所示的分段座270那样,分段座470覆盖分段座470的一个或多个斜面471、分段座470的内部孔473、分段座470的下表面475,或它们的组合。在另一替代的实施例中,保护性护套可覆盖分段座470表面中的任何一个或多个表面,这将被阅读了本发明的本技术领域内技术人员所明白。在一实施例中,保护性护套472在与套筒流动孔416流体地连通的分段座470的那些表面上形成连续层,可以任何合适方式形成,并可用合适材料形成,例如,如以上参照图2-4所示分段座270披露的。总而言之,这里关于保护性护套272和分段座270所披露的内容适用于保护性护套472和分段座470。
在一实施例中,分段座470还可包括座垫圈,其用来密封封闭器。在某些实施例中,座垫圈可由橡胶构成。在如此的实施例和安装模式中,座垫圈基本上可被捕获在可膨胀的座和套筒下端之间。在一实施例中,保护性护套472可用作为如此的垫圈,例如,通过啮合和/或密封封闭器发挥该作用。在如此的实施例中,保护性护套472可具有可变厚度。例如,构造成啮合封闭器的保护性护套472的表面(例如,斜面471),可包括比保护性护套472的一个或多个其它表面厚的厚度。
座470还包括座剪切销孔478,其与形成在活塞446内类似活塞剪切销孔480径向地对齐,并基本上与其同轴。合起来,孔478、480接纳剪切销482,由此限制座470相对于活塞446的运动。此外,活塞446包括用以接纳突耳486的突耳座484。在套筒系统400的安装模式中,突耳486被捕捉在座470和装有端口的套箱408之间的突耳座484内。具体来说,突耳486延伸入形成在装有端口的套箱408内的大致圆周形突耳通道488内,由此,限制活塞446相对于装有端口的套箱408的运动。因此,在安装模式中,由于各个剪切销458、482和突耳486如上所述地就位,所以,活塞446、套筒460和座470基本上全都锁定到相对于装有端口的套箱408的位置内,以及相对于彼此锁定,于是,阻止套筒流动孔416和端口444之间的流体连通。
下部适配器406可被描述为包括具有上部中心孔直径492的上部中心孔490、连接到上部中心孔490的具有座捕捉孔直径496的座捕捉孔494。在该实施例中,上部中心孔直径492的尺寸可紧密配合座470的外部,在一实施例中,该直径约等于下部套筒部分464外表面的直径。然而,座捕捉孔直径496基本上大于上部中心孔直径492,由此,当可膨胀座470进入座捕捉孔494时,这将在下文中详细描述,允许可膨胀座470径向地膨胀。
现参照图5-8,下面描述运行套筒系统400的方法。最一般地说,图5示出处于“安装模式”的套筒系统400,其中,套筒460相对于装有端口的套箱408静止在位置中,于是,套筒460阻止套筒流动孔416和端口444之间的流体连通。应该认识到,套筒460可压力平衡。图6示出处于安装模式的另一阶段中的套筒系统400,其中,剪切销482或突耳486不再限制套筒460相对于装有端口的套箱408的运动,但由于剪切销458的存在,保持限制如此的运动。在套筒460得到压力平衡的情形中,销458可主要地用来防止由于意外的工具落下或其它不希望出现的动作带来套筒460的无意的运动,由于不希望运动的力,所述不希望的动作会造成套筒460运动。图7示出处于“延迟模式”的套筒系统400,其中,套筒460相对于装有端口的套箱408的运动还未发生,但一旦出现选定的井筒状态,则如此的运动便伴随出现。在该实施例中,选定的井筒状态是指在达到图6所示模式之后出现在流动孔416内的流体压力显著下降。最后,图8示出处于“完全打开模式”的套筒系统400,其中,套筒460不再阻碍端口444和套筒流动孔416之间的流体路径,但相反,在端口444和流体流动孔416之间设置了最大流体路径。
现参照图5,尽管套筒系统400处于安装模式中,各个活塞446、套筒460、保护性护套472和座470全被限制沿中心轴线402的运动,这至少因为剪切销482、458相对于装有端口的套箱408锁定了座470、活塞446和套筒460的缘故。在该实施例中,突耳486还限制活塞446相对于装有端口的套箱408的运动,因为突耳486被捕捉在活塞446的突耳接口484内和座470和装有端口的套箱408之间。具体来说,突耳486被捕捉在突耳通道488内,由此,阻止活塞446相对于装有端口的套箱408的运动。此外,在安装模式中,弹簧424沿着中心轴线402局部地被压缩,由此向下并远离套箱台肩436偏置活塞446。将会认识到,在替代的实施例中,偏置腔室451可充分地密封以允许容纳供应如此活塞446的偏置的加压流体。例如,充氮可被容纳在如此替代的实施例中。将会认识到,在替代的实施例中,偏置腔室451可包括诸如弹簧424的弹簧和如此的加压流体中的一者或两者。
现参照图6,封闭器476可通过诸如工作钻柱112那样的工作钻柱,直到封闭器476基本上密封住保护性护套472(如图5所示),替代地,在存在有座垫圈的实施例中,基本上密封住座垫圈。由于封闭器476在位置中抵靠住保护性护套472和/或座垫圈,套筒流动孔416内的压力可增加封闭器476的沿井身向上,直到封闭器476通过保护性护套472和座470传递足够的力,以致使剪切销482剪断。一旦剪切销482被剪断,封闭器476从安装模式位置沿井身向下地驱动保护性护套472和座470。座470的如此沿井身向下运动揭开突耳486,由此失去突耳486正式提供的定位锁定特征。然而,即使保护性护套472、座470和突耳486不再限制活塞446的沿井身向上运动,活塞也通过弹簧424的弹簧力和剪切销458保持锁定在位置中。因此,虽然套筒系统处于不同构造或安装模式的阶段中,但套筒系统保持在平衡或锁定模式中。将会认识到,封闭器476、保护性护套472和座470朝向座捕捉孔494继续向下运动并与座捕捉孔494互相作用。它们的运动和互相作用方式基本上与以上参照图2-4所披露的情况相同,其中,封闭器276、保护性护套272和座270朝向座捕捉孔304继续向下运动并与座捕捉孔304互相作用。
现参照图7,为了进一步启动从安装模式到延迟模式的过渡,流动孔416内的压力增加,直到活塞446被强制向上并剪断剪切销458为止。在如此地剪断剪切销458之后,活塞446朝向套箱台肩436向上运动,由此,进一步压缩弹簧424。随着活塞446足够的向上运动,活塞446的下部450邻接套筒上部462。当活塞446移动到如此的邻接位置时,c形环456的齿469啮合套筒下部464的齿466。活塞446的下部450和套筒上部446之间的邻接阻止活塞446相对于套筒460的进一步向上运动。齿469、466的啮合阻止活塞446相对于套筒460的其后任何向下运动。因此,活塞446相对于套筒460锁定在位置中,套筒系统400可被称作处于延迟模式中。
在延迟模式中,套筒系统400构造成:响应于流动孔416内足够减小的流体压力,停止用套筒460覆盖端口444。例如,由于流动孔416内压力充分地减小,由弹簧424提供的弹簧力克服施加在活塞446上的向上力,该力由流动孔416内的流体压力产生。由于流动孔416内压力继续减小,弹簧424强制活塞446向下。因为活塞446现通过c形环456被锁定到套筒460上,因此套筒也被强制向下。套筒460如此的向下运动揭开了端口444,由此提供流动孔416和端口444之间的流体连通。当活塞446返回到其邻接下部适配器406的位置时,套筒系统400就被称作处于完全打开模式中。套筒系统400在图8中显示为处于完全打开模式中。
在某些实施例中,运行诸如井筒维护系统100那样的井筒维护系统可包括:在井筒内提供第一套筒系统(例如,套筒系统200、400类型的套筒系统),以及在井筒内、第一套筒系统的沿井身向下处提供第二套筒系统。接下来,可使用维护井筒维护泵和/或其它设备,来形成通过第一和第二套筒系统的套筒流动孔的流体流动。其后,可将封闭器引入到流体流内,以使封闭器沿井身向下地移动到与第一套筒系统的座相啮合。当封闭器首先接触第一套筒系统的座时,各个第一套筒系统和第二套筒系统处于上述安装模式中的一个模式,这样,在通过套筒系统的装有端口的套箱的套筒流动孔和孔外部区域(例如井筒的环腔和/或穿孔、断裂,或在地层内的流动路径)之间基本上没有流体连通。因此,流体压力可增大,而以上述方式之一的方式所描述地造成第一套筒系统的限制器的开锁,由此,第一套筒系统从安装模式过渡到上述延迟模式中的一个模式。
在某些实施例中,可维持流体流动和压力,以使封闭器以上述方式通过第一套筒系统,其后,啮合第二套筒系统的座。第一套筒系统运行的延迟模式阻止流体在第一套筒的套筒流动孔和井筒环腔之间的连通,由此确保,该没有归因于如此流体连通的压力损失,阻止了第二套筒系统的套筒流动孔内其后的加压。因此,封闭器的沿井身向上处的流体压力可按照需要再次增大,从而以上述方式之一的方式使第二套筒系统的限制器开锁。由于第一和第二套筒系统已经开锁并处于它们相应的延迟模式中,可使用该运行的延迟模式,以便在此后提供和/或增加套筒流动孔和靠近井筒的环腔和/或包围地层之间的流体连通,不会不利地影响使第一和第二套筒系统开锁的能力。
此外,将会认识到,套筒系统的一个或多个特征可构造成致使一个或多个相对地沿井身向上地定位的套筒系统,在允许套筒流动孔和环腔之间流体连通之前,具有比一个或多个相对地沿井身向下地定位的套筒系统所提供的延迟时间长的延迟时间。例如,流体腔室268的容积、放置在流体腔室268内的流体量和/或流体类型、流体计量装置291,和/或第一套筒系统的其它特征,可不同地和/或不同于第二套筒系统的相关部件进行组合地进行选择,以便足够地延迟通过第一套筒系统提供的上述流体连通,直到第二套筒系统被解锁和/或其它方式地过渡到运行的延迟模式中,直到通过第二套筒系统提供与环腔和/或地层的流体连通,和/或直到通过第二套筒系统提供流体连通之后的预定时间量。在某些实施例中,如此的第一和第二套筒系统可构造成允许基本上同时地和/或交迭地出现提供基本上的流体连通(例如,基本上的流体连通,和/或达到上述的完全打开模式)。然而,在其它所示实例中,第二套筒系统可在第一套筒系统提供如此流体连通之前提供如此的流体连通。
现参照图1,描述使用井筒维护系统100的一种或多种方法。在某些情形中,通过(例如,打开)与给定区域相关的一个或多个套筒系统(例如,套筒系统200和200a-200e)来有选择地提供流体连通,可使用井筒维护系统100,来有选择地处理选定的一个或多个区域150,第一、第二、第三、第四和第五区域150a-150e。具体来说,通过使用上述操作诸如套筒系统200和/或400的个别套筒系统的方法,可使用各自相关的套筒系统200和200a-200e来处理区域150、150a-150e之一的区域。将会认识到,区域150、150a-150e可彼此隔离,例如,通过膨胀的封隔器、机械封隔器、沙塞子、密封剂成分(例如,水泥),或它们的组合进行隔离。在讨论第一和第二套筒系统运行的实施例中,应该认识到,可类似地运行多个套筒系统(例如,第三、第四、第五等的套筒系统),以有选择地处理多个区域(例如,第三、第四、第五等的处理区域),例如,如以下参照图1所讨论的。
在第一实施例中,提供一种执行井筒维护操作的方法,该方法用多个相关的套筒系统个别地维护地下地层的多个区域。在如此的实施例中,套筒系统200和200a-200e可构造成基本上类似于以上所述的套筒系统200。套筒系统200和200a-200e可设置有多个座,它们构造成与第一构造和/或尺寸的封闭器互相作用(例如,单个球和/或相同尺寸和构造的多个球)。套筒系统200和200a-200e包括流体计量延迟系统,各种套筒系统各可构造成有流体计量装置,选择该流体计量装置在从安装模式过渡到延迟模式之后的选定通过时间内提供通过该特殊套筒系统的流体连通。每个套筒系统可构造成从延迟模式过渡到完全打开模式,由此,在等于以下时间量总和的时间内提供流体的连通,该时间总和是将位于从该套筒系统进一步沿井身向下的所有套筒从安装模式过渡到延迟模式(例如,通过如上所述地啮合封闭器),并相对于与套筒系统相关的区域执行要求的维护操作所需要的时间;此外,操作者可选择建立额外的时间量作为“安全裕度”(例如,用以确保如此操作的完成)。此外,在将处理连续区域的实施例中,有必要让附加的时间来将流体连通限制到先前的处理区间(例如,在相对于该区域完成维护操作后)。例如,有必要让时间来执行对于特殊区域的“脱砂”,如下文中讨论。例如,如果封闭器在临近套筒系统之间移动的估计时间约为10分钟,如果执行维护操作的估计时间约为1小时40分钟,如果操作者希望有附加的10分钟作为安全裕度,则每个套筒系统可构造成:在套筒系统从套筒系统立即沿井身向下之后的大约2小时,从延迟模式过渡到完全打开模式。再参照图1,在如此的实例中,就在从安装模式过渡到延迟模式之后不久(例如,立即地,在约30秒内、约1分钟内,或约5分钟内),最远的沿井身向下套筒系统(200a)可构造成从延迟模式过渡到完全打开模式;第二最远的沿井身向下套筒系统(200b)可构造成大约在2小时过渡到完全打开模式,第三最远的沿井身向下套筒系统(200c)可构造成在大约4小时过渡到完全打开模式,第四最远的沿井身向下套筒系统(200d)可构造成在大约6小时过渡到完全打开模式,第五最远的沿井身向下套筒系统(200d)可构造成在大约8小时过渡到完全打开模式,第六最远的沿井身向下套筒系统可在大约10小时过渡到完全打开模式。在各种替代的实施例中,任何一个或多个套筒系统(例如,200和200a-200e)可构造成在要求的时间内打开。例如,给定的套筒可构造成在从安装模式过渡到延迟模式之后的约1秒内打开,替代地,在约30秒、1分钟、5分钟、15分钟、30分钟、1小时、2小时、3小时、4小时、6小时、8小时、10小时、12小时、14小时、16小时、18小时、20小时、24小时或任何的时间内打开,以达到给定的处理曲线,这将在下文中讨论。
在替代的实施例中,套筒系统200和200b-200e基本上类似于上述的套筒系统200构造,而套筒系统200a基本上类似于上述的套筒系统400构造。套筒系统200和200a-200e可设置有构造成与第一构造和/或尺寸的封闭器互相作用的座。套筒系统200和200b-200e包括流体计量延迟系统,各个套筒系统各可构造有流体计量装置,如上所述,在从安装模式过渡到延迟模式之后的选定时间内,选择的流体计量装置提供通过该特殊套筒系统的流体连通。最远的沿井身向下套筒系统(200a)可构造成在该套筒系统的流动孔内的流体压力足够减小之后,从延迟模式过渡到完全打开模式;如以上参照套筒系统400所描述的。在如此替代的实施例中,最远的沿井身向下套筒系统(200a)可在过渡到延迟模式之后不久,从延迟模式过渡到完全打开模式。如上所述,进一步沿井身向下的套筒系统在此后选定的时间后,从延迟模式过渡到完全打开模式。
