EA016406B1 - Узел седла шарового клапана и способ регулирования потока текучей среды через полый корпус - Google Patents
Узел седла шарового клапана и способ регулирования потока текучей среды через полый корпус Download PDFInfo
- Publication number
- EA016406B1 EA016406B1 EA200970908A EA200970908A EA016406B1 EA 016406 B1 EA016406 B1 EA 016406B1 EA 200970908 A EA200970908 A EA 200970908A EA 200970908 A EA200970908 A EA 200970908A EA 016406 B1 EA016406 B1 EA 016406B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- ball valve
- valve seat
- ball
- channel
- housing
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 106
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 241000282472 Canis lupus familiaris Species 0.000 claims description 22
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 13
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 26
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 24
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- 208000031968 Cadaver Diseases 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004323 axial length Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
- E21B34/142—Valve 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
- E21B23/006—"J-slot" systems, i.e. lug and slot indexing mechanisms
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Magnetically Actuated Valves (AREA)
- Taps Or Cocks (AREA)
- Fuel-Injection Apparatus (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
- Massaging Devices (AREA)
- Pivots And Pivotal Connections (AREA)
- Chairs Characterized By Structure (AREA)
- Mechanically-Actuated Valves (AREA)
Abstract
При осуществлении способа управления потоком текучей среды через полый корпус используется узел (12) седла шарового клапана, содержащий полый корпус (14), ограничивающий канал (16) корпуса, и седло (18) шарового клапана, установленное внутри расточенного канала и выполненное с возможностью перемещения относительно канала между выдвинутым положением, в котором седло ограничивает прохождение шара (20) по каналу, и отведенным положением, которое отстоит вдоль оси канала от выдвинутого положения и в котором допускается прохождение шара по каналу. Последующее уменьшение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, облегчает перемещение седла из выдвинутого положения, показанного в верхней половине фиг. 1, в отведенное положение, показанное в нижней половине этого чертежа, допуская прохождение шара через канал для возобновления, таким образом, потока текучей среды через этот канал.
Description
Предпосылки создания изобретения Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к узлу седла шарового клапана и к способу регулирования потока текучей среды через полый корпус. В частности, но не исключительно, данное изобретение относится к узлу седла шарового клапана, имеющему седло шарового клапана, которое избирательно ограничивает прохождение шара по каналу полого корпуса, и к способу регулирования потока текучей среды через полый корпус с использованием такого седла шарового клапана.
Предшествующий уровень техники
В промышленности, связанной с разведкой и добычей нефти и газа, ствол скважины или шпур для нефтяной или газовой скважины обычно бурят с поверхности на первую глубину и облицовывают стальными обсадными трубами, цементируемыми на месте. Затем ствол скважины продолжают и размещают дополнительную секцию обсадных труб в продолженном участке и цементируют по месту. Этот процесс повторяют до тех пор, пока ствол скважины не достигнет определенной глубины, а потом в стволе скважины, как правило, размещают трубы, называемые обсадной колонной-хвостовиком, проходящим от самой глубокой секции обсадных труб (башмака обсадной колонны) в продуктивный пласт. Затем скважину заканчивают, устанавливая колонну насосно-компрессорных труб внутри обсадных труб и хвостовика и осуществляя перфорацию обсадной колонны-хвостовика таким образом, что текучие среды скважины могут течь из продуктивного пласта в хвостовик и далее по насосно-компрессорным трубам к поверхности.
Расположение хвостовика проходящей от башмака обсадной колонны, как правило, предусматривает подвешивание хвостовика с башмака обсадной колонны с использованием подвески хвостовика.
Подвески хвостовиков включают в себя механические клинья, которые избирательно активируются внутри скважины для захвата внутренней стенки обсадной колонны, вследствие чего хвостовик можно свешивать с башмака обсадной колонны, а затем цементировать на месте. Такие подвески хвостовиков обычно спускают в обсадную колонну на спусковой колонне, несущей инструмент для установки хвостовика, а затем приводят в действие гидравлически, на них воздействует текучая среда под давлением, превышающим заданное давление установки, которое вводит клинья в контакт со стенкой обсадной колонны. Эти давления установки обычно значительно выше, чем гидростатическое давление на глубине внутри ствола скважины, чтобы предотвратить преждевременную активацию подвески.
Для активации подвески и тем самым установки подвески внутри обсадной колонны необходимо перекрыть поток текучей среды вниз по спусковой колонне и хвостовику с использованием инструмента для установки, вследствие чего давление текучей среды над указанным инструментом может подняться до величины, превышающей определенный уровень, необходимый для активации подвески. В настоящее время этого достигают, как правило, используя инструмент для установки, включающий в себя седло шарового клапана, которое принимает шар, опускаемый в спусковую колонну с поверхности. Этот шар садится на седло шарового клапана, перекрывая поток текучей среды через хвостовик. Потом давление текучей среды над инструментом повышается, активируя подвеску для установки хвостовика. Дальнейшее увеличение давления текучей среды, действующего на шар и, следовательно, на седло шарового клапана, срезает штифты, удерживающие седло шарового клапана на месте. Далее седло клапана переносится вниз в положение, где седло лишается опоры, вследствие чего шар может пройти через седло и выйти из инструмента для установки. После этого поток текучей среды по хвостовику возобновляется, а спусковую колонну можно поднимать на поверхность.
Хотя вышеописанные инструменты и способы эффективны при установке подвесок хвостовиков внутри обсадной колонны, такие седла шаровых клапанов, как правило, рассчитаны на срез при относительно высоком давлении, в типичном случае - 20,684 МПа (3000 фунтов-сил на квадратный дюйм и более), чтобы предотвратить преждевременное срезание седла шарового клапана. При этих высоких давлениях, когда шар срезает седло, по спусковой колонне, несущей инструмент для установки хвостовика и, несомненно, по окружающим пластам горных пород наносится нежелательный гидравлический удар, который может вызвать серьезные повреждения.
С аналогичными проблемами приходится сталкиваться в случаях, когда другие скважинные инструменты снабжены седлами шаровых клапанов, которые срезаются при таких высоких давлениях, и, конечно же, при седлах шаровых клапанов и шарах других типов, которые работают при высоких давлениях. Такие альтернативные конструкции включают в себя конструкции с деформируемыми шарами или седлами шаровых клапанов, которые допускают продувку шара воздухом при значительных давлениях. Как правило, такие альтернативные конструкции включают в себя те, которые используются для избирательной циркуляции текучей среды в кольцевое пространство между спусковой колонной и стенкой обсадной колонны, способствуя очистке обсадной колонны, при этом должно быть ясно, что таким образом можно активировать скважинные инструменты многих разных типов.
Поэтому целью вариантов осуществления данного изобретения является преодоление или смягчение по меньшей мере одного из вышеизложенных недостатков.
- 1 016406
Краткое изложение существа изобретения
В соответствии с первым аспектом данного изобретения предложен узел седла шарового клапана, содержащий полый корпус, ограничивающий канал корпуса, и седло шарового клапана, установленное внутри канала корпуса и выполненное с возможностью перемещения относительно канала корпуса между выдвинутым положением, в котором седло шарового клапана ограничивает прохождение шара через канал корпуса, и отведенным положением, которое отстоит вдоль оси расточенного канала корпуса от выдвинутого положения и в котором допускается прохождение шара по каналу корпуса, при этом, при использовании посадка шара на седло шарового клапана, расположенное в выдвинутом положении, ограничивает поток текучей среды через канал корпуса, вызывая увеличение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, до заданного давления текучей среды, и последующее уменьшение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, облегчает перемещение седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение, допуская прохождение шара через канал корпуса для возобновления потока текучей среды через этот канал.
Наличие узла седла шарового клапана, в котором седло шарового клапана выполнено с возможностью перемещения в отведенное положение, облегчающее прохождение шара через седло шарового клапана и тем самым возобновление потока текучей среды через канал корпуса в ответ на уменьшение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, дает значительные преимущества над известными узлами седел шаровых клапанов. В связи с этим для возобновления потока текучей среды через канал корпуса не требуется подвергать шар воздействию высоких давлений. Это снижает риск повреждений элементов скважинного оборудования и окружающих геологических пластов.
Седло шарового клапана может быть выполнено с возможностью перемещения в отведенное положение за счет последующего уменьшения давления текучей среды, действующего на шар, а следовательно, и на седло шарового клапана.