换句话说,在任一实施例中,流体计量装置可选择成:没有套筒系统将提供对应流动孔和端口之间的连通,直到从该特殊套筒系统进一步沿井身向下的各个套筒系统已经达到从延迟模式过渡到完全打开模式,和/或直到经过了预定的时间量。可使用如此的构造,其中,希望个别地处理多个区域(例如,区域150和150a-150e),并使用单个封闭器来致动相关的套筒系统,由此,不需要通过诸如工作钻柱112那样的工作钻柱来引入和移去多个封闭器。此外,因为封闭器的单个尺寸和/或构造可针对多个(例如,所有)套筒系统使用,因此,共同的工作钻柱、通过该工作钻柱的流动路径的尺寸(例如,流动孔的直径)可以更加一致,消除或减小对通过该工作钻柱的流体流动的限制。这样,对于流体的流量可有很小的偏差。
在任一这些实施例中,执行井筒维护操作的方法可包括提供包括多个具有如上所述构造的套筒系统的工作钻柱,以及将工作钻柱定位在井筒内,以使多个套筒系统中的一个或多个系统靠近和/或基本上邻近待要维护的一个或多个区域(例如,偏转的区域)定位。例如,可通过致动一个或多个封隔器或类似隔离装置来隔绝这些区域。
接下来,当通过套筒系统200和200a-200e来提供流体连通时,构造成和/或尺寸做成与套筒系统的座互相作用的像封闭器276那样的封闭器被引入到工作钻柱112内并通过该钻柱,直到封闭器276到达相对最远的沿井身向上的套筒系统200,并啮合像该套筒系统的座270那样的座。连续的泵送可增加施加到座270上的压力,致使套筒系统从安装模式过渡到延迟模式,并如上所述地致使封闭器通过套筒系统。然后,封闭器可继续移动通过工作钻柱,以类似地啮合和将套筒系统200a-200e过渡到延迟模式。当所有的套筒系统200和200a-200e已经过渡到延迟模式时,套筒系统可从延迟模式过渡到完全打开模式,过渡的顺序是与套筒系统相关的区域或多个区域待被维护。在一实施例中,诸区域的维护开始于相对最远的沿井身向下区域(150a),并逐渐地朝向较近的沿井身向下区域(例如,150b、150c、150d、150e,然后,150)。维护特定的区域伴随有将与该区域相关的套筒系统过渡到完全打开模式,并通过套筒系统的端口将维护流体连通到该区域。在图1的套筒系统200和200a-200e构造成基本上类似于图2的套筒系统200的实施例中,将套筒系统200a(其与区域150a相关)过渡到完全打开模式,可伴随有等待开锁套筒系统200a之后的预定时间,同时流体计量系统允许套筒系统如上所述地打开。由于套筒系统200a完全打开,维护流体可连通到相关的区域(150a)。在套筒系统200和200a-200e构造成基本上类似于套筒系统200且套筒系统200a构造成基本上类似于套筒系统400的实施例中,如上所述,将套筒系统200a过渡到完全打开模式可伴随有允许套筒系统的流动孔内的压力减小。
本技术领域内技术人员将会认识到,可根据待要执行的维护操作来选择连通到该区域的维护流体。如此维护流体的非限制性实例包括断裂流体、水力喷射或打孔流体、酸化、射流流体、流体损失流体、密封剂成分等。
正如本技术领域内技术人员阅读本发明后会认识到的,当一区域已经被维护时,例如可要求限制与该区域的流体连通,以使维护流体可连通到另一区域。在一实施例中,当对于相对最远的沿井身向下区域(150a)已经完成了维护操作时,操作者可通过有意造成“脱砂”或沙塞子来限制与区域150a的流体连通(例如,通过套筒系统200a)。正如本技术领域内技术人员阅读本发明后会认识到的,“脱砂”或“砂堵”是指这样的情况:承载在维护流体内的固体和/或颗粒材料形成了限制流体流过流动路径的“桥”。通过砂堵通向区域的流动路径,便可限制与区域的流体连通,这样,流体可通向一个或多个其他区域。
当流体连通已被限制时,可针对附加的区域(例如,150b-150e和150)和相关的套筒系统(例如,200b-200e和200)进行维护操作。如上所讨论的,在从安装模式过渡到延迟模式之后的预定时间间隔内,附加的套筒系统将过渡到完全打开模式,由此,提供与相关区域的流体连通,并允许该区域被维护。在完成维护给定区域之后,可如上所述地限制与该区域的流体连通。在一实施例中,当维护操作针对所有区域已经完成时,例如,可移去用来限制与一个或多个区域流体连通的固体和/或颗粒材料,以允许井筒生产流体通过打开套筒系统的端口流入到打开套筒系统的流动孔内。
在一替代的实施例中,使用文中所披露的系统和/或方法,就可以处理各种处理区域和/或以任何合适的顺序进行维护,即,给定的处理曲线。可确定如此的处理曲线,多个像套筒系统200那样的套筒系统可构造(例如,如文中所披露的,通过合适的时间延迟机构)成达到该特殊的曲线。例如,在操作者希望处理地层三个区域的实施例中,开始于最下的区域,后跟最上的区域,后跟中间区域,这里所披露的三个套筒系统类型可靠近彼此定位。第一套筒系统(例如,靠近最下区域)可构造成首先打开,第三套筒系统(例如,靠近最上区域)可构造成第二打开(例如,允许足够的时间来完成对于第一区域的维护操作,并通过第一套筒系统闭塞流体的连通),第二套筒系统(例如,靠近中间区域)可构造成最后打开(例如,允许足够的时间来完成对于第一和第二区域的维护操作,并通过第一和第二套筒系统闭塞流体的连通)。
尽管以下讨论涉及致动两组套筒(各组具有三个套筒),但应该理解到,如此的描述不是限制性的,可在对应处理阶段中,致动任何合适数量和/或组的套筒。在要求处理区域150a、150b和150c而不处理区域150d、150e和150的第二实施例中,套筒系统200a-200e构造成基本上类似于上述的套筒系统200。在如此的实施例中,套筒系统200a、200b和200c可设置有多个座,这些座构造成与第一构造和/或尺寸的封闭器互相作用,同时套筒系统200d、200e和200构造成不与具有第一构造的封闭器互相作用。因此,通过让具有第一构造的封闭器通过沿井身向上的套筒系统200、200e和200d,进入与套筒系统200c、200b和200a连续地啮合,套筒系统200a、200b和200c可从安装模式过渡到延迟模式。由于套筒系统200a-200c包括流体计量系统,各种套筒系统可构造成有流体计量装置,它们选择成提供套筒系统有控制的和/或相对缓慢的打开。例如,流体计量装置可这样进行选择:在每个套筒系统200a-200c已经达到从安装模式过渡到延迟模式之前,没有套筒系统200a-200c实际上提供它们相应流动孔和端口之间的流体连通。换句话说,延迟模式可构造成确保在如此流体连通之前每个套筒系统200a-200c通过封闭器已经打开锁定。
为了实现上述对区域150a、150b和150c的处理,将会认识到,为防止流体通过套筒系统200c、200b流失和/或流体压力流失,每个套筒系统200c、200b可设置有流体计量装置,其可延迟如此的流失,直到封闭器已经打开套筒系统200a的锁定。还将认识到,个别的套筒系统可构造成:响应于套筒系统的位置,提供相对较长的延迟(例如,从套筒系统打开锁定之时到套筒系统允许流体流过端口之时),该套筒系统的位置位于离在操作过程中必须打开锁定的最后套筒系统相对较远的沿井身向上处(例如,在该情形中,套筒系统200a)。因此,在某些实施例中,套筒系统200c可构造成提供比由套筒系统200b提供的延迟更长的延迟。例如,在封闭器从套筒系统200c移动到套筒系统200b的估计时间约为10分钟的某些实施例中,从套筒系统200b移动到套筒系统200a的估计时间也约为10分钟,套筒系统200c可设置有至少约为20分钟的延迟。20分钟的延迟可确保:在流体通过套筒系统200c的端口引起任何流体流失和/或流体压力流失之前,封闭器既可到达套筒系统200b、200a又可打开套筒系统200b、200a的锁定。
替代地,在某些实施例中,套筒系统200c、200b可各构造成提供相同的延迟,只要在封闭器打开套筒系统200a之前,两个套筒系统的延迟足以防止上述的流体从套筒系统200c、200b中流失和/或流体压力流失即可。例如,在封闭器从套筒系统200c移动到套筒系统200b的估计时间约为10分钟的实施例中,从套筒系统200b移动到套筒系统200a的估计时间也约为10分钟,套筒系统200c、200b可各设置有至少约为20分钟的延迟。因此,使用任何的上述方法,所有三个套筒系统200a-200c可被打开锁定,并通过单个封闭器的工作钻柱112的单一行程,而不打开位于套筒系统200c的沿井身向上处的套筒系统200d、200e和200的锁定,过渡到完全打开模式中。
接下来,如果套筒系统200d、200e和200待要打开,则具有第二构造和/或尺寸的封闭器可以与上述类似方式通过套筒系统200d、200e和200,以有选择地打开剩余的套筒系统200d、200e和200。当然,这可通过用构造成与具有第二构造的封闭器互相作用的座来提供给套筒系统200d、200e和200得以实现。
在替代的实施例中,套筒系统200a、200b和200c可全与井筒的单一区域相关联,并全可设置有构造成与第一构造和/或尺寸的封闭器互相作用的座,而诸如套筒系统200d、200e和200的套筒系统可不与上述单一区域相关联,并构造成不与具有第一构造的封闭器互相作用。因此,可通过让具有第一构造的封闭器通过沿井身向上的套筒系统200、200e和200d,并进入与套筒系统200c、200b和200a相继地啮合,套筒系统200a、200b和200c可从安装模式过渡到延迟模式。这样,在让有选择地通过其它沿井身向上和/或非选择的套筒系统(例如,套筒系统200d、200e和200)之后,具有第一构造的单一封闭器可用来打开锁定和/或致动选定的单一区域内的多个套筒系统(例如,套筒系统200c、200b和200a)。
维护井筒方法的一替代实施例,可基本上与先前实例相同,但相反使用了基本上类似于套筒系统400的至少一个套筒系统。将会认识到,尽管使用了基本上类似于套筒系统400的套筒系统来代替基本上类似于套筒系统200的套筒系统,但该方法中的主要差别在于,在从安装模式过渡到完全打开模式的三个套筒系统中,在流体流动孔内的压力足够降低之前,没有实现相关流体流动孔和端口之间的流体流动。仅在压力如此降低之后,基本上类似于套筒系统400的套筒系统的弹簧才强制活塞和套筒向下移动以提供所要求的完全打开模式。
不管上述套筒系统200、400采用哪种类型,将会认识到,可根据下述的方法执行任一类型套筒系统的使用。维护井筒的方法可包括在井筒中提供第一套筒系统,还在第一套筒系统的沿井身向下处提供第二套筒系统。其后,第一封闭器可通过第一套筒系统的至少一部分,以打开对第一套筒限制器的锁定,由此,使第一套筒从运行的安装模式过渡到运行的延迟模式。接下来,封闭器可从第一套筒系统沿井身向下地移动通过第二套筒系统的至少一部分,以打开对第二套筒系统限制器的锁定。在某些实施例中,对第二套筒系统限制器的开锁可在流体通过第一套筒系统端口流失流体和/或丢失流体压力之前发生。
在上述任一维护井筒方法中,可让井筒维护流体通过打开的套筒系统的端口从打开的套筒系统的流体流动孔流出,可继续该方法。替代地和/或与井筒维护流体的如此向外流动组合起来地,井筒生产流体可通过打开的套筒系统端口流入该打开的套筒系统的流动孔内。
附加的发明
以下是根据本发明的非限制性的具体实施例:
实施例A井筒维护系统包括:
管形钻柱;
纳入在管形钻柱内的第一套筒系统,该第一套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第一套箱内的第一滑动套筒,在第一限制器工作时,第一限制器有选择地限制第一套筒系统相对于装有端口的第一套箱的运动,在第一限制器不工作时,第一延迟系统构造成有选择地限制第一滑动套筒相对于装有端口的第一套箱的运动;
纳入在管形钻柱内的第二套筒系统,该第二套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第二套箱内的第二滑动套筒,在第二限制器工作时,第二限制器有选择地限制第二套筒系统相对于装有端口的第二套箱的运动,在第二限制器不工作时,第二延迟系统构造成有选择地限制第二滑动套筒相对于装有端口的第二套箱的运动;以及
第一井筒隔离器围绕管形钻柱圆周地定位在第一套筒系统和第二套筒系统之间。
实施例B根据实施例A的井筒维护系统,其中,第一井筒限制器包括封隔器、水泥或它们的组合。
实施例C根据实施例B的井筒维护系统,其中,封隔器包括可膨胀的封隔器。
实施例D根据实施例A至C之一的井筒维护系统,其中,第一延迟系统包括:
流体腔室,其形成在装有端口的第一套箱和第一滑动套筒之间;以及
流体计量装置,其与流体腔室流体地连通。
实施例E根据实施例D的井筒维护系统,其中,在第一限制器工作时,阻止流体流过流体计量装置。
实施例F根据实施例E的井筒维护系统,其中,第一限制器包括剪切销,其中,在剪切销剪断之后,允许流体流过流体计量装置。
实施例G根据实施例F的井筒维护系统,其中,剪切销有选择地限制第一套筒系统可膨胀的座的运动。
实施例H根据实施例G的井筒维护系统,其中,剪切销被接纳在第一套筒系统的座支承件和第一套筒系统的下部适配器中的每一个内。
实施例I根据实施例A至H之一的井筒维护系统,其中,第一延迟系统包括:
至少部分地承载在装有端口的第一套箱内的活塞;以及
形成在活塞和装有端口的第一套箱之间的低压腔室。
实施例J根据实施例A至I之一的井筒维护系统,还包括:
第三套筒系统,其纳入在管形钻柱内的第一套筒系统和井筒隔离器之间,该第三套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第三套箱内的第三滑动套筒,在第三限制器工作时,第三限制器有选择地限制第三套筒系统相对于装有端口的第三套箱的运动,在第三限制器不工作时,第三延迟系统构造成有选择地限制第三滑动套筒相对于装有端口的第三套箱的运动;以及
第四套筒系统,其纳入在管形钻柱内的第二套筒系统和井筒隔离器之间,该第四套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第四套箱内的第四滑动套筒,在第四限制器工作时,第四限制器有选择地限制第四套筒系统相对于装有端口的第四套箱的运动,在第四限制器不工作时,第四延迟系统构造成有选择地限制第四滑动套筒相对于装有端口的第四套箱的运动。
实施例K根据实施例J的井筒维护系统,还包括:
第一封闭器,其构造成使第一限制器和第三限制器不工作;以及
第二封闭器,其构造成使第二限制器和第四限制器不工作。
实施例L根据实施例J的井筒维护系统,还包括第二井筒隔离器,其围绕管形钻柱圆周地定位在第一套筒系统和第三套筒系统之间。
实施例M根据实施例L的井筒维护系统,还包括第三井筒隔离器,其围绕管形钻柱圆周地定位在第二套筒系统和第四套筒系统之间。
实施例N根据实施例A至M之一的井筒维护系统,其中,第一套筒系统包括:
第一分段座,该第一分段座径向地划分为多个段,并相对于装有端口的第一套箱可移动在第一位置和第二位置之间,在第一位装置中,第一座限制第一滑动套筒相对于装有端口的第一套箱的运动,在第二位装置中,第一座不限制第一滑动套筒相对于装有端口的第一套箱的运动;以及
形成连续层的第一护套,连续层覆盖第一分段座的一个或多个表面。
实施例O根据实施例N的井筒维护系统,其中,第二套筒系统包括:
第二分段座,该第二分段座径向地划分为多个段,并相对于装有端口的第二套箱可移动在第一位置和第二位置之间,在第一位装置中,第二座限制第二滑动套筒相对于装有端口的第二套箱的运动,在第二位装置中,第二座不限制第二滑动套筒相对于装有端口的第二套箱的运动;以及
形成连续层的第二护套,连续层覆盖第二分段座的一个或多个表面。
实施例P一种维护井筒的方法包括:
将管形钻柱定位在井筒内,该管形钻柱包括
第一套筒系统,其中,第一套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第一套筒系统最初构造成处于安装模式中,其中,第一套筒系统的流动孔和第一套筒系统的端口之间的流体流动受限制;
第二套筒系统,其中,第二套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第二套筒系统最初构造成处于安装模式中,其中,第二套筒系统的流动孔和第二套筒系统的端口之间的流体流动受限制;
使井筒的第一区域与井筒的第二区域隔离;以及
使第一封闭器通过第一套筒系统的至少一部分,由此,解开第一套筒系统的第一限制器锁定,并由此将第一套筒系统过渡到延迟模式;
使第一套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及
通过第一套筒系统的一个或多个端口,将流体连通到井筒的第一区域。
实施例Q实施例P的方法还包括:
使第二封闭器通过第二套筒系统的至少一部分,由此,解开第二套筒系统的第二限制器的锁定,并由此将第二套筒系统过渡到延迟模式;
使第二套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及
通过第二套筒系统的一个或多个端口,将流体连通到井筒的第二区域。
实施例R实施例Q的方法,其中,管形钻柱还包括:
第三套筒系统,其中,第三套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第三套筒系统最初构造成处于安装模式中,其中,第三套筒系统的流动孔和第三套筒系统的端口之间的流体流动受限制。
实施例S实施例R的方法,其中,第一封闭器也通过第三套筒系统,由此,解开第三套筒系统的第三限制器的锁定,并由此将第三套筒系统过渡到延迟模式。
实施例T实施例S的方法还包括:
在通过第一套筒系统的一个或多个端口,将流体连通到井筒第一区域之前,使第三套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及
基本上在通过第一套筒系统的一个或多个端口将流体连通到井筒第一区域的同时,通过第三套筒系统的一个或多个端口,将流体连通到井筒的第一区域。
实施例U实施例P至T之一的方法,其中,使井筒的第一区域与井筒的第二区域隔离包括:
将水泥浆放置到包围管形钻柱一部分的环形空间内且位于第一套筒系统和第二套筒系统之间;
使流体与可膨胀的封隔器接触;以及
使可膨胀的封隔器膨胀以接触井筒壁。
实施例W一种维护井筒的方法包括:
将管形钻柱定位在井筒内,该管形钻柱包括
第一套筒系统,其中,第一套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第一套筒系统最初构造成处于安装模式中,其中,第一套筒系统的流动孔和第一套筒系统的端口之间的流体流动受限制;
第二套筒系统,其中,第二套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第二套筒系统最初构造成处于安装模式中,其中,第二套筒系统的流动孔和第二套筒系统的端口之间的流体流动受限制;
第三套筒系统,其中,第三套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第三套筒系统最初构造成处于安装模式中,其中,第三套筒系统的流动孔和第三套筒系统的端口之间的流体流动受限制;
第四套筒系统,其中,第四套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第四套筒系统最初构造成处于安装模式中,其中,第四套筒系统的流动孔和第四套筒系统的端口之间的流体流动受限制;
使井筒的第一区域与井筒的第二区域隔离;
使第一封闭器通过第一套筒系统的至少一部分和第二套筒系统的至少一部分,由此,解开第一套筒系统的第一限制器和第二套筒系统的第二限制器的锁定,并由此将第一套筒系统和第二套筒系统过渡到延迟模式;
使第一套筒系统和第二套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;
通过第一套筒系统的一个或多个端口以及第二套筒系统的一个或多个端口,将流体连通到井筒的第一区域,而不将流体连通到第二区域;
使第二封闭器通过第三套筒系统的至少一部分和第四套筒系统的至少一部分,由此,解开第三套筒系统的第三限制器和第四套筒系统的第四限制器的锁定,并由此将第三套筒系统和第四套筒系统过渡到延迟模式;
使第三套筒系统和第四套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及
通过第三套筒系统的一个或多个端口以及第四套筒系统的一个或多个端口,将流体连通到井筒的第二区域。
实施例X实施例W的方法,其中,使井筒的第一区域与井筒的第二区域隔离包括:
将水泥浆放置到包围管形钻柱一部分的环形空间内且位于第一套筒系统和第三套筒系统之间;以及
使水泥浆固化。
实施例Y实施例W的方法,其中,使井筒的第一区域与井筒的第二区域隔离包括:
将可膨胀封隔器放置成围绕管形钻柱且位于第一套筒系统和第三套筒系统之间;
使流体与可膨胀的封隔器接触;以及
使可膨胀的封隔器膨胀以接触井筒壁。
披露了至少一个实施例,本技术领域内的技术人员对于实施例和/或实施例的特征所作的变化、组合和/或修改,都在本发明是范围之内。通过组合、整合和/或省略实施例的特征得到的替代实施例,也在本发明的范围之内。如果清楚地表述了数字范围或限值,则如此表达的范围或限值应被理解为:包括落入在该清楚地表述的范围或限值内的同样值的迭代的范围或限值(例如,约1至约10则包括2、3、4等;大于0.10则包括0.11、0.12、0.13等)。例如,只要披露了带有下限Rl和上限Ru的数字范围,那么就具体地披露了落入该范围内的任何数量。尤其是,以下范围内的数字具体地披露了:R=Rl+k*(Ru-Rl),其中,k是从1%至100%的增量为1%的变量,即,k是1%、2%、3%、4%、5%、…50%、51%、52%、…、95%、96%、97%、98%、99%或100%。此外,如以上所定义的由两个数R定义的任何数字范围也具体地披露了。对于权利要求书的任何元件采用的术语“可供选择地”是指该元件是需要的,或替代地,该元件不需要,两中选一都在权利要求的范围之内。使用诸如“包括”、“包含”和“具有”之类的广义术语应被理解为:对诸如“由…组成”、“主要由…组成”和“基本上由…组成”之类较窄的术语提供支持。因此,保护范围不由以上阐述的描述来限定,但由附后的权利要求书予以限定,保护范围包括权利要求书主题的所有等价物。各个和每一个权利要求作为进一步的披露纳入到说明书内,权利要求书是本发明的实施例。

Claims (25)

1.一种井筒维护系统,该井筒维护系统包括:
管形钻柱;
纳入在管形钻柱内的第一套筒系统,该第一套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第一套箱内的第一滑动套筒,在第一限制器工作时,第一限制器有选择地限制第一套筒系统相对于装有端口的第一套箱的运动,在第一限制器不工作时,第一延迟系统构造成有选择限制第一滑动套筒相对于装有端口的第一套箱的运动;
纳入在管形钻柱内的第二套筒系统,该第二套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第二套箱内的第二滑动套筒,在第二限制器工作时,第二限制器有选择地限制第二套筒系统相对于装有端口的第二套箱的运动,在第二限制器不工作时,第二延迟系统构造成有选择限制第二滑动套筒相对于装有端口的第二套箱的运动;以及
第一井筒隔离器,该第一井筒隔离器圆周地围绕管形钻柱定位在第一套筒系统和第二套筒系统之间。
2.如权利要求1所述的井筒维护系统,其特征在于,所述第一井筒隔离器包括封隔器、水泥,或它们的组合。
3.如权利要求2所述的井筒维护系统,其特征在于,所述封隔器包括可膨胀的封隔器。
4.如权利要求1、2或3所述的井筒维护系统,其特征在于,所述第一延迟系统包括:
形成在装有端口的第一套箱和第一滑动套筒之间的流体腔室;以及
与流体腔室流体地连通的流体计量装置。
5.如权利要求4所述的井筒维护系统,其特征在于,在第一限制器工作时,流过流体计量装置的流体流动被阻止。
6.如权利要求5所述的井筒维护系统,其特征在于,所述第一限制器包括剪切销,其中,在剪切销剪断之后,允许流体流过计量装置。
7.如权利要求6所述的井筒维护系统,其特征在于,所述剪切销有选择地限制第一套筒系统的可膨胀座的运动。
8.如权利要求7所述的井筒维护系统,其特征在于,所述剪切销被接纳在第一套筒系统的座支承件和第一套筒系统的下部适配器中的每一个内。
9.如上述权利要求任一项所述的井筒维护系统,其特征在于,所述第一延迟系统包括:
至少部分地承载在装有端口的第一套箱内的活塞;以及
形成在活塞和装有端口的第一套箱之间的低压腔室。
10.如上述权利要求任一项所述的井筒维护系统,其特征在于,还包括:
纳入在管形钻柱内的第三套筒系统,位于第一套筒系统和井筒隔离器之间,该第三套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第三套箱内的第三滑动套筒,在第三限制器工作时,第三限制器有选择地限制第三套筒系统相对于装有端口的第三套箱的运动,在第三限制器不工作时,第三延迟系统构造成有选择限制第三滑动套筒相对于装有端口的第三套箱的运动;
纳入在管形钻柱内的第四套筒系统,位于第二套筒系统和井筒隔离器之间,该第四套筒系统包括至少部分地承载在装有端口的第四套箱内的第四滑动套筒,在第四限制器工作时,第四限制器有选择地限制第四套筒系统相对于装有端口的第四套箱的运动,在第四限制器不工作时,第四延迟系统构造成有选择限制第四滑动套筒相对于装有端口的第四套箱的运动。
11.如权利要求10所述的井筒维护系统,其特征在于,还包括:
第一封闭器,所述第一封闭器构造成使第一限制器和第三限制器不工作;以及
第二封闭器,所述第二封闭器构造成使第二限制器和第四限制器不工作。
12.如权利要求10或11所述的井筒维护系统,其特征在于,还包括第二井筒隔离器,所述第二井筒隔离器圆周地围绕管形钻柱定位在第一套筒系统和第三套筒系统之间。
13.如权利要求12所述的井筒维护系统,其特征在于,还包括第三井筒隔离器,所述第三井筒隔离器圆周地围绕管形钻柱定位在第二套筒系统和第四套筒系统之间。
14.如上述权利要求任一项所述的井筒维护系统,其特征在于,所述第一套筒系统包括:
第一分段座,该第一分段座径向地分为多个段,并可相对于装有端口的第一套箱移动在第一位置和第二位置之间,在第一位置中,第一座限制第一滑动套筒相对于装有端口的第一套箱的运动,在第二位置中,第一座不限制第一滑动套筒相对于装有端口的第一套箱的运动;以及
形成连续层的第一护套,该连续层覆盖第一分段座的一个或多个表面。
15.如权利要求14所述的井筒维护系统,其特征在于,所述第二套筒系统包括:
第二分段座,该第二分段座径向地分为多个段,并可相对于装有端口的第二套箱移动在第一位置和第二位置之间,在第一位置中,第二座限制第二滑动套筒相对于装有端口的第二套箱的运动,在第二位置中,第二座不限制第二滑动套筒相对于装有端口的第二套箱的运动;以及
形成连续层的第二护套,该连续层覆盖第二分段座的一个或多个表面。
16.一种维护井筒的方法,该方法包括:
将管形钻柱定位在井筒内,该管形钻柱包括
第一套筒系统,其中,第一套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第一套筒系统最初构造成在安装模式中,在该安装模式中,第一套筒系统的流动孔和第一套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;
第二套筒系统,其中,第二套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第二套筒系统最初构造成在安装模式中,在该安装模式中,第二套筒系统的流动孔和第二套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;
使井筒第一区域与井筒第二区域隔离;以及
使第一封闭器通过第一套筒系统的至少一部分,由此,打开第一套筒系统的第一限制器的锁定,并由此使第一套筒系统过渡到延迟模式;
使第一套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及
通过第一套筒系统的一个或多个端口,使流体连通到井筒的第一区域。
17.如权利要求16所述的方法,其特征在于,还包括:
使第二封闭器通过第二套筒系统的至少一部分,由此打开第二套筒系统的第二限制器的锁定,并由此将第二套筒系统过渡到延迟模式;
使第二套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及
通过第二套筒系统的一个或多个端口,使流体连通到井筒的第二区域。
18.如权利要求16或17所述的方法,其特征在于,所述管形钻柱还包括:
第三套筒系统,其中,第三套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第三套筒系统最初构造成在安装模式中,在该安装模式中,第三套筒系统的流动孔和第三套筒系统的端口之间的流体流动受到限制。
19.如权利要求18所述的方法,其特征在于,所述第一封闭器还通过第三套筒系统,由此,打开第三套筒系统的第三限制器的锁定,并由此将第三套筒系统过渡到延迟模式。
20.如权利要求19所述的方法,其特征在于,还包括:
在通过第一套筒系统的一个或多个端口将流体连通到井筒第一区域之前,使第三套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及
基本上在通过第一套筒系统的一个或多个端口将流体连通到井筒第一区域的同时,通过第三套筒系统的一个或多个端口将流体连通到井筒第一区域。