Седло шарового клапана может быть выполнено с возможностью перемещения из выдвинутого положения в отведенное положение в направлении вверх по стволу. Следует понять, что приводимые здесь ссылки на перемещение в направлении вверх по стволу относятся к перемещениям внутри ствола скважины в направлении к поверхности. Поэтому и ссылки на перемещение вниз по стволу следует интерпретировать соответственно. Шар может быть выполнен с возможностью прохождения вниз в канал корпуса в первом осевом направлении, а седло шарового клапана может быть выполнено с возможностью избирательного перемещения относительно канала корпуса во втором осевом направлении, противоположном первому осевому направлению, между выдвинутым и отведенным положениями.
Корпус может содержать выемку, канал, канавку или аналогичное средство, проходящие по внутренней поверхности корпуса и выполненное с возможностью размещения по меньшей мере части седла шарового клапана, когда седло шарового клапана перемещается из выдвинутого положения в отведенное положение.
Узел может содержать управляющий механизм для управления перемещением седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение, для избирательного прохождения шара по каналу корпуса и, следовательно, и для избирательного возобновления потока текучей через этот канал. Управляющий механизм может быть выполнен с возможностью активации для перемещения седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение в ответ на уменьшение силы давления текучей среды, прикладываемой к седлу шарового клапана, и, следовательно, к шару, когда тот размещен в седле шарового клапана в выдвинутом положении.
Управляющий механизм может содержать отклоняющий элемент, такой как пружина, для приложения отклоняющей силы к седлу шарового клапана с целью отклонения седла шарового клапана к отведенному положению.
Управляющий механизм может содержать ограничитель для ограничения перемещения седла шарового клапана относительно канала корпуса. Этот ограничитель может быть выполнен с возможностью освобождения седла шарового клапана с целью перемещения относительно канала корпуса, когда седло шарового клапана подвергается воздействию силы давления текучей среды на определенном уровне или выше него. Следует понять, что эта сила давления текучей среды будет зависеть от текучей среды, действующей на шар, и размеров седла шарового клапана и шара. Ограничитель может принимать форму срезаемого штифта и может быть рассчитан на срезание при силе давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, которая превышает типичный диапазон рабочих давлений, испытываемых в скважине, или при большей силе. Это может предотвратить преждевременное освобождение седла шарового клапана для перемещения относительно канала корпуса.
Седло шарового клапана может содержать по меньшей мере один элемент седла шарового клапана, выполненный с возможностью радиального перемещения относительно канала корпуса между выдвинутым и отведенным положениями. В варианте осуществления, седло шарового клапана содержит множество элементов седла шарового клапана, которые совместно образуют седло шарового клапана. Элементы седла шарового клапана могут принимать форму дугообразных собачек, совместно образуют в целом кольцевое седло шарового клапана, когда они находятся в своих соответствующих выдвинутых положениях. В выдвинутом положении седла шарового клапана корпус может поддерживать седло шарового
- 2 016406 клапана, и корпус может содержать часть корпуса, ограничивающую буртик или аналогичное средство, выполненное с возможностью упора в седло шарового клапана для обеспечения опоры и поддержания седла шарового клапана в выдвинутом положении. Часть корпуса, выполненная с возможностью упора в седло шарового клапана, может ограничивать или характеризовать внутренний диаметр, который, когда седло шарового клапана в осевом направлении перекрывает упомянутую часть или находится рядом с ней, поддерживает седло шарового клапана в выдвинутом положении, определяя ограничение.
Управляющий механизм может содержать несущий элемент, такой как втулка или клетка, соединенный с седлом шарового клапана и управляющий перемещением седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение. В случае, если узел содержит отклоняющий элемент для принудительного отвода седла шарового клапана к отведенному положению, этот отклоняющий элемент может быть выполнен с возможностью воздействия на несущей элемент с целью принудительного отвода седла шарового клапана к отведенному положению. Несущий элемент может содержать по меньшей мере один проем для приема седла шарового клапана, а в случае, если седло шарового клапана содержит множество элементов седла шарового клапана, может содержать проем для каждого элемента седла шарового клапана, причем эти элементы седла шарового клапана могут быть установлены с возможностью радиального перемещения относительно канала корпуса внутри соответствующих проемов.
Узел седла шарового клапана может содержать цанговый патрон, содержащий множество подпружиненных или упругих пальцев цангового патрона, совместно ограничивающих седло шарового клапана. Каждый из пальцев цангового патрона может содержать части пальца, имеющие внутренние поверхности, каждая из которых образует часть поверхности седла шарового клапана и выполнена с возможностью упора в шар. Упомянутые части пальцев могут иметь большую радиальную толщину относительно, по меньшей мере, соседней части пальцев и могут быть выполнены с возможностью введения в зацепление в выемке или аналогичном средстве в корпусе, когда седло шарового клапана перемещается в отведенное положение. Поэтому следует понять, что части пальцев цангового патрона могут быть выполнены с возможностью выдвижения в выемку с целью ограничения седла шарового клапана в отведенном положении. Части пальцев могут содержать поверхности, которые при использовании наклонены в направлении вниз по стволу для сопротивления перемещению седла шарового клапана из отведенного положения.
Управляющий механизм может содержать делительное устройство, включающее в себя делительную втулку, соединенную с седлом шарового клапана и содержащую делительный канал, проходящий, по меньшей мере, вдоль части окружной поверхности втулки, и по меньшей мере один делительный штифт, выполненный с возможностью введения в зацепление внутри делительного канала. Делительная втулка может быть установлена с возможностью перемещения внутри корпуса узла, а упомянутый штифт может проходить сквозь стенку корпуса. Таким образом, перемещением делительной втулки относительно расточенного канала корпуса можно управлять за счет взаимодействия между упомянутыми штифтом и каналом. Делительный канал может содержать множество разнесенных в осевом и/или окружном направлении положений фиксации и может содержать по меньшей мере одно первое положение фиксации, в котором находится седло шарового клапана в выдвинутом положении, и по меньшей мере одно второе положение фиксации, которое отстоит в осевом и/или окружном направлении от первого положения фиксации и в котором находится седло шарового клапана в отведенном положении. Делительный канал может содержать по меньшей мере одно дополнительное положение фиксации, которое может быть промежуточным положением фиксации. Дополнительное положение может отстоять в осевом и/или окружном направлении от первого и второго положений фиксации. В дополнительных положениях фиксации, седло шарового клапана может находиться в дополнительном положении, в котором седло шарового клапана поддерживает ограничение прохождения шара через расточенный канал корпуса, и упомянутое дополнительное положение седла шарового клапана может отстоять в осевом направлении от дополнительного выдвинутого положения. Размещением седла шарового клапана либо в любом из первого выдвинутого положения и дополнительного положения или в месте между этими двумя положениями можно управлять посредством силы давления текучей среды, воздействующей на седло шарового клапана.
Узел седла шарового клапана может быть предназначен для скважинного инструмента, а в предпочтительном варианте осуществления может быть предназначен для инструмента для установки труб, в частности инструмента для установки хвостовика.
Следует понять, что, когда при использовании шар садится на седло шарового клапана, находящееся в выдвинутом положении, седло шарового клапана может принимать шар, обеспечивая уплотнение для предотвращения дальнейшего потока текучей среды по каналу корпуса после седла шарового клапана. В альтернативном варианте седло шарового клапана может принимать шар таким образом, что поток текучей среды после седла шарового клапана, по существу, предотвращается, но так, что может попрежнему допускаться сообщение между частью канала корпуса, находящейся над седлом шарового клапана, и частью канала корпуса, находящейся под седлом шарового клапана. Ссылки на допущение прохождения шара через канал корпуса для возобновления потока текучей через этот канал следует истолковывать соответственно.
- 3 016406
В соответствии со вторым аспектом данного изобретения предложен скважинный инструмент, содержащий узел седла шарового клапана, соответствующий первому аспекту данного изобретения.
Скважинный инструмент предпочтительно представляет собой инструмент для установки труб и может быть инструментом для установки хвостовика.