21.如权利要求16至20中任一项所述的方法,其特征在于,使井筒第一区域与井筒第二区域隔离包括:
将水泥浆放置到包围一部分管形钻柱的环形空间内且位于第一套筒系统和第二套筒系统之间;以及
使水泥浆固化。
22.如权利要求16至21中任一项所述的方法,其特征在于,使井筒第一区域与井筒第二区域隔离包括:
将可膨胀封隔器放置成围绕管形钻柱且位于第一套筒系统和第二套筒系统之间;
使流体与可膨胀封隔器接触;以及
使可膨胀封隔器膨胀而接触井筒壁。
23.一种维护井筒的方法,该方法包括:
将管形钻柱定位在井筒内,该管形钻柱包括
第一套筒系统,其中,第一套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第一套筒系统最初构造成在安装模式中,在该安装模式中,第一套筒系统的流动孔和第一套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;
第二套筒系统,其中,第二套筒系统定位在靠近井筒第一区域的井筒内,第二套筒系统最初构造成在安装模式中,在该安装模式中,第二套筒系统的流动孔和第二套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;
第三套筒系统,其中,第三套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第三套筒系统最初构造成在安装模式中,在该安装模式中,第三套筒系统的流动孔和第三套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;
第四套筒系统,其中,第四套筒系统定位在靠近井筒第二区域的井筒内,第四套筒系统最初构造成在安装模式中,在该安装模式中,第四套筒系统的流动孔和第四套筒系统的端口之间的流体流动受到限制;
使井筒第一区域与井筒第二区域隔离;
使第一封闭器通过第一套筒系统的至少一部分和第二套筒系统的至少一部分,由此,打开第一套筒系统的第一限制器和第二套筒系统的第二限制器的锁定,并由此使第一套筒系统和第二套筒系统过渡到延迟模式;
使第一套筒系统和第二套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;
通过第一套筒系统的一个或多个端口以及第二套筒系统的一个或多个端口,使流体连通到井筒的第一区域,而流体不连通到第二区域;
使第二封闭器通过第三套筒系统的至少一部分和第四套筒系统的至少一部分,由此,打开第三套筒系统的第三限制器和第四套筒系统的第四限制器的锁定,并由此使第三套筒系统和第四套筒系统过渡到延迟模式;
使第三套筒系统和第四套筒系统从延迟模式过渡到完全打开模式;以及
通过第三套筒系统的一个或多个端口以及第四套筒系统的一个或多个端口,使流体连通到井筒的第二区域。
24.如权利要求23所述的方法,其特征在于,使井筒第一区域与井筒第二区域隔离包括:
将水泥浆放置到包围一部分管形钻柱的环形空间内且位于第一套筒系统和第三套筒系统之间;以及
使水泥浆固化。
25.如权利要求23或24所述的方法,其特征在于,使井筒第一区域与井筒第二区域隔离包括:
将可膨胀封隔器放置成围绕管形钻柱且位于第一套筒系统和第三套筒系统之间;
使流体与可膨胀封隔器接触;以及
使可膨胀封隔器膨胀而接触井筒壁。
CN201280026900.2A 2011-06-02 2012-02-10 维护井筒的系统和方法 Expired - Fee Related CN103562490B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/151,457 US8668016B2 (en) 2009-08-11 2011-06-02 System and method for servicing a wellbore
US13/151,457 2011-06-02
PCT/GB2012/000140 WO2012164236A1 (en) 2011-06-02 2012-02-10 System and method for servicing a wellbore

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103562490A true CN103562490A (zh) 2014-02-05
CN103562490B CN103562490B (zh) 2016-05-18

Family

ID=45688175

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280026900.2A Expired - Fee Related CN103562490B (zh) 2011-06-02 2012-02-10 维护井筒的系统和方法

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8668016B2 (zh)
EP (2) EP2715052B1 (zh)
CN (1) CN103562490B (zh)
AU (1) AU2012264470B2 (zh)
BR (1) BR112013030929A2 (zh)
CA (1) CA2836860C (zh)
DK (2) DK3533967T3 (zh)
MX (1) MX341343B (zh)
WO (1) WO2012164236A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109488251A (zh) * 2018-11-20 2019-03-19 中国石油天然气股份有限公司 一种预置溶解介质机构及使用方法

Families Citing this family (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US8695710B2 (en) 2011-02-10 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
US8668012B2 (en) * 2011-02-10 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US8839871B2 (en) 2010-01-15 2014-09-23 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials
AU2011305004A1 (en) 2010-09-22 2013-04-04 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore frac tool with inflow control
EP2619403A4 (en) * 2010-09-22 2017-05-31 Packers Plus Energy Services Inc. Delayed opening wellbore tubular port closure
US8794330B2 (en) * 2010-11-01 2014-08-05 Completion Tool Developments, Inc. Apparatus for single-trip time progressive wellbore treatment
US9359877B2 (en) * 2010-11-01 2016-06-07 Completion Tool Developments, Llc Method and apparatus for single-trip time progressive wellbore treatment
US8474533B2 (en) 2010-12-07 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Gas generator for pressurizing downhole samples
US8893811B2 (en) 2011-06-08 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US9033055B2 (en) * 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US8899334B2 (en) 2011-08-23 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
EP2748411B1 (en) * 2011-11-01 2016-11-30 Halliburton Energy Services, Inc. A contigency release device that uses right-hand torque to allow movement of a collet prop
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9103189B2 (en) 2012-03-08 2015-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Segmented seat for wellbore servicing system
US8991509B2 (en) 2012-04-30 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed activation activatable stimulation assembly
US9784070B2 (en) 2012-06-29 2017-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US9279312B2 (en) * 2012-07-10 2016-03-08 Baker Hughes Incorporated Downhole sleeve system and method
CA2887298C (en) * 2012-08-16 2020-07-07 Thru Tubiing Solutions, Inc. Drill pipe perforator apparatus and method of use
US9260930B2 (en) 2012-08-30 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure testing valve and method of using the same
US9169705B2 (en) 2012-10-25 2015-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure relief-assisted packer
US9121273B2 (en) * 2012-12-04 2015-09-01 Schlumberger Technology Corporation Flow control system
US9334710B2 (en) 2013-01-16 2016-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Interruptible pressure testing valve
US9260940B2 (en) * 2013-01-22 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure testing valve and method of using the same
US9279310B2 (en) 2013-01-22 2016-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure testing valve and method of using the same
US9650858B2 (en) 2013-02-26 2017-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Resettable packer assembly and methods of using the same
US9587486B2 (en) 2013-02-28 2017-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation
CN103147721A (zh) * 2013-03-01 2013-06-12 中国石油天然气股份有限公司 脉动式配汽阀
US9650866B2 (en) 2013-03-07 2017-05-16 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US10066461B2 (en) 2013-03-07 2018-09-04 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US10138709B2 (en) 2013-03-07 2018-11-27 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US10138725B2 (en) 2013-03-07 2018-11-27 Geodynamics, Inc. Hydraulic delay toe valve system and method
US9982530B2 (en) 2013-03-12 2018-05-29 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication
US9284817B2 (en) 2013-03-14 2016-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Dual magnetic sensor actuation assembly
CN103161427B (zh) * 2013-03-28 2015-07-01 西南石油大学 一种多功能连续循环安全阀
US9752414B2 (en) 2013-05-31 2017-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches
US20150075770A1 (en) 2013-05-31 2015-03-19 Michael Linley Fripp Wireless activation of wellbore tools
US9273534B2 (en) 2013-08-02 2016-03-01 Halliburton Energy Services Inc. Tool with pressure-activated sliding sleeve
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
WO2015085169A2 (en) * 2013-12-05 2015-06-11 Weatherford/Lamb, Inc. Toe sleeve isolation system for cemented casing in borehole
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US10150713B2 (en) 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
CN103899280B (zh) * 2014-04-16 2017-01-25 杰瑞能源服务有限公司 一种钻井废弃物的回注系统及回注方法
US10087714B2 (en) 2014-09-16 2018-10-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Tubular assembly including a sliding sleeve having a degradable locking element
US10337287B2 (en) 2014-09-16 2019-07-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Tubular assembly including a sliding sleeve having a degradable locking element
CA2961566C (en) 2014-10-27 2018-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Adjustable seat assembly
WO2016085465A1 (en) 2014-11-25 2016-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wireless activation of wellbore tools
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
WO2016145540A1 (en) * 2015-03-19 2016-09-22 Packers Plus Energy Services Inc. Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment
CN104975835B (zh) * 2015-06-11 2017-10-17 中国石油天然气股份有限公司 一种弹性压裂球座
CN106321013A (zh) * 2016-10-21 2017-01-11 西南石油大学 单球投掷式多次循环阀
US20190010784A1 (en) * 2017-05-08 2019-01-10 Vlad Rozenblit Cementing Stage Collar with Dissolvable elements
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
CA2994290C (en) 2017-11-06 2024-01-23 Entech Solution As Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore
US10954751B2 (en) * 2019-06-04 2021-03-23 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Shearable split ball seat

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5865254A (en) * 1997-01-31 1999-02-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole tubing conveyed valve
CN2723671Y (zh) * 2004-08-02 2005-09-07 王修民 注水井井下作业防喷挡球
US20060207764A1 (en) * 2004-12-14 2006-09-21 Schlumberger Technology Corporation Testing, treating, or producing a multi-zone well
US20080093080A1 (en) * 2006-10-19 2008-04-24 Palmer Larry T Ball drop circulation valve
US20110036590A1 (en) * 2009-08-11 2011-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore

Family Cites Families (186)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2201290A (en) 1939-03-04 1940-05-21 Haskell M Greene Method and means for perforating well casings
US2537066A (en) * 1944-07-24 1951-01-09 James O Lewis Apparatus for controlling fluid producing formations
US2493650A (en) 1946-03-01 1950-01-03 Baker Oil Tools Inc Valve device for well conduits
US2627314A (en) 1949-11-14 1953-02-03 Baker Oil Tools Inc Cementing plug and valve device for well casings
US2913051A (en) 1956-10-09 1959-11-17 Huber Corp J M Method and apparatus for completing oil wells and the like
US3054415A (en) 1959-08-03 1962-09-18 Baker Oil Tools Inc Sleeve valve apparatus
US3057405A (en) 1959-09-03 1962-10-09 Pan American Petroleum Corp Method for setting well conduit with passages through conduit wall
US3151681A (en) * 1960-08-08 1964-10-06 Cicero C Brown Sleeve valve for well pipes
US3216497A (en) 1962-12-20 1965-11-09 Pan American Petroleum Corp Gravel-packing method
US3363696A (en) * 1966-04-04 1968-01-16 Schlumberger Technology Corp Full bore bypass valve
US3434537A (en) 1967-10-11 1969-03-25 Solis Myron Zandmer Well completion apparatus
US3768556A (en) 1972-05-10 1973-10-30 Halliburton Co Cementing tool
US3850238A (en) * 1972-10-02 1974-11-26 Exxon Production Research Co Method of operating a surface controlled subsurface safety valve
GB1520976A (en) 1976-06-10 1978-08-09 Ciba Geigy Ag Photographic emulsions
US4081990A (en) 1976-12-29 1978-04-04 Chatagnier John C Hydraulic pipe testing apparatus
US4105069A (en) 1977-06-09 1978-08-08 Halliburton Company Gravel pack liner assembly and selective opening sleeve positioner assembly for use therewith
US4109725A (en) 1977-10-27 1978-08-29 Halliburton Company Self adjusting liquid spring operating apparatus and method for use in an oil well valve
US4469136A (en) 1979-12-10 1984-09-04 Hughes Tool Company Subsea flowline connector
US4417622A (en) 1981-06-09 1983-11-29 Halliburton Company Well sampling method and apparatus
US4673039A (en) 1986-01-24 1987-06-16 Mohaupt Henry H Well completion technique
US4714117A (en) 1987-04-20 1987-12-22 Atlantic Richfield Company Drainhole well completion
US4889199A (en) 1987-05-27 1989-12-26 Lee Paul B Downhole valve for use when drilling an oil or gas well
US4893678A (en) 1988-06-08 1990-01-16 Tam International Multiple-set downhole tool and method
US5156220A (en) * 1990-08-27 1992-10-20 Baker Hughes Incorporated Well tool with sealing means
US5125582A (en) 1990-08-31 1992-06-30 Halliburton Company Surge enhanced cavitating jet
US5127472A (en) 1991-07-29 1992-07-07 Halliburton Company Indicating ball catcher
US5180016A (en) 1991-08-12 1993-01-19 Otis Engineering Corporation Apparatus and method for placing and for backwashing well filtration devices in uncased well bores
US5375662A (en) 1991-08-12 1994-12-27 Halliburton Company Hydraulic setting sleeve
EP0539040A3 (en) 1991-10-21 1993-07-21 Halliburton Company Downhole casing valve
US5396957A (en) 1992-09-29 1995-03-14 Halliburton Company Well completions with expandable casing portions
US5361856A (en) 1992-09-29 1994-11-08 Halliburton Company Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith
US5325923A (en) 1992-09-29 1994-07-05 Halliburton Company Well completions with expandable casing portions
US5323856A (en) 1993-03-31 1994-06-28 Halliburton Company Detecting system and method for oil or gas well
US5381862A (en) 1993-08-27 1995-01-17 Halliburton Company Coiled tubing operated full opening completion tool system
US5366015A (en) 1993-11-12 1994-11-22 Halliburton Company Method of cutting high strength materials with water soluble abrasives
US5494107A (en) 1993-12-07 1996-02-27 Bode; Robert E. Reverse cementing system and method
US5425424A (en) 1994-02-28 1995-06-20 Baker Hughes Incorporated Casing valve
US5826661A (en) 1994-05-02 1998-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Linear indexing apparatus and methods of using same