В соответствии с третьим аспектом данного изобретения, предложен способ управления потоком текучей среды через полый корпус, содержащий следующие этапы:
установка седла шарового клапана в канале корпуса;
размещение седла шарового клапана в выдвинутом положении, в котором седло шарового клапана определяет ограничение прохождения шара по каналу корпуса;
приведение шара в упор в седло шарового клапана для ограничения потока текучей среды через канал корпуса и тем самым увеличение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, до заданного давления текучей среды;
дальнейшее уменьшение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, для облегчения перемещения седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение, которое отстоит от выдвинутого положения вдоль оси канала корпуса и в котором седло шарового клапана освобождает шар и допускает прохождение шара по каналу корпуса, вследствие чего возобновляется поток текучей среды по каналу корпуса.
Указанный способ может применяться для подвески трубы в скважинной среде и для свешивания хвостовика из трубы большего диаметра в стволе скважины, при этом труба большего диаметра является обсадной колонной.
Способ может предусматривать обеспечение скважинного инструмента, в частности инструмента для установки, ограничивающего полый корпус, и управление потоком текучей среды через полый корпус инструмента для установки с целью подвески трубы. Скважинный инструмент может быть соединен с трубой и может служить для активации трубной подвески на трубе. Подвеску можно активировать повышением давления текучей среды в инструменте над шаром, а затем уменьшить давление текучей среды для облегчения перемещения седла шарового клапана в отведенное положение, для возобновления потока.
В альтернативном варианте способ может предназначаться для избирательной активации скважинного инструмента с целью осуществления скважинной процедуры и для избирательной активации одного или более инструментов из группы, содержащей инструмент для очистки ствола скважины, пакер, инструмент для фрезеровочных работ в скважине и инструмент, закачиваемый циркуляцией. Скважинный инструмент можно активировать так же, как описано выше для подвески.
Способ может предусматривать увеличение силы давления текучей среды, действующей на шар, после приведения шара до упора в седло шарового клапана для осуществления дополнительной скважинной процедуры или операции и/или для освобождения ограничителя (такого, как срезаемый штифт), ограничивающего перемещение седла шарового клапана относительно канала корпуса. Этого можно достичь путем увеличения давления текучей среды в канале корпуса над шаром или выше по течению или выше по стволу скважины от шара. После осуществления дополнительной скважинной процедуры и/или освобождения ограничителя, силу давления текучей среды, действующей на шар, можно уменьшить, уменьшая давление текучей среды в канале корпуса над шаром или выше по течению или выше по стволу скважины от шара, чтобы облегчить перемещение седла шарового клапана в отведенное положение.
В соответствии с четвертым аспектом данного изобретения предложен узел седла шарового клапана, содержащий полый корпус, ограничивающий канал корпуса, шар, выполненный с возможностью прохождения вниз в канал корпуса в первом осевом направлении, и седло шарового клапана, установленное внутри канала корпуса, и выполненное с возможностью размещения шара и избирательного перемещения относительно канала корпуса во втором осевом направлении, противоположном первому осевому направлению, между выдвинутым положением, в котором седло шарового клапана определяет ограничение прохождения шара по каналу корпуса, и отведенным положением, в котором допускается прохождение шара по каналу корпуса.
В соответствии с пятым аспектом данного изобретения предложен способ управления потоком текучей среды через полый корпус, содержащий следующие этапы:
установка седла шарового клапана внутри канала корпуса;
размещение седла шарового клапана в выдвинутом положении, в котором седло шарового клапана определяет ограничение прохождения шара по каналу корпуса;
обеспечение прохождения шара в канал корпуса в первом осевом направлении и приведение шара в упор в седло шарового клапана для ограничения потока текучей среды через канал корпуса;
перемещение шара во втором осевом направлении, противоположном первому осевому направлению, из выдвинутого положения в отведенное положение, в котором седло шарового клапана освобождает шар и допускает прохождение шара по расточенному каналу корпуса, тем самым возобновляя поток текучей среды по каналу корпуса.
Следует понять, что, хотя здесь охарактеризован узел седла шарового клапана, содержащий седло
- 4 016406 шарового клапана, определяющее ограничение прохождения шара, изобретение охватывает и узлы седел других типов, определяющие ограничение прохождения альтернативных ограничительных элементов.
Соответственно, можно предусмотреть узел седла клапана, содержащий седло клапана, определяющее ограничение, накладываемое на клапанный элемент. Клапан может быть сферическим клапаном или другим подходящим элементом. Можно также предусмотреть соответствующий скважинный инструмент и способ.
Далее, лишь в качестве примера, будут описаны варианты осуществления данного изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет продольное сечение скважинного инструмента, включающего в себя узел седла шарового клапана в соответствии с вариантом осуществления данного изобретения, причем шар показан посаженным на седло шарового клапана узла, а седло шарового клапана показано в выдвинутом положении в верхней половине чертежа, и при этом седло шарового клапана показано в отведенном положении в нижней половине чертежа.
Фиг. 2 представляет поперечное сечение скважинного инструмента согласно фиг. 1, проведенное по линии А-А и иллюстрирующее седло шарового клапана в выдвинутом положении, при этом шар не показан для упрощения иллюстрации.
Фиг. 3 представляет схематическое продольное сечение скважинного инструмента согласно фиг. 1 и 2, показанного в процессе эксплуатации во время установки трубы в форме хвостовика внутри обсадной трубы большего диаметра, находящейся в стволе скважины.
Фиг. 4-6 представляют продольные сечения скважинного инструмента, включающего в себя узел седла шарового клапана в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления данного изобретения, аналогичные сечению инструмента, показанному на фиг. 1, причем фиг. 4 иллюстрирует инструмент последовательно сверху донизу.
Фиг. 7 представляет поперечное сечение инструмента, показанного на фиг. 4-6, при этом верхняя половина чертежа представляет собой сечение по линии В-В, показанной на фиг. 4, и демонстрирует седло шарового клапана узла в выдвинутом положении, а нижняя половина представляет собой сечение по линии С-С, показанной на фиг. 4, и демонстрирует седло шарового клапана в отведенном положении.
Фиг. 8 представляет вид развернутой окружной поверхности делительного канала делительной втулки, образующей часть узла седла шарового клапана, показанного на фиг. 4-6.
Способы осуществления изобретения
На фиг. 1 показан скважинный инструмент 10, включающий в себя узел 12 седла шарового клапана в соответствии с вариантом осуществления данного изобретения. Как будет подробнее описано ниже, скважинный инструмент 10 может представлять собой инструмент для установки труб внутри скважины. Узел 12 седла шарового клапана в общем случае содержит полый корпус 14, ограничивающий канал 16 корпуса, и седло 18 шарового клапана, установленное внутри канала 16 корпуса. Седло 18 шарового клапана выполнено с возможностью перемещения относительно канала 16 корпуса между выдвинутым положением, в котором это седло определяет ограничение прохождения шара 20 по каналу 16 корпуса, и отведенным положением, которое отстоит вдоль оси канала 20 корпуса от выдвинутого положения и в котором допускается прохождение шара 20 по каналу 16 корпуса. Седло 18 шара показано в выдвинутом положении, с шаром 20, посаженным на седло 18 клапана, в верхней половине фиг. 1, и в отведенном положении - после освобождения шара 20 - в нижней половине фиг. 1. Инструмент 10 для установки и узел 12 шарового клапана также показаны на поперечном сечении согласно фиг. 2, которое проведено вдоль линии А-А согласно на фиг. 1 и которое иллюстрирует седло 18 шарового клапана в выдвинутом положении, как в верхней половине фиг. 1, но шар 20 не показан для упрощения иллюстрации.
При использовании, когда шар 20 садится на седло 18 шарового клапана, находящееся в своем выдвинутом положении, шар 20 ограничивает поток текучей среды через расточенный канал 16 корпуса, вызывая увеличение силы давления текучей среды, действующей на седло 18 шарового клапана, до заданного давления текучей среды в канале над шаром 20. Как будет подробнее пояснено ниже, последующее уменьшение силы давления текучей среды, действующей на седло 18 шарового клапана, облегчает перемещение этого седла из выдвинутого положения, показанного в верхней половине фиг. 1, в отведенное положение, показанное в нижней половине фиг. 1, допуская прохождение шара 20 через канал 16 корпуса, что приводит к возобновлению потока текучей среды через канал корпуса.