US5484016A (en) 1994-05-27 1996-01-16 Halliburton Company Slow rotating mole apparatus
US5533571A (en) 1994-05-27 1996-07-09 Halliburton Company Surface switchable down-jet/side-jet apparatus
US5499678A (en) 1994-08-02 1996-03-19 Halliburton Company Coplanar angular jetting head for well perforating
US5947205A (en) 1996-06-20 1999-09-07 Halliburton Energy Services, Inc. Linear indexing apparatus with selective porting
DE19630940C2 (de) 1996-07-31 1999-03-04 Siemens Ag Verfahren zur Überprüfung des Katalysatorwirkungsgrades
US5765642A (en) 1996-12-23 1998-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation fracturing methods
US5865252A (en) 1997-02-03 1999-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods
US6116343A (en) 1997-02-03 2000-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods
GB2323871A (en) 1997-03-14 1998-10-07 Well-Flow Oil Tools Ltd A cleaning device
US5960881A (en) 1997-04-22 1999-10-05 Jerry P. Allamon Downhole surge pressure reduction system and method of use
US5944105A (en) 1997-11-11 1999-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Well stabilization methods
US6253861B1 (en) 1998-02-25 2001-07-03 Specialised Petroleum Services Limited Circulation tool
US6216785B1 (en) 1998-03-26 2001-04-17 Schlumberger Technology Corporation System for installation of well stimulating apparatus downhole utilizing a service tool string
US6189618B1 (en) 1998-04-20 2001-02-20 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore wash nozzle system
US6167974B1 (en) 1998-09-08 2001-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method of underbalanced drilling
US6152232A (en) 1998-09-08 2000-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Underbalanced well completion
US6006838A (en) 1998-10-12 1999-12-28 Bj Services Company Apparatus and method for stimulating multiple production zones in a wellbore
US6230811B1 (en) * 1999-01-27 2001-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Internal pressure operated circulating valve with annulus pressure operated safety mandrel
US6336502B1 (en) 1999-08-09 2002-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Slow rotating tool with gear reducer
US6244342B1 (en) 1999-09-01 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse-cementing method and apparatus
US6318470B1 (en) 2000-02-15 2001-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Recirculatable ball-drop release device for lateral oilwell drilling applications
US6571875B2 (en) 2000-02-17 2003-06-03 Schlumberger Technology Corporation Circulation tool for use in gravel packing of wellbores
US6286599B1 (en) 2000-03-10 2001-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for lateral casing window cutting using hydrajetting
US7385523B2 (en) 2000-03-28 2008-06-10 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation
DZ3387A1 (fr) 2000-07-18 2002-01-24 Exxonmobil Upstream Res Co Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage
AU2001275759A1 (en) 2000-08-12 2002-02-25 Paul Bernard Lee Activating ball assembly for use with a by-pass tool in a drill string
US6997263B2 (en) 2000-08-31 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Multi zone isolation tool having fluid loss prevention capability and method for use of same
US6422317B1 (en) 2000-09-05 2002-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Flow control apparatus and method for use of the same
US6662877B2 (en) 2000-12-01 2003-12-16 Schlumberger Technology Corporation Formation isolation valve
US6520257B2 (en) 2000-12-14 2003-02-18 Jerry P. Allamon Method and apparatus for surge reduction
GB0106538D0 (en) 2001-03-15 2001-05-02 Andergauge Ltd Downhole tool
NO314701B3 (no) 2001-03-20 2007-10-08 Reslink As Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn
US6634428B2 (en) 2001-05-03 2003-10-21 Baker Hughes Incorporated Delayed opening ball seat
US20030029611A1 (en) 2001-08-10 2003-02-13 Owens Steven C. System and method for actuating a subterranean valve to terminate a reverse cementing operation
US6725933B2 (en) 2001-09-28 2004-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
US6938690B2 (en) 2001-09-28 2005-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation
US6662874B2 (en) 2001-09-28 2003-12-16 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
US6719054B2 (en) 2001-09-28 2004-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
US6722427B2 (en) 2001-10-23 2004-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Wear-resistant, variable diameter expansion tool and expansion methods
US6907936B2 (en) 2001-11-19 2005-06-21 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7096954B2 (en) 2001-12-31 2006-08-29 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for placement of multiple fractures in open hole wells
US6776238B2 (en) 2002-04-09 2004-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore
US6789619B2 (en) 2002-04-10 2004-09-14 Bj Services Company Apparatus and method for detecting the launch of a device in oilfield applications
US6769490B2 (en) 2002-07-01 2004-08-03 Allamon Interests Downhole surge reduction method and apparatus
US7021384B2 (en) 2002-08-21 2006-04-04 Packers Plus Energy Services Inc. Apparatus and method for wellbore isolation
US7108067B2 (en) 2002-08-21 2006-09-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7055598B2 (en) 2002-08-26 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device and method for use of same
GB2394488B (en) 2002-10-22 2006-06-07 Smith International Improved multi-cycle downhole apparatus
US6802374B2 (en) 2002-10-30 2004-10-12 Schlumberger Technology Corporation Reverse cementing float shoe
GB0302121D0 (en) 2003-01-30 2003-03-05 Specialised Petroleum Serv Ltd Improved mechanism for actuation of a downhole tool
US7021389B2 (en) 2003-02-24 2006-04-04 Bj Services Company Bi-directional ball seat system and method
US7416029B2 (en) 2003-04-01 2008-08-26 Specialised Petroleum Services Group Limited Downhole tool
US7013971B2 (en) 2003-05-21 2006-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse circulation cementing process
GB0312180D0 (en) 2003-05-28 2003-07-02 Specialised Petroleum Serv Ltd Drilling sub
US7252152B2 (en) 2003-06-18 2007-08-07 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for actuating a downhole tool