Оснащение инструмента 10 для установки узлом 12 седла шарового клапана, в котором шар 20 садится на седло 18 шарового клапана, ограничивая поток текучей среды через расточенный канал 16 корпуса, и в котором седло 18 шарового клапана затем перемещается в отведенное положение для освобождения шара в ответ на уменьшение силы давления текучей среды, действующей на седло 18 шарового клапана, дает значительные усовершенствования по сравнению с известными инструментами для установки. В связи с этим, шар 20 можно освобождать из седла 18 шарового клапана при гораздо меньших рабочих давлениях, чем было возможно ранее. Это гарантирует значительное снижение риска нанесения удара по спускаемой колонне, несущей инструмент 10, по другим элементам скважинного оборудования и по пластам ствола скважины, когда освобождается шар 20. Седло 18 шарового клапана можно активировать для освобождения шара при низких давлениях порядка 0,345 МПа (50 фн-с/кв.д) или менее. Таким
- 5 016406 образом, оборудование спусковой колонны и пласты оказываются защищенными от нежелательных ударов, обусловленных давлением.
Инструмент 10 для установки и узел 12 шарового клапана будут описаны подробнее со ссылками также на фиг. 3, где представлено схематическое продольное частичное сечение инструмента 10 для установки, входящего в состав спусковой колонны 19. Колонна 19 идет к поверхности, а с этой колонны 19 свисает хвостовик 22. Хвостовик 22 проходит через часть ствола 24 скважины, которая обсажена металлической обсадной колонной 26, зацементированной, что обозначено позицией 28, способом, известным в данной области техники, и введена в продолженную секцию 30 ствола скважины. Хвостовик 22 свешен из спусковой колонны 19 посредством инструмента 31 для спуска, который включает в себя собачки 35, активируемые для введения в зацепление с хвостовиком 22, и который уплотнен относительно хвостовика. Под инструментом 31 для спуска расположен пакер 32 для ограничения кольцевой зоны 33 между внутренней поверхностью 23 хвостовика 22 и внешней поверхностью 37 инструмента 31 для установки. Кроме того, хвостовик 22 спущен в ствол 24 скважины и размещен в продолженной секции 30, перекрываясь с башмаком 34 обсадной колонны (той секцией обсадной колонны, которая расположена глубже других в скважине). На верхнем конце хвостовика 22 предусмотрена подвеска 36 хвостовика для соединения хвостовика 22 с башмаком 34 обсадной колонны.
Подвеска 36 хвостовика имеет гидравлический привод, известный в данной области техники, и включает в себя клинья 38, которые при активации подвески входят в зацепление внутренней поверхностью обсадной колонны 26.
Спусковую колонну 19, несущую хвостовик 22, спускают в ствол 24 скважины вместе с инструментом 10 для установки, находящимся в спусковой конфигурации, при наличии которой седло 18 шарового клапана удерживается в положении, показанном в верхней половине фиг. 1. Текучая среда может течь через спусковую колонну 19, канал 16 корпуса инструмента и далее вниз к нижнему концу хвостовика 22, проходя затем обратно вверх по кольцевому пространству 42, ограниченному стенкой 44 продолженной секции 30 ствола скважины и внешней поверхностью 46 хвостовика 22. Далее текучая среда течет в обсадную колонну 26, доходя до поверхности. Это способствует спуску и размещению хвостовика 22 в пределах продолженной секции 30. Как только хвостовик 22 оказывается приведенным в положение, в котором он перекрывается с башмаком 34 обсадной колонны, как показано на фиг. 3, желательно затем активировать подвеску 36 хвостовика, чтобы свесить хвостовик 22 из обсадной колонны 26.
Для достижения указанного бросают шар 20 в спусковую колонну 19, и он проходит под действием силы тяжести в текучей среде, текущей вниз через спусковую колонну, в инструмент 10 для установки. Шар 20, как правило, имеет диаметр 53,975 мм (2,125 дюйма), а седло 18 шарового клапана в выдвинутом положении характеризует максимальный зазор 50,8 мм (2 дюйма) в выдвинутом положении. Соответственно, шар садится на посадочную поверхность 48 седла 18 шарового клапана. Это дополнительно ограничивает поток вниз через расточенный канал 16 корпуса, при этом близкое соответствие между шаром 20 и седлом 18 шарового клапана гарантирует, что, по существу, весь поток текучей среды вниз по каналу 16 корпуса перекрывается после седла 18 клапана. При заданном давлении текучей среды в спусковой колонне 19, это приводит к увеличению силы текучей среды, действующей на шар 20, а следовательно, и на седло 18 шарового клапана. При этом оказывается возможным увеличение давления текучей среды в спусковой колонне 19 над седлом 18 шарового клапана для активации подвески 36 хвостовика, а следовательно, и для введения клиньев 38 в зацепление с внутренней поверхностью 40 обсадной колонны. Это достигается за счет сообщения инструмента 10 для захвата и подвески 36 через отверстия 41 (одно из которых показано на чертеже) в инструменте 31 для спуска. Таким образом, хвостовик 22 теперь свисает из обсадной колонны 26, и можно освободить инструмент 31 для спуска из хвостовика 22, деактивировать пакер 32 и возвратить колонну 19 на поверхность.
Во время установки подвески 36, давление текучей среды в спусковой колонне 19 над седлом 18 шарового клапана поднимается до уровня свыше 6,896 МПа (1000 фн-с/кв.д). При давлении свыше 6,896 МПа (1000 фн-с/кв.д) происходит срезание некоторого количества срезаемых штифтов 50 (два из которых показаны на фиг. 1) управляющего механизма 51, что приводит к освобождению несущей втулки 52, которая соединена с седлом 18 шарового клапана. После этого, несущая втулка 52, а, следовательно, и седло 18 шарового клапана, может перемещаться в направлении вниз по стволу (вправо на фиг. 1) в скважине чему противодействует отклоняющая сила пружины 54, вследствие чего происходит сжатие этой пружины. Поскольку давление текучей среды, требуемое для активации подвески 36 хвостовика, превышает 6,896 МПа (1000 фн-с/кв.д), после срезания штифтов 50 активируется только подвеска 36 хвостовика. Поэтому следует понять, что срезаемые штифты 50 служат главным образом для запирания седла 18 шарового клапана в выдвинутом положении во время спуска инструмента 10, так что седло 18 шарового клапана не совершает преждевременное перемещение в отведенное положение. Следует также понять, что давление активации величиной 6,896 МПа (1000 фн-с/кв.д) является лишь возможным, а срезание может происходить при другом давлении, зависящем от факторов, включающих в себя, помимо прочих, скважинные условия в рассматриваемом стволе скважины, диаметр обсадной колонны и размеры других элементов инструмента 10 для установки.
- 6 016406
После установки подвески 36 хвостовика, давление текучей среды в спусковой колонне 19 значительно уменьшается, и пружина 54 отводит несущую втулку 52 в направлении вверх по стволу (влево на фиг. 1). Это способствует переводу седла 18 клапана в отведенное положение, допускающее прохождение шара 20 через расточенный канал 16 корпуса и выход из инструмента 10 для установки. После сброса шара 20 из инструмента 10 для установки, поток текучей среды через инструмент возобновляется, обеспечивая дальнейшие скважинные операции, включая освобождение инструмента 31 для спуска и пакера 32, для извлечения спусковой колонны 19 на поверхность.
Ниже спусковой колонны 19 можно дополнительно предусмотреть шароуловитель (не показан) для улавливания шара 20, или можно транспортировать шар 20 вниз по спусковой колонне 19 к дополнительному инструменту, предусмотренному глубже в скважине или к дополнительному инструменту, расположенному внутри хвостовика 22. Например, шар можно опускать вниз по хвостовику 22, приводя в действие муфту или башмак обсадной колонны с дифференциальным обратным клапаном (не показаны) с переходом от наполнительной конфигурации к поплавковой конфигурации перед цементированием хвостовика 22.
Ниже приведено более подробное описание конструкции и способа эксплуатации скважинного инструмента 10.
Седло 18 шарового клапана содержит три элемента седла шарового клапана, выполненные в виде собачек 56, показанных в поперечном сечении на фиг. 2. Каждая собачка 56 установлена в соответствующем проеме 58, проходящем сквозь несущую втулку 52, и выполнена с возможностью радиального перемещения относительно канала 16 корпуса. Эта компоновка допускает перемещение собачек 56 между выдвинутым и отведенным положениями, показанными, соответственно, в верхней и нижней половинах фиг. 1.
Несущая втулка 52 включает в себя часть 60 с буртиком, имеющую проходящий в окружном направлении канал 62, в котором вводятся в зацепление срезаемые штифты 58, блокируя перемещение несущей втулки 52 во время спуска инструмента 10 для установки, с удержанием собачек 56 в их выдвинутых положениях.