US6997252B2 (en) 2003-09-11 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic setting tool for packers
US7066265B2 (en) 2003-09-24 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. System and method of production enhancement and completion of a well
GB2407595B8 (en) 2003-10-24 2017-04-12 Schlumberger Holdings System and method to control multiple tools
US7503390B2 (en) * 2003-12-11 2009-03-17 Baker Hughes Incorporated Lock mechanism for a sliding sleeve
US7353879B2 (en) 2004-03-18 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable downhole tools
US7225869B2 (en) 2004-03-24 2007-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating hydrajet stimulated zones
US7234529B2 (en) 2004-04-07 2007-06-26 Halliburton Energy Services, Inc. Flow switchable check valve and method
US20080060810A9 (en) 2004-05-25 2008-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool
US7159660B2 (en) 2004-05-28 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrajet perforation and fracturing tool
US7287592B2 (en) 2004-06-11 2007-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool
US7347275B2 (en) 2004-06-17 2008-03-25 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method to detect actuation of a flow control device
US7243723B2 (en) 2004-06-18 2007-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for fracturing and gravel packing a borehole
US7290611B2 (en) 2004-07-22 2007-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for cementing wells that lack surface casing
US7252147B2 (en) 2004-07-22 2007-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure
US7090153B2 (en) 2004-07-29 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Flow conditioning system and method for fluid jetting tools
US7195067B2 (en) 2004-08-03 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for well perforating
US7322412B2 (en) 2004-08-30 2008-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
US20060086507A1 (en) 2004-10-26 2006-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore cleanout tool and method
US7303008B2 (en) 2004-10-26 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations
US7237612B2 (en) 2004-11-17 2007-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of initiating a fracture tip screenout
US7228908B2 (en) 2004-12-02 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells
US7273099B2 (en) 2004-12-03 2007-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals
US7398825B2 (en) 2004-12-03 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlling sand and water production in subterranean zones
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US7506689B2 (en) 2005-02-22 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations
US7278486B2 (en) 2005-03-04 2007-10-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing method providing simultaneous flow back
US7926571B2 (en) 2005-03-15 2011-04-19 Raymond A. Hofman Cemented open hole selective fracing system
US7377322B2 (en) 2005-03-15 2008-05-27 Peak Completion Technologies, Inc. Method and apparatus for cementing production tubing in a multilateral borehole
US7431090B2 (en) 2005-06-22 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for multiple fracturing of subterranean formations
US7422060B2 (en) 2005-07-19 2008-09-09 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for completing a well
US7296625B2 (en) 2005-08-02 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore
US7343975B2 (en) 2005-09-06 2008-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Method for stimulating a well
US7946340B2 (en) 2005-12-01 2011-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center
US7740072B2 (en) 2006-10-10 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for well stimulation using multiple angled fracturing
US7510010B2 (en) 2006-01-10 2009-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for cementing through a safety valve
US7325617B2 (en) 2006-03-24 2008-02-05 Baker Hughes Incorporated Frac system without intervention
US7337844B2 (en) 2006-05-09 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Perforating and fracturing
US20070261851A1 (en) 2006-05-09 2007-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Window casing
US7866396B2 (en) 2006-06-06 2011-01-11 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for completing a multiple zone well
US20070284114A1 (en) 2006-06-08 2007-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method for removing a consumable downhole tool
US7478676B2 (en) 2006-06-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7575062B2 (en) 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US20080000637A1 (en) 2006-06-29 2008-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole flow-back control for oil and gas wells by controlling fluid entry
US7520327B2 (en) 2006-07-20 2009-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and materials for subterranean fluid forming barriers in materials surrounding wells
US7464764B2 (en) 2006-09-18 2008-12-16 Baker Hughes Incorporated Retractable ball seat having a time delay material
US7571766B2 (en) 2006-09-29 2009-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage
US7510017B2 (en) 2006-11-09 2009-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing and communicating in wells
EP2087199A4 (en) 2006-11-15 2015-09-16 Halliburton Energy Services Inc DRILLING TOOL WITH SOURCE AND INTEGRATED FLUID TO INTRODUCE THE SOURCE
US8657039B2 (en) 2006-12-04 2014-02-25 Baker Hughes Incorporated Restriction element trap for use with an actuation element of a downhole apparatus and method of use
US20080135248A1 (en) 2006-12-11 2008-06-12 Halliburton Energy Service, Inc. Method and apparatus for completing and fluid treating a wellbore
DK2189622T3 (en) 2007-01-25 2019-02-04 Welldynamics Inc Casing valve system for selective borehole stimulation and control
US7617871B2 (en) 2007-01-29 2009-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrajet bottomhole completion tool and process
US7934559B2 (en) 2007-02-12 2011-05-03 Baker Hughes Incorporated Single cycle dart operated circulation sub
US20080202764A1 (en) 2007-02-22 2008-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable downhole tools
US20080202766A1 (en) 2007-02-23 2008-08-28 Matt Howell Pressure Activated Locking Slot Assembly
US7681645B2 (en) 2007-03-01 2010-03-23 Bj Services Company System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore
US7870907B2 (en) 2007-03-08 2011-01-18 Weatherford/Lamb, Inc. Debris protection for sliding sleeve
US8162050B2 (en) 2007-04-02 2012-04-24 Halliburton Energy Services Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US20080264641A1 (en) 2007-04-30 2008-10-30 Slabaugh Billy F Blending Fracturing Gel
US7527103B2 (en) 2007-05-29 2009-05-05 Baker Hughes Incorporated Procedures and compositions for reservoir protection
US7673673B2 (en) 2007-08-03 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool
US7644772B2 (en) 2007-08-13 2010-01-12 Baker Hughes Incorporated Ball seat having segmented arcuate ball support member
US7637323B2 (en) 2007-08-13 2009-12-29 Baker Hughes Incorporated Ball seat having fluid activated ball support
US7673677B2 (en) 2007-08-13 2010-03-09 Baker Hughes Incorporated Reusable ball seat having ball support member
US7740079B2 (en) 2007-08-16 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing plug convertible to a bridge plug
US7703510B2 (en) 2007-08-27 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Interventionless multi-position frac tool
US7866402B2 (en) 2007-10-11 2011-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Circulation control valve and associated method
GB0720420D0 (en) * 2007-10-19 2007-11-28 Petrowell Ltd Method and apparatus
US7849924B2 (en) 2007-11-27 2010-12-14 Halliburton Energy Services Inc. Method and apparatus for moving a high pressure fluid aperture in a well bore servicing tool
US7735559B2 (en) 2008-04-21 2010-06-15 Schlumberger Technology Corporation System and method to facilitate treatment and production in a wellbore
US8757273B2 (en) 2008-04-29 2014-06-24 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
EP2294279A4 (en) 2008-04-29 2015-11-18 Packers Plus Energy Serv Inc BOHRLOCH-SUB WITH HYDRAULICALLY OPERATED SHIFT VALVE
US20090308588A1 (en) 2008-06-16 2009-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones
US20100000727A1 (en) 2008-07-01 2010-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for inflow control
US7779906B2 (en) 2008-07-09 2010-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole tool with multiple material retaining ring
US8960292B2 (en) 2008-08-22 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. High rate stimulation method for deep, large bore completions
US7775285B2 (en) 2008-11-19 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for servicing a wellbore
US7926575B2 (en) 2009-02-09 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic lockout device for pressure controlled well tools
US7909108B2 (en) 2009-04-03 2011-03-22 Halliburton Energy Services Inc. System and method for servicing a wellbore
US9010447B2 (en) 2009-05-07 2015-04-21 Packers Plus Energy Services Inc. Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment
US8365824B2 (en) 2009-07-15 2013-02-05 Baker Hughes Incorporated Perforating and fracturing system
US8291980B2 (en) 2009-08-13 2012-10-23 Baker Hughes Incorporated Tubular valving system and method
US8316951B2 (en) 2009-09-25 2012-11-27 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator and method
US8191625B2 (en) 2009-10-05 2012-06-05 Halliburton Energy Services Inc. Multiple layer extrusion limiter
US8215411B2 (en) 2009-11-06 2012-07-10 Weatherford/Lamb, Inc. Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use
US8245788B2 (en) 2009-11-06 2012-08-21 Weatherford/Lamb, Inc. Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use
US8272443B2 (en) 2009-11-12 2012-09-25 Halliburton Energy Services Inc. Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same
US8479822B2 (en) 2010-02-08 2013-07-09 Summit Downhole Dynamics, Ltd Downhole tool with expandable seat
US8403036B2 (en) 2010-09-14 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Single piece packer extrusion limiter ring
EP2619403A4 (en) * 2010-09-22 2017-05-31 Packers Plus Energy Services Inc. Delayed opening wellbore tubular port closure
US8978765B2 (en) 2010-12-13 2015-03-17 I-Tec As System and method for operating multiple valves
US8899334B2 (en) 2011-08-23 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8662178B2 (en) 2011-09-29 2014-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5865254A (en) * 1997-01-31 1999-02-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole tubing conveyed valve
CN2723671Y (zh) * 2004-08-02 2005-09-07 王修民 注水井井下作业防喷挡球
US20060207764A1 (en) * 2004-12-14 2006-09-21 Schlumberger Technology Corporation Testing, treating, or producing a multi-zone well
US20080093080A1 (en) * 2006-10-19 2008-04-24 Palmer Larry T Ball drop circulation valve
US20110036590A1 (en) * 2009-08-11 2011-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109488251A (zh) * 2018-11-20 2019-03-19 中国石油天然气股份有限公司 一种预置溶解介质机构及使用方法
CN109488251B (zh) * 2018-11-20 2024-03-26 中国石油天然气股份有限公司 一种预置溶解介质机构及使用方法

Also Published As

Publication number Publication date
WO2012164236A1 (en) 2012-12-06
MX341343B (es) 2016-08-17
DK2715052T3 (da) 2019-06-24
US20110253383A1 (en) 2011-10-20
AU2012264470B2 (en) 2016-02-11
AU2012264470A1 (en) 2013-12-19
MX2013014090A (es) 2014-12-05
EP2715052B1 (en) 2019-05-15
US8668016B2 (en) 2014-03-11
EP3533967A1 (en) 2019-09-04
EP3533967B1 (en) 2023-12-20
EP2715052A1 (en) 2014-04-09
CN103562490B (zh) 2016-05-18
CA2836860C (en) 2016-06-07
DK3533967T3 (da) 2024-02-26
CA2836860A1 (en) 2012-12-06
BR112013030929A2 (pt) 2017-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103562490A (zh) 维护井筒的系统和方法
CN103415674B (zh) 用于钻井孔作业的系统和方法
CN103477028A (zh) 对地层的多个区域进行个别作业的方法
CA2859095C (en) Improved segmented seat for wellbore servicing system
US20080271898A1 (en) Pressure Isolation Plug for Horizontal Wellbore and Associated Methods
US20120160515A1 (en) System and Method for Operating Multiple Valves
AU2012215164A1 (en) System and method for servicing a wellbore
CA2761477C (en) System and method for operating multiple valves
US20220307345A1 (en) Method and apparatus for use in plug and abandon operations
US20120145382A1 (en) System and Method for Operating Multiple Valves
MX2015004249A (es) Asiento segmentado de enclavamiento para herramientas en el interior de pozos.

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20160518

Termination date: 20170210