Пружина 54 размещена между торцевой поверхностью 64 части 60 с буртиком и буртиком 66, ограниченным основной частью 68 корпуса 14 инструмента. Отверстия 70 в несущей втулке 52 предотвращают гидравлическое запирание, обеспечивая выравнивание давлений между камерой 72, в которой находится пружина 54, и расточенным каналом 16 корпуса.
Корпус 14 также включает в себя верхний переводник 74, который ввинчен в основную часть 68, а этот верхний переводник 74 и основная часть 68 ограничивают соответствующие замки, содержащие охватывающую муфту и охватываемый конус и предназначенные для подсоединения инструмента 10 для установки в спусковую колонну 19. Верхний переводник 74 включает в себя участок 80 с буртиком, имеющий упорную поверхность 82, которая, когда втулка 52 находится в положении, показанном в верхней половине фиг. 1, служит опорой собачкам 56 в их выдвинутых положениях. Как показано на фиг. 2, каждая из собачек 56 включает в себя выступы 84 на своих краях, предотвращающие выпадение собачек 56 из своих проемов 58 в канал 16 корпуса. Верхний переводник 74 также включает в себя проходящую в окружном направлении выемку 86, форма которой обеспечивает размещение собачек 56, когда седло 18 шарового клапана перемещается в свое отведенное положение.
В характерной для эксплуатации и показанной в верхней половине фиг. 1 спусковой конфигурации инструмента 10 для установки, перемещение несущей втулки 12 относительно основной части 68 корпуса заблокировано срезаемым штифтом 50. В этом положении несущей втулки 52, собачки 58 выровнены в осевом направлении с частью 80 буртика верхнего переводника, так что упорная поверхность 82 удерживает собачки в положении радиального выдвижения внутрь, определяющем ограничение прохождения шара 20. Кроме того, в этом положении несущей втулки 52 пружина 54 сжата до длины примерно 73,8 мм (3,3 дюйма) и прикладывает силу 7,272 кН (1410 фн-с) к втулке 52. Когда шар 20 садится на собачки 58, поток текучей среды через канал 16 прекращается, и шар 20 увеличивает силу давления текучей среды, прикладываемую к седлу 18. При заданном давлении текучей среды в спусковой колонне 19, когда шар 20 спускается в инструмент 10 и садится на седло 18, относительно большая сила давления текучей среды будет приложена к седлу 18. Как правило, указанная сила давления текучей среды будет недостаточной для срезания штифтов 50, и это гарантирует, что штифты не будут срезаны преждевременно. После этого оказывается возможным нагнетание давления текучей среды в спусковой колонне 19, как описано выше, для активации подвески хвостовика, что также приводит к срезанию штифтов 50. Повышенное давление текучей среды приводит к перемещению втулки 52 вниз, поскольку пружина 54 рассчитана таким образом, что сила, соответствующая давлению 6,896 МПа (1000 фн-с/кв.д), необходимая для срезания штифтов 50, окажется достаточной для преодоления силы пружины, прикладываемой к втулке 52, когда пружина находится в сжатом состоянии, показанном в верхней половине фиг. 1. Дальнейшее приложение давления текучей среды приведет к дальнейшему сжатию пружины 54. Вместе с тем, буртик 88 на основной части 68 корпуса ограничивает максимальную величину перемещения несущей втулки 52. В этом положении пружина сжата до длины 76,2 мм (3 дюйма) и прикладывает силу 7,215 кН (1822 фн-с) к
- 7 016406 втулке 52.
После установки подвески 36, силу давления текучей среды, действующую на седо 18, можно уменьшить за счет стравливания давления в спусковой колонне 19. Поскольку срезаемые штифты 50 теперь уже срезаны, пружина 54 действует, увлекая несущую втулку 52 в направлении вверх по стволу. Когда несущая втулка 52 перемещается вверх по стволу, она переносит собачки 56 седла. Осевую длину части 80 буртика верхнего переводника и размеры собачек 56 выбирают так, чтобы собачки 56 могли лишь перемещаться в свои отведенные положения, показанные в нижней половине фиг. 1, при относительно низком давлении текучей среды в спусковой колонне 19 выше шара 20. Это происходит потому, что в момент, когда задние кромки 90 собачек 56 проходят за боковую стенку 92 выемки 86, сила пружины, прикладываемая пружиной 54 к несущей втулке 52, относительно мала. В самом деле, сила пружины, прикладываемая к втулке 52 пружиной 54 на ее концевом участке длиной 101,85 мм (4,1 дюйма), показанном в нижней половине на фиг. 1, составляет примерно 3,763 кН (846 фн-с). Это эквивалентно давлению текучей среды порядка 0,345 МПа (50 фн-с/кв.д) в спусковой колонне 19. Соответственно, при давлениях текучей среды, превышающих 0,345 МПа (50 фн-с/кв.д), сила давления текучей среды, прикладываемая к собачкам 56 шаром 20, будет достаточной для удержания втулки 52 с противодействием отклоняющей силе пружины 54, так что собачки 56 поддерживаются в своих выдвинутых положениях частью 80 буртика. Соответственно, для значительного уменьшения давления текучей среды в спусковой колонне 19 необходимо, чтобы собачки 56 переносились на достаточное расстояние вверх по стволу для выдвижения в выемку 86.
По достижении этого положения, шар 20 прикладывает силу к собачкам 56, увлекая их радиально наружу в выемку 86, а затем шар 20 освобождается из канала 16 корпуса, как описано выше. Потом магниты 94 в каждой собачке 56 удерживают эти собачки 56 в выемке 86, эффективно запирая собачки, гарантируя предотвращение возвратного движения несущей втулки с противодействием отклоняющей силе пружины 54.
На фиг. 4-6 показан скважинный инструмент 10', включающий в себя узел 12' седла шарового клапана, в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления данного изобретения. Элементы инструмента 10', являющиеся такими же, как у инструмента 10, показанного на фиг. 1 и 2, а также элементы узла 12' шарового клапана, такие же, как у узла 12 шарового клапана, показанного на фиг. 1 и 2, обозначены такими же позициями с добавлением индекса ' в конце. Вместе с тем, подробно будут описаны только различия между инструментами 10, 10' и узлами 12, 12' седел шаровых клапанов.
Узел 12' включает в себя управляющий механизм 51', имеющий несущую втулку 52', которая несет цанговый патрон 96 на своем верхнем конце. Цанговый патрон 96 включает в себя несколько подпружиненных пальцев 98 цангового патрона, каждый из которых включает в себя часть 100 пальца большей радиальной толщины на своем конце.
Корпус 14' инструмента 10' включает в себя основную часть 68'. Промежуточная часть 102 включает в себя буртик 104, а инструмент 10' включает в себя часть 80' буртика, ограниченную короткой втулкой, находящейся между буртиком 104 и концом 106 верхнего переводника 74'. Часть 80' буртика включает в себя упорную поверхность 82', и буртик 108 и служит для поддержания седла 18' шарового клапана, образованного частями 100 пальцев цангового патрона в выдвинутом положении, показанном в верхней половине фиг. 4. Между частью 80' буртика и буртиком 110 верхнего переводника 74' ограничена выемка 88', которая принимает части 100 пальцев цангового патрона, когда те находятся в отведенном положении, показанном в нижней половине фиг. 4.
Часть 112 несущей втулки 52' несет делительную втулку 114, которая образует несколько делительных каналов 118 (два из которых показаны), которые могут проходить по части окружной поверхности втулки 114. Несколько делительных штифтов 118 (два из которых показаны) проходят сквозь стенку 120 основной части 68' корпуса и находятся в соответствующем делительном канале 116. Взаимодействие между штифтами 118 и каналами 116 обеспечивает управление осевым и радиальным перемещением несущей втулки 52 относительно корпуса 14' инструмента, а значит - и внутри канала 16' инструмента.
Делительный канал 116 ограничивает первое положение 122 фиксации и второе положение 123 фиксации, а также два промежуточных положения 124 фиксации, они лучше всего показаны на виде развернутой окружной поверхности на фиг. 8. Как в первом положении 122 фиксации, так и во втором положении 123 фиксации, части 100 пальцев цангового патрона удерживаются в осевом положении, где они оперты на поверхность 82' части буртика. Таким образом, части 100 буртика удерживаются в выдвинутом положении, определяя ограничение прохождения шара 20' по каналу 16' корпуса, как показано в верхней половине фиг. 4. Однако во втором положении 123 фиксации части 100 пальцев цангового патрона перемещены в положение, в котором они могут выходить в выемку 86' и тем самым перекрываться в осевом направлении с боковой стенкой 92' выемки 86'. В этих ограниченных положениях частей 100 пальцев цангового патрона, шар 20' освобождается для прохождения вниз по каналу 16' корпуса и из инструмента 10'.
При эксплуатации инструмента 10', этот инструмент помещают в спусковую колонну, такую как спусковая колонна 19, вместо инструмента 10, показанного на фиг. 3. В положении спуска, показанном в
- 8 016406 верхней половине на фиг. 4-6, делительные штифты 118 введены в зацепление в пределах первого из первых положений 122 фиксации (нижнее положение, показанное на фиг. 8). Когда желательно активировать скважинный инструмент такой, как подвеска 36 хвостовика, показанная на фиг. 3, шар 20' бросают в спусковую колонну 19, и он садится на поверхность 48' седла шарового клапана, ограниченную частями 100 пальцев цангового патрона. Хотя текучая среда и может обойти шар 20' по поверхностям 126 раздела между частями 100 пальцев цангового патрона, поток текучей среды, по существу, перекрыт. Сила давления текучей среды, прикладываемая к седлу 18' шарового клапана, а значит - и к несущей втулке 52', увеличивается и противодействует отклоняющей силе пружины 54'.
После увеличения силы давления текучей среды до существенного уровня за счет увеличения давления текучей среды в спусковой колонне 19, несущая втулка 52' перемещается в осевом направлении вниз и поворачивается так, что делительные штифты 118 теперь оказываются в первом из промежуточных положений 124 фиксации. Кроме того, буртик 108 на части 80' буртика предотвращает дальнейшее движение вниз по стволу. Затем силу давления текучей среды уменьшают, стравливая давление текучей среды, и пружина 54' увлекает несущую втулку 52' вверх по стволу. Вместе с тем, части 100 пальцев цангового патрона не могут попадать в свои отведенные положения. Причина заключается в том, что делительные штифты 118 теперь находятся во втором из первых положений 122 фиксации, предотвращая перемещение несущей втулки 52' в положение, в котором части 100 пальцев цангового патрона отведены.
Посредством этого механизма предотвращается преждевременная активация инструмента 10' для установки. Поэтому оказывается необходимым проведение дополнительного цикла приложения давления путем перемещения делительных штифтов 118 из второго из первых положений 122 фиксации во второе из промежуточных положений 124 фиксации. Когда после этого снова стравливают давление текучей среды, штифты 118 перемещаются в соответствующие длинные ответвления 128 делительного канала 116 и останавливаются во втором положении 123 фиксации. Как и в случае вышеописанного инструмента 10, это возможно лишь тогда, когда давление текучей среды стравливается, по существу, до уровня, который опять задают соответствующим примерно 0,345 МПа (50 фн-с/кв.д) в соответствии с размерами и жесткостью пружины 54'.
Когда задние кромки 90' частей 100 пальцев цангового патрона проходят за боковую стенку 92' выемки 86', подпружиненные пальцы 98 цангового патрона выталкиваются в радиальном направлении наружу таким образом, что части 100 пальцев теперь оказываются внутри выемки 86'. Затем шар 20' освобождается и может проходить через расточенный канал 16' и выходить из инструмента 10'. Это лучше всего показано на фиг. 7, причем в верхней половине этого чертежа представлено сечение вдоль линии В-В, показанной на фиг. 4, которое иллюстрирует выдвинутые части 100 пальцев, а в нижней половине этого чертежа представлено сечение вдоль линии С-С, которое иллюстрирует отведенные части 100 пальцев. В остальном, этот способ эксплуатации и работа инструмента 10' являются такими же, как описанные выше в связи с инструментом 10.
Специалисты в данной области техники легко поймут, что инструменты 10 и 10' можно использовать в широком диапазоне скважинных процедур и операций, а значит - и для активации широкой номенклатуры альтернативных скважинных инструментов. Например, можно предусмотреть инструменты 10 и 10' в качестве части колонны с инструментами, несущей активируемый текучей средой инструмент, закачиваемый циркуляцией, инструмент для очистки ствола скважины, клапанный узел, перфорационный инструмент, пакер, инструмент для фрезеровочных работ в скважине либо аналогичный инструмент или их комбинацию.
В вышеизложенные варианты осуществления можно внести изменения, не выходящие за рамки объема притязаний данного изобретения.
Claims (21)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Узел седла шарового клапана, содержащий полый корпус, имеющий канал и выемку, выполненную во внутренней поверхности корпуса, и седло шарового клапана, установленное внутри канала корпуса, содержащее множество приспособленных для размещения в выемке элементов для посадки шара и выполненное с возможностью перемещения относительно канала корпуса между выдвинутым положением, в котором седло шарового клапана ограничивает прохождение шара по каналу корпуса, и отведенным положением, которое отстоит вдоль оси канала корпуса от выдвинутого положения, в котором элементы седла шарового клапана размещены в выемке, тем самым обеспечивая прохождение шара по каналу корпуса, и управляющий механизм, реагирующий на давление текучей среды, соединенный с седлом шарового клапана и предназначенный для управления перемещением седла шарового клапана в канале корпуса, при этом посадка шара на седло шарового клапана, расположенное в выдвинутом положении, ограничивает поток текучей среды через канал корпуса, вызывая увеличение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, до заданного давления текучей среды, а уменьшение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, облегчает перемещение седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение, допуская прохождение шара че- 9 016406 рез канал корпуса для возобновления потока текучей среды через канал корпуса.
- 2. Узел по п.1, в котором седло шарового клапана выполнено с возможностью перемещения из выдвинутого положения в отведенное положение в направлении вверх по стволу.
- 3. Узел по п.1 или 2, в котором шар выполнен с возможностью прохождения вниз в канал корпуса в первом осевом направлении, а седло шарового клапана выполнено с возможностью избирательного перемещения относительно канала корпуса во втором осевом направлении, противоположном первому осевому направлению, между выдвинутым и отведенным положениями.
- 4. Узел по п.1, в котором управляющий механизм выполнен с возможностью активации для перемещения седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение в ответ на уменьшение силы давления текучей среды, прикладываемой к седлу шарового клапана и, следовательно, к шару при его посадке в седле шарового клапана в выдвинутом положении.
- 5. Узел по п.4, содержащий отклоняющий элемент для приложения отклоняющей силы к седлу шарового клапана с целью отклонения седла шарового клапана к отведенному положению.
- 6. Узел по любому предыдущему пункту, содержащий ограничитель для ограничения перемещения седла шарового клапана относительно канала корпуса.
- 7. Узел по п.6, в котором ограничитель выполнен с возможностью освобождения седла шарового клапана для его перемещения относительно канала корпуса при воздействии на него силы давления текучей среды на определенном уровне или выше него.
- 8. Узел по любому из пп.1-7, в котором множество элементов седла шарового клапана выполнено в виде дугообразных собачек, способных перемещаться относительно канала корпуса между выдвинутым и отведенным положениями и совместно образующих в целом кольцевое седло шарового клапана при их расположении в своих соответствующих выдвинутых положениях.
- 9. Узел по любому из пп.1-8, в котором корпус содержит часть корпуса, имеющую буртик, выполненный с возможностью упора в седло шарового клапана для обеспечения опоры и поддержания седла шарового клапана в выдвинутом положении.
- 10. Узел по п.9, в котором упомянутая часть корпуса имеет внутренний диаметр, который при расположении седла шарового клапана в осевом направлении вблизи упомянутой части корпуса обеспечивает поддержание седла шарового клапана в выдвинутом положении, определяя ограничение.
- 11. Узел по любому из пп.1-10, в котором управляющий механизм для управления перемещением седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение содержит несущий элемент, соединенный с седлом шарового клапана и управляющий перемещением седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение.
- 12. Узел по п.11, в котором несущий элемент выполнен с проемом для каждого элемента седла шарового клапана, при этом указанные элементы способны радиально перемещаться в соответствующих проемах относительно канала корпуса.
- 13. Узел по одному из пп.1-7, в котором множество элементов седла шарового клапана выполнено в виде подпружиненных пальцев цангового патрона.
- 14. Узел по п.13, в котором каждый палец содержит часть, имеющую внутреннюю поверхность, образующую часть поверхности седла шарового клапана и выполненную с возможностью упора в шар.
- 15. Узел по п.14, в котором указанные части пальцев имеют большую радиальную толщину относительно, по меньшей мере, соседней части пальцев и выполнены с возможностью размещения в выемке или в корпусе при перемещении шарового клапана в отведенное положение.
- 16. Узел по любому из пп.13-15, в котором указанные части пальцев содержат поверхности, которые при использовании наклонены в направлении вниз по стволу для сопротивления перемещению седла шарового клапана из отведенного положения.
- 17. Узел по любому из пп.1-7, в котором управляющий механизм содержит делительное устройство, содержащее делительную втулку, соединенную с седлом шарового клапана и имеющую делительный канал, проходящий вдоль по меньшей мере части окружной поверхности втулки, и по меньшей мере один делительный штифт, выполненный с возможностью размещения в делительном канале.
- 18. Узел по п.17, в котором делительный канал содержит множество разнесенных в осевом и окружном направлении положений фиксации.
- 19. Узел по п.18, в котором делительный канал содержит по меньшей мере одно первое положение фиксации, в котором седло шарового клапана расположено в выдвинутом положении, и по меньшей мере одно второе положение фиксации, которое отстоит в осевом и окружном направлении от первого положения фиксации и в котором седло шарового клапана расположено в отведенном положении.
- 20. Узел по п.19, в котором делительный канал содержит по меньшей мере одно дополнительное положение фиксации, которое является промежуточным положением фиксации, отстоящим в осевом и окружном направлении от первого и второго положений фиксации, и в котором седло шарового клапана расположено в дополнительном положении, в котором оно поддерживает ограничение прохождения шара через канал корпуса.
- 21. Способ управления потоком текучей среды через полый корпус с использованием узла седла шарового клапана по любому из пп.1-20, при котором устанавливают седло шарового клапана в канале- 10 016406 корпуса указанного узла, размещают седло шарового клапана в выдвинутом положении, в котором седло шарового клапана ограничивает прохождения шара по каналу корпуса, направляют шар в канале корпуса для установки в упор в седло шарового клапана для ограничения потока текучей среды через канал корпуса, тем самым вызывая увеличение силы давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, до заданного давления текучей среды, и уменьшают силу давления текучей среды, действующей на седло шарового клапана, для облегчения перемещения седла шарового клапана из выдвинутого положения в отведенное положение, которое отстоит от выдвинутого положения вдоль оси канала корпуса и в котором седло шарового клапана освобождает шар и допускает прохождение шара по каналу корпуса, вследствие чего возобновляется поток текучей среды по каналу корпуса.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB0706350.6A GB0706350D0 (en) | 2007-03-31 | 2007-03-31 | Ball seat assembly and method of controlling fluid flow through a hollow body |
| PCT/GB2008/000904 WO2008119931A1 (en) | 2007-03-31 | 2008-03-14 | Ball seat assembly and method of controlling fluid flow through a hollow body |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200970908A1 EA200970908A1 (ru) | 2010-08-30 |
| EA016406B1 true EA016406B1 (ru) | 2012-04-30 |
Family
ID=38050644
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200970908A EA016406B1 (ru) | 2007-03-31 | 2008-03-14 | Узел седла шарового клапана и способ регулирования потока текучей среды через полый корпус |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8356670B2 (ru) |
| EP (1) | EP2132406B1 (ru) |
| AT (1) | ATE491077T1 (ru) |
| DE (1) | DE602008003908D1 (ru) |
| DK (1) | DK2132406T3 (ru) |
| EA (1) | EA016406B1 (ru) |
| GB (1) | GB0706350D0 (ru) |
| WO (1) | WO2008119931A1 (ru) |
Families Citing this family (85)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
| US7571780B2 (en) | 2006-03-24 | 2009-08-11 | Hall David R | Jack element for a drill bit |
| US8522897B2 (en) | 2005-11-21 | 2013-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
| US8360174B2 (en) | 2006-03-23 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
| US8267196B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Flow guide actuation |
| US8297375B2 (en) * | 2005-11-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole turbine |
| US20090166980A1 (en) | 2008-01-02 | 2009-07-02 | Miller John A | Packing assembly for a pump |
| GB0819282D0 (en) | 2008-10-21 | 2008-11-26 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Downhole tool with high pressure operating capability |
| US9133674B2 (en) | 2009-02-24 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool actuation having a seat with a fluid by-pass |
| US8365843B2 (en) | 2009-02-24 | 2013-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool actuation |
| CA2689038C (en) * | 2009-11-10 | 2011-09-13 | Sanjel Corporation | Apparatus and method for creating pressure pulses in a wellbore |
| AU2010339027A1 (en) | 2010-01-04 | 2012-08-16 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore treatment apparatus and method |
| WO2011137112A2 (en) * | 2010-04-30 | 2011-11-03 | Hansen Energy Solutions Llc | Downhole barrier device |
| CA2799940C (en) * | 2010-05-21 | 2015-06-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
| WO2012037661A1 (en) * | 2010-09-23 | 2012-03-29 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for fluid treatment of a well |
| AU2011331867A1 (en) | 2010-11-19 | 2013-06-06 | Packers Plus Energy Services Inc. | Kobe sub, wellbore tubing string apparatus and method |
| US8807227B2 (en) * | 2010-12-27 | 2014-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for pressure testing a tubular body |
| US9382790B2 (en) | 2010-12-29 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
| US8668018B2 (en) | 2011-03-10 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Selective dart system for actuating downhole tools and methods of using same |
| US20120241171A1 (en) * | 2011-03-24 | 2012-09-27 | Baker Hughes Incorporated | Multiple Liner Hanger Assembly |
| US8668006B2 (en) | 2011-04-13 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having ball support member |
| US8479808B2 (en) | 2011-06-01 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tools having radially expandable seat member |
| US9145758B2 (en) * | 2011-06-09 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Sleeved ball seat |
| US8944171B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
| US8485225B2 (en) * | 2011-06-29 | 2013-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control screen assembly having remotely disabled reverse flow control capability |
| BR112014002189A2 (pt) | 2011-07-29 | 2017-03-01 | Packers Plus Energy Serv Inc | ferramenta de poço com mecanismo de indexação e método |
| US9752407B2 (en) | 2011-09-13 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
| US10364629B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole component having dissolvable components |
| US9033041B2 (en) | 2011-09-13 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completing a multi-stage well |
| US9534471B2 (en) | 2011-09-30 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Multizone treatment system |
| GB201117800D0 (en) * | 2011-10-14 | 2011-11-30 | Nov Downhole Eurasia Ltd | Downhole tool actuator |
| US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
| US9394752B2 (en) * | 2011-11-08 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
| US9004091B2 (en) | 2011-12-08 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Shape-memory apparatuses for restricting fluid flow through a conduit and methods of using same |
| US9279306B2 (en) | 2012-01-11 | 2016-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Performing multi-stage well operations |
| US8844637B2 (en) | 2012-01-11 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment system for multiple zones |
| US9016388B2 (en) | 2012-02-03 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment |
| MY168390A (en) * | 2012-02-16 | 2018-10-31 | Halliburton Energy Services Inc | Fluid bypass for inflow control device tube |
| WO2013131194A1 (en) | 2012-03-08 | 2013-09-12 | Packers Plus Energy Services Inc. | Toe circulation sub |
| US9353598B2 (en) * | 2012-05-09 | 2016-05-31 | Utex Industries, Inc. | Seat assembly with counter for isolating fracture zones in a well |
| US20130327519A1 (en) * | 2012-06-07 | 2013-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Tubing test system |
| US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
| RU2604367C2 (ru) | 2012-07-31 | 2016-12-10 | Петровелл Лимитед | Скважинные устройства и способы |
| US9556704B2 (en) | 2012-09-06 | 2017-01-31 | Utex Industries, Inc. | Expandable fracture plug seat apparatus |
| EP2929123B1 (en) * | 2012-12-04 | 2019-11-13 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole apparatus and method |
| US9488035B2 (en) * | 2012-12-13 | 2016-11-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Sliding sleeve having deformable ball seat |
| US9988867B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Deploying an expandable downhole seat assembly |
| US9290998B2 (en) * | 2013-02-25 | 2016-03-22 | Baker Hughes Incorporated | Actuation mechanisms for downhole assemblies and related downhole assemblies and methods |
| US9187978B2 (en) | 2013-03-11 | 2015-11-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Expandable ball seat for hydraulically actuating tools |
| US9593547B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-14 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole shock assembly and method of using same |
| US9428992B2 (en) | 2013-08-02 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for restricting fluid flow in a downhole tool |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
| US10487625B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented ring assembly |
| US20150096767A1 (en) * | 2013-10-07 | 2015-04-09 | Swellfix Bv | Single size actuator for multiple sliding sleeves |
| US9644452B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented seat assembly |
| US9482071B2 (en) * | 2013-10-15 | 2016-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Seat apparatus and method |
| CA3015472C (en) | 2013-11-05 | 2021-08-10 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Magnetic retrieval apparatus |
| US10246971B2 (en) | 2015-09-24 | 2019-04-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Flow activated valve |
| US10125573B2 (en) | 2015-10-05 | 2018-11-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Zone selection with smart object selectively operating predetermined fracturing access valves |
| EP3196631A1 (en) | 2016-01-19 | 2017-07-26 | Ovizio Imaging Systems NV/SA | Digital holographic microscope with electro-fluidic system, said electro-fluidic system and methods of use |
| US10538988B2 (en) | 2016-05-31 | 2020-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
| US10591457B2 (en) | 2016-08-17 | 2020-03-17 | Quipip, Llc | Sensing device, and systems and methods for obtaining data relating to concrete mixtures and concrete structures |
| USD893684S1 (en) | 2017-08-22 | 2020-08-18 | Garlock Sealing Technologies, Llc | Header ring for a reciprocating stem or piston rod |
| US11143305B1 (en) | 2017-08-22 | 2021-10-12 | Garlock Sealing Technologies, Llc | Hydraulic components and methods of manufacturing |
| US11326409B2 (en) * | 2017-09-06 | 2022-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frac plug setting tool with triggered ball release capability |
| GB201716539D0 (en) | 2017-10-09 | 2017-11-22 | Weatherford Uk Ltd | Downhole apparatus |
| US10738563B2 (en) | 2018-01-17 | 2020-08-11 | Disruptive Downhole Technologies, Llc | Treatment apparatus with flowback feature |
| US10927634B2 (en) * | 2018-01-17 | 2021-02-23 | Disruptive Downhole Technologies, Llc | Treatment apparatus with movable seat for flowback |
| US10794142B2 (en) * | 2018-05-02 | 2020-10-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug seat with enhanced fluid distribution and system |
| CN108590576B (zh) * | 2018-06-21 | 2024-03-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种双通道可过球式反向单流阀 |
| US20210123312A1 (en) * | 2018-07-05 | 2021-04-29 | Geodynamics, Inc. | Device and method for controlled release of a restriction element inside a well |
| CN109469461B (zh) * | 2018-12-06 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井分段吞吐防砂装置 |
| DE102019004263A1 (de) | 2019-06-18 | 2020-12-24 | KSB SE & Co. KGaA | Kreiselpumpe und Verfahren zur Zustandserkennung einer Kreiselpumpe |
| CN112302589A (zh) * | 2019-07-29 | 2021-02-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 井下气举装置和管柱 |
| US11525325B2 (en) | 2019-11-03 | 2022-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | One piece frac plug |
| GB2620052A (en) * | 2019-11-05 | 2023-12-27 | Halliburton Energy Services Inc | Ball seat release apparatus |
| GB2603336B (en) * | 2019-11-05 | 2023-11-15 | Halliburton Energy Services Inc | Ball seat release apparatus |
| CN114542440B (zh) * | 2020-11-25 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 可自泄油式抽油泵 |
| CN112814639A (zh) * | 2021-02-04 | 2021-05-18 | 广州海洋地质调查局 | 一种膨胀式分段压裂工艺管柱及压裂方法 |
| US11634969B2 (en) * | 2021-03-12 | 2023-04-25 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Multi-stage object drop frac assembly with filtration media and method |
| CN114482917B (zh) * | 2022-01-14 | 2022-10-14 | 靖江市强林石油钻采设备制造有限公司 | 一种自适应式可溶球座 |
| US11879307B2 (en) * | 2022-02-10 | 2024-01-23 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Object carrier, tool, method, and system |
| CN117090527B (zh) * | 2023-10-18 | 2023-12-15 | 河北上善石油机械有限公司 | 一种封闭式液压尾管悬挂器 |
| CN117888832B (zh) * | 2024-03-11 | 2024-05-24 | 大庆市璞庆钻采设备制造有限公司 | 一种具有特殊螺纹的井下工具连接专用接箍 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4502542A (en) * | 1983-09-16 | 1985-03-05 | Otis Engineering Corporation | Well system |
| US4729432A (en) * | 1987-04-29 | 1988-03-08 | Halliburton Company | Activation mechanism for differential fill floating equipment |
| US5181569A (en) * | 1992-03-23 | 1993-01-26 | Otis Engineering Corporation | Pressure operated valve |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7469744B2 (en) * | 2007-03-09 | 2008-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Deformable ball seat and method |
| US7637323B2 (en) * | 2007-08-13 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having fluid activated ball support |
| US8356671B2 (en) * | 2010-06-29 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Tool with multi-size ball seat having segmented arcuate ball support member |
| US8739864B2 (en) * | 2010-06-29 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole multiple cycle tool |
-
2007
- 2007-03-31 GB GBGB0706350.6A patent/GB0706350D0/en not_active Ceased
-
2008
- 2008-03-14 WO PCT/GB2008/000904 patent/WO2008119931A1/en active Application Filing
- 2008-03-14 DE DE602008003908T patent/DE602008003908D1/de active Active
- 2008-03-14 EA EA200970908A patent/EA016406B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-03-14 US US12/594,005 patent/US8356670B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-03-14 AT AT08718746T patent/ATE491077T1/de not_active IP Right Cessation
- 2008-03-14 DK DK08718746.4T patent/DK2132406T3/da active
- 2008-03-14 EP EP08718746A patent/EP2132406B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4502542A (en) * | 1983-09-16 | 1985-03-05 | Otis Engineering Corporation | Well system |
| US4729432A (en) * | 1987-04-29 | 1988-03-08 | Halliburton Company | Activation mechanism for differential fill floating equipment |
| US5181569A (en) * | 1992-03-23 | 1993-01-26 | Otis Engineering Corporation | Pressure operated valve |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ATE491077T1 (de) | 2010-12-15 |
| EP2132406B1 (en) | 2010-12-08 |
| EA200970908A1 (ru) | 2010-08-30 |
| DK2132406T3 (da) | 2011-03-28 |
| GB0706350D0 (en) | 2007-05-09 |
| EP2132406A1 (en) | 2009-12-16 |
| US20100132954A1 (en) | 2010-06-03 |
| US8356670B2 (en) | 2013-01-22 |
| DE602008003908D1 (de) | 2011-01-20 |
| WO2008119931A1 (en) | 2008-10-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016406B1 (ru) | Узел седла шарового клапана и способ регулирования потока текучей среды через полый корпус | |
| US10808490B2 (en) | Buoyant system for installing a casing string | |
| US7316274B2 (en) | One trip perforating, cementing, and sand management apparatus and method | |
| EP1368552B1 (en) | Downhole tool | |
| US7143831B2 (en) | Apparatus for releasing a ball into a wellbore | |
| US6009944A (en) | Plug launching device | |
| US6848511B1 (en) | Plug and ball seat assembly | |
| US7108071B2 (en) | Automatic tubing filler | |
| US6695066B2 (en) | Surge pressure reduction apparatus with volume compensation sub and method for use | |
| EA009636B1 (ru) | Скважинный инструмент | |
| NO341094B1 (no) | Nedihullsverktøy med c-ring lukkende sete | |
| CA2940998C (en) | Setting tool with pressure shock absorber | |
| AU783421B2 (en) | Float valve assembly for downhole tubulars | |
| CA2960731C (en) | Stage tool | |
| RU2749138C1 (ru) | Зажимная втулка с шариковым расширяемым уплотнителем и/или радиально расширяемыми под действием давления лепестками | |
| AU2005311155B2 (en) | Diverter tool | |
| CA2781413A1 (en) | Liner flotation system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |