EA016965B1 - Универсальное устройство для обслуживания скважин - Google Patents
Универсальное устройство для обслуживания скважин Download PDFInfo
- Publication number
- EA016965B1 EA016965B1 EA201000153A EA201000153A EA016965B1 EA 016965 B1 EA016965 B1 EA 016965B1 EA 201000153 A EA201000153 A EA 201000153A EA 201000153 A EA201000153 A EA 201000153A EA 016965 B1 EA016965 B1 EA 016965B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- mandrel
- tool
- balls
- stabilizers
- servicing
- Prior art date
Links
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 57
- 241000332308 Pisauridae Species 0.000 claims description 31
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 8
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims description 8
- 238000010584 magnetic trap Methods 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- 229920000271 Kevlar® Polymers 0.000 description 2
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000001680 brushing effect Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000004761 kevlar Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000208202 Linaceae Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DMFGNRRURHSENX-UHFFFAOYSA-N beryllium copper Chemical compound [Be].[Cu] DMFGNRRURHSENX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- -1 ferrous metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/02—Scrapers specially adapted therefor
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1057—Centralising devices with rollers or with a relatively rotating sleeve
-
- 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
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
- E21B31/06—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells using magnetic means
-
- 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
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
- E21B31/08—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells using junk baskets or the like
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
- F16C19/00—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement
- F16C19/02—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with bearing balls essentially of the same size in one or more circular rows
- F16C19/04—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with bearing balls essentially of the same size in one or more circular rows for radial load mainly
- F16C19/08—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with bearing balls essentially of the same size in one or more circular rows for radial load mainly with two or more rows of balls
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
- F16C2352/00—Apparatus for drilling
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
- F16C33/00—Parts of bearings; Special methods for making bearings or parts thereof
- F16C33/30—Parts of ball or roller bearings
- F16C33/58—Raceways; Race rings
- F16C33/60—Raceways; Race rings divided or split, e.g. comprising two juxtaposed rings
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Exchange Systems With Centralized Control (AREA)
- Telephonic Communication Services (AREA)
- Vehicle Cleaning, Maintenance, Repair, Refitting, And Outriggers (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Application Of Or Painting With Fluid Materials (AREA)
Abstract
Предложено устройство для очистки внутренних стенок трубного оборудования ствола скважины и для улавливания осколков, имеющихся в стволе скважины. Продолговатая трубчатая центральная оправка имеет резьбовые соединительные элементы на обоих концах для соединения с колонной труб. Оправка на своей внешней поверхности имеет углубления, в которых установлены разрезные кольца. На них могут быть закреплены различные элементы для обслуживания, устанавливаемые на центральной оправке путем надевания их на оправку и закрепления на месте стабилизаторами, соединяемыми с разрезными кольцами. Различные варианты исполнения элементов для обслуживания включают щеточный узел, ловильный паук и магнитный уловитель. Стабилизаторы могут быть установлены на разрезных кольцах либо в зафиксированном от вращения положении относительно оправки, либо с возможностью вращения относительно оправки, после того как элементы для обслуживания закреплены на месте на центральной оправке стабилизаторами.
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявки
Заявка на данный патент претендует в полном объеме на приоритет по предварительной патентной заявке США № 60/958507, поданной 6 июля 2007 г.
Предпосылки создания изобретения - область использования
Данное изобретение имеет отношение к инструментам, используемым при бурении и техническом обслуживании нефтяных и газовых скважин, ниже именуемых скважины. В частности, данное изобретение в целом имеет отношение к скважинному (т.е. опускаемому с поверхности внутрь скважины) инструменту, содержащему сменные узлы для обслуживания, которые удерживаются на внешнем диаметре центральной оправки. Изобретение может быть использовано для очистки внутренних стенок обсадных труб, водоотделяющих колонн (например, на плавучих буровых установках) или любых им подобных поверхностей или же для сбора твердых загрязняющих веществ, которые обычно присутствуют в этих секциях или на внутренних стенках либо в самих скважинных текучих средах. Эти сменные узлы выполнены в различных конфигурациях и монтируются на оправке либо с возможностью, либо без возможности вращения относительно оправки. Следует понимать, что устройство для обслуживания скважин означает устройство для обслуживания не только физической конструкции скважины (или ствола скважины) (а именно обсадной колонны, формирующей ствол скважины, водоотделяющей колонны плавучей буровой установки или любого другого скважинного трубного оборудования), но также и текучих сред, содержащихся внутри ствола скважины.
Предпосылки создания изобретения - известный уровень техники
Несмотря на то что настоящее изобретение может иметь различные варианты применения, в качестве примера описано применение данного изобретения для очистки стенок обсадных труб или водоотделяющих колонн после пробуривания скважины и подачи в скважину безглинистого раствора для заканчивания скважины. Очистку выполняют после того, как скважина пробурена и безглинистый раствор для заканчивания закачан в скважину. Следует понимать, что настоящее изобретение может быть использовано для очистки любых видов скважинного трубного оборудования, включая водоотделяющие колонны, сборки противовыбросового оборудования, обсадные колонны и другое скважинное трубное оборудование.
Нефтяные и газовые скважины обычно бурят с использованием в скважине текучей среды, содержащей твердую фазу. Упомянутую текучую среду обычно называют буровым глинистым раствором. Глинистый раствор выполняет несколько основных функций, включая регулирование пластового давления, охлаждение бурового долота, удаление бурового шлама из ствола скважины и т. д.
Однако после того как скважина пробурена и эксплуатационная обсадная колонна спущена, во многих процессах заканчивания скважин (например, заканчивания скважинного гравийного фильтра) буровой глинистый раствор должен быть вытеснен из ствола скважины, а ствол скважины промыт чистым безглинистым (т.е. не содержащим твердой фазы) раствором, известным как раствор для заканчивания скважины или насыщенный минеральный раствор для заканчивания скважины. Применение не содержащих твердой фазы растворов для заканчивания скважины необходимо для заканчивания гравийного фильтра интервала скважины, законченной бурением. Однако даже если раствор для заканчивания (при закачивании в ствол скважины), по существу, не содержит твердой фазы, следует понимать, что существует возможность сохранения в стволе скважины некоторого количества бурового раствора и других твердых веществ на внутренней стенке обсадной трубы или водоотделяющей колонны. Дополнительно к простой прокачке раствора для заканчивания скважины по замкнутой системе внутри ствола скважины и вне его, обычно необходимо механическое удаление слоя шлама, которое осуществляют обычно путем соскабливания с использованием нескольких скважинных инструментов. Также обычно в стволе скважины остаются обломки черных и цветных металлов, которые предпочтительно должны быть удалены.
За долгие годы было разработано большое количество инструментов для решения этой задачи: например скребки и щетки для обсадных труб, предназначенные для очистки стенок трубного оборудования (будь то обсадные трубы, водоотделяющие колонны и т.д.); ловильные пауки для удаления определенных нежелательных предметов из ствола скважины, а также скважинные магнитные ловильные инструменты для удаления предметов, изготовленных из железосодержащих материалов. Обычно каждый из таких инструментов представляет собой отдельный специализированный инструмент (т.е. отдельные скребки/щетки для обсадных труб, ловильные пауки и магнитные ловильные инструменты), которые имеют небольшое количество общих конструктивных элементов или не имеют их совсем. В результате известные инструменты имеют определенные недостатки, включая высокую стоимость, сложность замены лезвий/щеток скребка и т. п.
Существует потребность в устройстве для обслуживания скважин, в котором предусмотрен(а) центральный держатель или оправка, на который(ую) могут быть легко и с возможностью снятия установлены различные сменные узлы для обслуживания скважины, включая щетки, ловильные пауки и магнитные уловители, а также стабилизаторы для установки в надлежащем положении на центральной оправке других различных инструментов для обслуживания. Также существует потребность в устройстве, содержащем определенные съемные и сменные элементы, которые сводят к минимуму износ центральной оправки, которая в целом является наиболее дорогим узлом устройства.
- 1 016965
Краткое описание прилагаемых фигур
Фиг. 1 представляет собой вид сбоку одного из вариантов осуществления настоящего изобретения, содержащего насадные узлы типа щеток, на котором показан один из общих видов устройства.
Фиг. 1А представляет собой вид сверху одного из вариантов исполнения устройства.
Фиг. 2 представляет собой вид сбоку оправки.
Фиг. 3 представляет собой вид в перспективе разрезных колец, устанавливаемых на оправке.
Фиг. 4 представляет собой вид в перспективе стабилизатора.
Фиг. 5 представляет собой вид в перспективе другого стабилизатора.
Фиг. 6 представляет собой вид в перспективе внутреннего держателя для щеточного узла.
Фиг. 7 представляет собой вид в перспективе щеточного узла.
На фиг. 8 и 9 показаны нижний стабилизатор и внешние элементы ловильного паука, которые являются составными частями варианта исполнения данного устройства в виде ловильного паука.
Фиг. 10 представляет собой вид в перспективе варианта исполнения данного устройства в виде ловильного паука в собранном состоянии.
Фиг. 11 представляет собой вид в перспективе варианта осуществления настоящего изобретения в виде скважинного магнитного ловильного инструмента в собранном состоянии.
Фиг. 12-14 представляют собой виды внешнего насадного держателя магнитов и других узлов варианта исполнения данного устройства в виде скважинного магнитного ловильного инструмента.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Различные варианты осуществления настоящего изобретения содержат улучшенные и усовершенствованные узлы скважинного инструмента, предназначенные для очистки внутренних стенок трубного оборудования (обсадных труб, водоотделяющих колонн и т.д.), а также сбора счищенного материала. В целом скважинный инструмент, представляющий собой устройство по настоящему изобретению, прикреплен к колонне бурильных труб, рабочей колонне, насосно-компрессорной трубе и т.п., в целом именуемых буровой колонной. Его опускают в трубную часть ствола скважины и используют для обслуживания нефтяных и газовых скважин. В настоящем патенте термин ствол скважины без ограничений включает любое скважинное трубное оборудование, будь то обсадная колонна, водоотделяющая колонна плавучей буровой установки или любого другого типа установки, или же любой другой трубчатый элемент. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения устройство содержит два основных элемента:
1) центральную оправку, обычно присоединенную при помощи резьбового соединения к буровой колонне и имеющую такой контур по внешнему диаметру (например, кольцевые канавки или другие изменения внешнего диаметра), который позволяет установить устройства для обслуживания скважин на оправку и удерживать или фиксировать их на месте;
2) один или более из множества узлов для обслуживания, которые прикрепляются к оправке. В данных вариантах осуществления настоящего изобретения все упомянутые узлы для обслуживания в продольном направлении зафиксированы на оправке (т.е. не могут перемещаться ни вверх, ни вниз вдоль этой оправки), а также могут быть либо без возможности вращения зафиксированы на оправке, либо прикреплены таким образом, что обеспечивают возможность вращения относительно оправки.
Различные варианты исполнения устройства по данному изобретению описаны со ссылками на прилагаемые фигуры.
Оправка и разрезные кольца.
Как будет понятно из последующего описания, оправка и разрезные кольца, по существу, образуют основу устройства для обслуживания скважин, на которую могут быть смонтированы различные узлы для обслуживания. Они могут быть описаны со ссылками на один из предпочтительных в данном случае вариантов осуществления настоящего изобретения. Фиг. 1 представляет собой общий вид в собранном состоянии варианта осуществления настоящего изобретения в виде щетки. На фигуре показан вид в собранном состоянии одного из вариантов осуществления настоящего изобретения, с помощью которого поясняются его различные узлы. Как показано на фиг. 2, оправка 10 представляет собой продолговатый трубчатый элемент с продольным каналом. Оправка 10 обычно содержит верхний и нижний резьбовые соединительные элементы 20 для прикрепления к буровой колонне. Показано, что оправка 10 имеет внешний профиль с множеством углублений 30, в которые входят другие элементы устройства по данному изобретению, как описано ниже. Оправка 10 обычно изготовлена из высокопрочной стали, что является хорошо известным решением в данной области техники.
Разрезные кольца 40, показанные на фиг. 3, устанавливают в углубления 30 так, чтобы они охватывали оправку 10, и затем крепят на месте болтами. Разрезные кольца 40 могут иметь одну или более канавок 45 для шариков, которые охватывают по окружности оправку 10 после сборки и в которые могут быть установлены подшипниковые шарики для обеспечения легкого вращения других узлов вокруг разрезных колец. Разумеется, углубления 30 и внутренняя поверхность разрезных колец 40 имеют соответственные элементы поверхности, создающие помехи вращению, которые предотвращают вращение разрезных колец 40 на оправке 10.
На фиг. 4 показан концевой стабилизатор 50. Концевой стабилизатор 50 предпочтительно установ
- 2 016965 лен на обоих концах щеточного узла или другого устройства для обслуживания (более подробно описанных ниже) и имеет сужающийся контур. Концевой стабилизатор 50 скользит по оправке 10 и по разрезному кольцу 40 (когда разрезное кольцо 40 установлено на оправке 10). Там он зафиксирован на месте известным способом, включая установку шариков в канавки 45 для шариков через отверстия в стабилизаторах, в результате взаимодействия которых предотвращается продольное перемещение концевых стабилизаторов 50 по оправке 10. Альтернативно в случаях, когда концевой стабилизатор 50 закреплен без возможности вращения, он может быть зафиксирован на разрезном кольце 40 болтами или другими средствами, известными в данной области техники.
Оправка, разрезные кольца и стабилизаторы образуют основу конструкции для монтажа различных устройств для обслуживания с целью создания различных вариантов исполнения настоящего устройства, которые описаны ниже.
Щеточный инструмент.
Как показано на фиг. 1, один из вариантов осуществления настоящего изобретения содержит щеточный блок в качестве узла для обслуживания. Этот вариант осуществления содержит щеточные элементы (со щетиной, выступающей наружу в радиальном направлении), в частности, пригодные для очистки внутренних стенок трубного оборудования, такого как обсадная колонна, колонна насоснокомпрессорной трубы, водоотделяющая колонна для бурения и т.п.
Щеточный инструмент 60 содержит оправку 10, разрезные кольца 40, установленные в ее углублениях (на фиг. 1 не видны), концевые стабилизаторы 50, а в показанном варианте осуществления настоящего изобретения также и промежуточный стабилизатор 70 (подробно показанный на фиг. 5). Промежуточный стабилизатор 70 установлен на оправке 10 поверх разрезного кольца 40 таким же образом, каким установлен и концевой стабилизатор 50, описанный выше. Разумеется, в зависимости от необходимой конкретной конфигурации щеточный инструмент 60 может содержать только концевые стабилизаторы (т.е. без промежуточного стабилизатора). В этом варианте осуществления настоящего изобретения узел для обслуживания содержит один или более щеточных узлов 80, имеющих внешние щеткодержатели 84, подробно показанные на фиг. 7. Внешние щеткодержатели 84 установлены на оправке 10 и удерживаются на месте стабилизаторами, например концевыми стабилизаторами 50, установленными, как можно увидеть, в соответствующих пазах. Внутренние щеткодержатели 90, подробно показанные на фиг. 6, установлены под внешними щеткодержателями 84. Сборку щеточного инструмента производят на разрезных кольцах, которые первыми устанавливают на оправку 10; затем на них устанавливают один из концевых стабилизаторов 50; после этого внутренний щеткодержатель 90 и щеточный узел 80 надевают на концевой стабилизатор 50 и закрепляют на нем; при необходимости надевают также промежуточный стабилизатор 70; другую пару, состоящую из внутреннего щеткодержателя 90 и щеточного узла 80, надевают на промежуточный стабилизатор 70 и закрепляют на нем; в последнюю очередь устанавливают последний концевой стабилизатор 50. Очевидно, что таким образом в целом узел образует пакет на оправке и в продольном направлении зафиксирован на месте концевыми (и при его использовании - промежуточным) стабилизаторами. Как указано выше, устройство может содержать только концевые стабилизаторы.
Как показано на фиг. 7, щеточные узлы 80 содержат внешние щеткодержатели 84 и собственно щетки 82, которые могут содержать проволочные, полимерные, латунные, кевларовые волокна или волокна из других материалов, прикрепленные к внешнему держателю 84. Внешний держатель 84 может быть выполнен из тонкого металла или другого материала, такого как углеродное волокно, кевлар и т.д. Как указано выше, щеточный узел 80, содержащий внешний держатель 84, надевают на внутренний щеткодержатель 90. Таким образом, данная конструкция предоставляет возможность прохода потока текучей среды вокруг внешнего диаметра внешнего щеткодержателя 84 или между внутренним щеткодержателем 90 и оправкой 10 (фиг. 2), где он зафиксирован между стабилизаторами (50 и/или 70). На фиг. 1А показаны возможные проходные сечения потока текучей среды. В предпочтительном для данного случая варианте осуществления настоящего изобретения внешний держатель 84 выполнен из относительно тонкого материала, такого как листовой металл или другой пригодный материал, и может быть сменным. В таком варианте осуществления внутренний щеткодержатель 90 обеспечивает дополнительную конструктивную опору для внешнего щеткодержателя 84. В других вариантах осуществления внешний держатель 84 может быть выполнен достаточно прочным для исключения необходимости во внутреннем щеткодержателе 90.
Разумеется, щетки 82 могут иметь размеры и форму, необходимые для обеспечения очистки стенок трубного оборудования (например, обсадной трубы или водоотделяющей колонны), или щетки 82 могут иметь другие размеры и форму, например, такие как щетка для устья скважины, предназначенная и выполненная с возможностью эффективной обработки щеткой, шлифовки и очистки зоны устья скважины. Внешний щеткодержатель может включать в себя проволочный щеточный блок спиральной навивки, обернутый вокруг основания - внешнего держателя - и закрепленный на нем. Этот внешний держатель надевают на внутренний держатель. Оба держателя прикрепляют к стабилизаторам. Проволока спиральной навивки, образующая щетки, скручена и изогнута для оптимизации эксплуатационных свойств проволоки. Щеточные узлы могут быть расположены друг над другом и зафиксированы на месте для обра
- 3 016965 зования чистящей поверхности щетки, составленной из двух или более щеточных узлов. Размер (длина) щетки таков(а), что образует посадку с натягом с внутренним диаметром трубного оборудования, внутрь которого опускают устройство; это обеспечивает поддержание контакта щетки со стенками обсадной трубы или водоотделяющей колонны с постоянным усилием. Такой размер щетки и надлежащие зазоры обеспечивают эффективное перекрытие и очистку различных диапазонов внутренних диаметров в вертикальных и наклонных стволах скважин, когда инструмент опускают в скважину или поднимают из скважины.
Следует понимать, что концевые и промежуточные стабилизаторы могут быть установлены с возможностью вращения вокруг оправки 10 (а точнее, вокруг разрезных колец 40), а подшипниковые шарики из бериллиево-медного сплава или ему подобного могут быть установлены через отверстия в стабилизаторах в канавки для шариков, выполненные на внешних поверхностях разрезных колец 40 и внутренних поверхностях стабилизаторов. При такой конструкции концевые и промежуточные стабилизаторы зафиксированы в продольном направлении относительно оправки 10 в результате взаимодействия между канавками для шариков в разрезных кольцах 40, подшипниковыми шариками и соответствующими канавками во внутренних поверхностях концевых и промежуточных стабилизаторов 50 и 70. Однако при необходимости стабилизаторы могут быть установлены и зафиксированы в одном положении без возможности вращения на разрезных кольцах 40, тем самым вращаясь вместе с оправкой 10.
Очевидно, что разрезные кольца 40 эффективно защищают оправку 10 и сводят к минимуму или исключают любые виды износа оправки 10, который в противном случае может возникать вследствие вращения стабилизаторов относительно оправки. Разрезные кольца являются относительно недорогими (по сравнению со стоимостью оправки) и легкосменными, что значительно увеличивает срок службы оправки и тем самым снижает затраты.
Для использования варианта осуществления настоящего изобретения в виде щеточного инструмента устройство соединяют с колонной труб известным способом. Диаметр щеток 82 выбирают так, чтобы обеспечивать контакт, по существу, по всей окружности трубного оборудования (ствола скважины, водоотделяющей колонны и т.п.), в которое их опускают. Затем устройство опускают в ствол скважины на требуемую глубину. После этого колонну труб приводят в действие требуемым образом - возвратнопоступательным и/или вращательным движением - в то же время поддерживая циркуляцию текучей среды. Очевидно, что щетки 82 чистят и скоблят стенки ствола скважины (обсадной трубы, водоотделяющей колонны и т.п.), внутрь которого введен инструмент, тем самым удаляя твердые вещества, такие как глинистая корка и т. п.
В зависимости от способа, которым щетки 82 установлены на оправке 10, с возможностью вращения или без нее (как описано выше) щетки 82 либо вращаются вместе с колонной труб, либо не вращаются, в то время как колонна труб вращается внутри ствола скважины.
Ловильный паук.
Термин ловильный паук является одним из давно используемых в области бурения и обслуживания нефтяных и газовых скважин. В широком толковании данный термин означает инструмент, который опускают внутрь ствола скважины и который имеет приемник, куда могут улавливаться лом или осколки (например, обломки металла, образовавшиеся в результате разрушения или износа скважинного инструмента) и таким образом удаляться из скважины. Такие осколки попадают в приемник вместе с потоком текучей среды; обычно конструкция ловильного паука обеспечивает такую скорость завихрения, которая способствует выпадению больших частиц твердых веществ из потока текучей среды или суспензии в сборную емкость приемника.
Вариант осуществления настоящего изобретения в виде ловильного паука, подобно щеточному инструменту, содержит узлы для обслуживания, закрепленные на оправке (такой же оправке, которая может быть использована для щеточного инструмента). Универсальность оправки, т.е. возможность надевать на оправку различный инструмент различного назначения, является для пользователя преимуществом этого изобретения.
Как показано на фиг. 8-10, вариант осуществления настоящего изобретения в виде ловильного паука собран путем надевания нижнего стабилизатора 55 на оправку 10 и закрепления его на месте на разрезном кольце 40 по необходимости либо в положении без возможности вращения, либо в положении с возможностью вращения. Следует заметить, что если разрезное кольцо 40 установлено в положении с возможностью вращения, то шарики установлены в канавки, выполненные на разрезном кольце 45 (упомянутые шарики также расположены в соответствующих канавках, выполненных на внутренней стенке нижнего стабилизатора 55). Кроме того, на фиг. 9 и 10 (общий вид варианта осуществления настоящего изобретения в виде ловильного паука в собранном состоянии) показано, что узел для обслуживания, содержащий внешний держатель 100 ловильного паука, который предпочтительно имеет суживающийся контур у своего нижнего конца, надет на оправку 10 до упора в нижний стабилизатор 55. Затем концевой стабилизатор 50, как показано на фиг. 4, надевают на оправку 10 до упора во внешний держатель 100 ловильного паука. После этого концевой стабилизатор 50 закрепляют на разрезном кольце 40, как описано выше. Таким образом, внешний держатель 100 ловильного паука закрепляют между нижним стабилизатором 55 и концевым стабилизатором 50. В процессе работы текучую среду закачивают в скважину
- 4 016965 через колонну труб, на которой опускают устройство, и поток проходит по кольцевому зазору между внешним держателем 100 ловильного паука и внутренней стенкой трубного оборудования, в которое опущен этот ловильный паук. Между внешним держателем 100 ловильного паука и оправкой 10 расположена внутренняя полость, в которую собирают осколки. Как показано на фиг. 9 и 10, множество предпочтительно наклонных отверстий 110, выполненных в держателе 100 ловильного паука, обеспечивают развитие вторичных вихревых течений, которые дополнительно способствуют отложению осколков внутри держателя. Отверстия также служат в качестве сливных отверстий при извлечении инструмента. В процессе циркуляции вокруг внешнего диаметра полости создается вихревой эффект, в результате чего происходит выталкивание текучей среды через отверстия и накопление осколков у верхнего открытого конца держателя ловильного паука.
Для использования варианта осуществления настоящего изобретения в виде ловильного паука выбирают такой размер (а именно внешний диаметр) держателя 100 ловильного паука, который обеспечивает приемлемый кольцевой зазор между держателем 100 ловильного паука и внутренней стенкой трубного оборудования (обычно обсадной трубы или водоотделяющей колонны), в которое она опущена. Только в качестве примера упомянутый кольцевой зазор может быть выбран порядка 1-2 дюймов (25,450,8 мм). Затем устройство опускают в ствол скважины на требуемую глубину. При этом циркуляция текучей среды вниз по колонне труб и обратно вверх в кольцевом зазоре между колонной труб/ловильным пауком и обсадной колонной способствует выносу твердых веществ вверх по стволу скважины. Как хорошо известно в данной области техники, при переносе твердых веществ вверх в кольцевом зазоре у держателя ловильного паука резкое увеличение кольцевого проходного сечения для потока, когда текучая среда проходит за держатель ловильного паука, приводит к падению скорости в затрубном пространстве скважины, что способствует выпадению твердых веществ из потока текучей среды и затягиванию их во внутреннюю полость. При необходимости ловильный паук может быть приведен в действие возвратно-поступательным и/или вращательным движением. По истечении необходимого промежутка времени циркуляции в скважине колонну труб вместе с ловильным пауком поднимают на поверхность, где инструмент может быть разобран, а все уловленные осколки удалены из его внутренней полости.
Магнитный инструмент.
Еще одним вариантом осуществления изобретения является скважинный магнитный ловильный инструмент. Магнитные ловильные инструменты давно используют в бурении и обслуживании стволов скважин для притягивания и удерживания железосодержащих материалов и извлечения их из скважины. Магнитные ловильные инструменты могут быть использованы для извлечения мелких осколков или даже стружки.
На фиг. 11 показан общий вид варианта исполнения магнитного ловильного инструмента. Как и в других вариантах осуществления настоящего изобретения, оправка 10 и стабилизаторы 50 (и при наличии 70) образуют основу для установки остальных частей инструмента. При этом узел для обслуживания, содержащий магниты и держатель магнитов, прикреплен к стабилизаторам. Держатель 120, предпочтительно изготовленный из алюминия и показанный на фиг. 12 отдельно в демонтированном с оправки 10 состоянии, надевают на оправку 10, а магниты 200 закрепляют в его продольных пазах 210. Предпочтительно магниты расположены так, что покрывают большую часть окружности по внешнему диаметру держателя 120. В показанном варианте осуществления настоящего изобретения магниты расположены в держателе 120 и закреплены при помощи У-образных внешних пазовых вкладышей (предпочтительно выполненных из нержавеющей стали) и внешней гильзы или кожуха 130 (также предпочтительно выполненного из нержавеющей стали), как показано на фиг. 13. Этот блок из внешних пазовых вкладышей и кожуха будет зафиксирован между стабилизаторами вместе с поддерживающими кожухами 140, показанными на фиг. 14. На фиг. 11 в целом показана конструкция магнитного инструмента, сборка которого вполне понятна из предшествующего описания. Однако понятно, что в конкретную форму и геометрию держателя могут быть внесены различные изменения (включая не У-образную форму желобков вкладышей). Кроме того, внешняя гильза или кожух может иметь форму сплошной цилиндрической трубки.
Использование варианта осуществления настоящего изобретения в виде магнитного инструмента осуществляют путем соединения магнитного ловильного инструмента с колонной труб с последующим опусканием инструмента в ствол скважины на необходимую глубину. Циркуляция текучей среды, проходящей через магнитный ловильный инструмент (с возвратно-поступательным или вращательным движением магнитного ловильного инструмента либо без него), вызывает улавливание любых железосодержащих материалов магнитным ловильным инструментом, если они могут быть захвачены магнитным ловильным инструментом, что является известным решением в данной области техники. После извлечения магнитного ловильного инструмента из скважины все железосодержащие предметы, притянутые к нему, могут быть удалены.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения.
Конструкция описанного инструмента пригодна для использования и в других вариантах осуществления настоящего изобретения, например стабилизаторах/центраторах, в которых использованы различ
- 5 016965 ные элементы данного инструмента (например, оправка 10), а также введены дополнительные элементы, такие как стабилизирующие элементы и т.д.
Различные варианты осуществления настоящего изобретения в целом обеспечивают усовершенствование очистки трубного оборудования путем использования по меньшей мере одной из упомянутых конструкций держателей, обеспечивающих увеличение ширины захвата поверхности обсадной трубы инструментом, сцепления, контакта или сбора материала. Конструкция цельной оправки обеспечивает увеличение диаметров внутренних каналов и улучшение технических характеристик относительно ее применения и технической оснащенности. Оправка обеспечивает универсальность и адаптируемость конструкции различных других узлов с улучшенной конструкцией фиксации и снижением количества отказов инструмента.
Скважинный инструмент по настоящему изобретению выполнен с возможностью очистки внутренней поверхности колонны обсадной трубы или другого трубного оборудования. Кроме того, различные изменения могут быть выполнены для применения вариантов исполнения инструмента для очистки или извлечения из ствола скважины/обсадных труб различных загрязнений и предметов, включая (но без ограничения ими) накопления цемента, скважинные изолирующие, дренажные и сливные устройства, скважинные муфты, устройства с обратным клапаном, твердый осадок, пленку, гидратные отложения на стенках обсадных труб, накопления подстилающих пород, осколки буровой колонны и/или им подобные. Поверхности, которые могут быть очищены, включают (но без ограничения ними) поверхности, полученные при бурении скважин, фрезеровочных работах в скважине, выравнивании поверхности скважин, стабилизировании поверхности скважин, а также конусообразные поверхности и/или им подобные.
Различные другие варианты осуществления настоящего изобретения в целом включают способы обработки щеткой и/или очистки поверхности обсадных труб, устья скважин, насосно-компрессорных труб, трубного оборудования или другого подобного оборудования; способы создания легко приспосабливаемого щеточного инструмента для очистки или улавливания в соответствии с настоящим описанием; и/или им подобные.
Следует понимать, что в однорядной колонне трубного оборудования может быть использовано сочетание разных вариантов осуществления настоящего изобретения. Например, любое сочетание щеточного инструмента, ловильного паука и магнитного ловильного инструмента может быть соединено с определенной колонной трубного оборудования и опущено в скважину одновременно. Использование такого сочетания может обеспечивать не только очистку стенок колонны обсадных труб, но и улавливание осколков ловильным пауком, а также улавливание железосодержащих материалов магнитным ловильным инструментом. Это позволяет наиболее эффективно использовать различные инструменты.
Эти и другие особенности и преимущества изобретения будут очевидны для специалиста из предшествующего описания предпочтительных вариантов осуществления.
Заключение.
Несмотря на то что выше описан один из конкретных вариантов осуществления изобретения, следует понимать, что другие варианты осуществления также возможны без выхода за пределы объема изобретения. Различные изменения в конкретных вариантах осуществления могут быть выполнены без выхода за пределы сущности и объема изобретения. Например, для изготовления инструмента могут быть использованы различные материалы. Также могут быть изменены размеры в соответствии с различными вариантами использования.
Исходя из этого объем изобретения не ограничен описанным конкретным вариантом (вариантами) осуществления, а определен только приведенными признаками формулы изобретения и их соответствующими законодательству эквивалентами.
Claims (8)
1. Инструмент для обслуживания скважин, содержащий:
a) продолговатую центральную оправку, имеющую продольный канал и резьбовые соединительные элементы на обоих концах, а также одно или более кольцевых углублений на внешней поверхности;
b) одно или более разрезных колец, установленных с возможностью снятия в упомянутых одном или более кольцевых углублениях на упомянутой центральной оправке;
c) один или более стабилизаторов, установленных на упомянутых одном или более разрезных кольцах;
ά) один или более элементов для обслуживания, установленных с возможностью снятия на упомянутой центральной оправке, охватывающих ее и удерживаемых на месте при помощи упомянутых одного или более стабилизаторов.
2. Инструмент для обслуживания скважин по п.1, отличающийся тем, что упомянутые один или более элементов для обслуживания включают в себя щеточный узел.
3. Инструмент для обслуживания скважин по п.2, отличающийся тем, что он содержит множество щеточных узлов.
4. Инструмент для обслуживания скважин по п.2, отличающийся тем, что упомянутые разрезные
- 6 016965 кольца имеют внешние кольцевые канавки для шариков, упомянутые стабилизаторы имеют соответственные внутренние кольцевые канавки для шариков, при этом в упомянутых соответственных канавках для шариков расположено множество шариков, в результате чего упомянутые стабилизаторы могут вращаться относительно упомянутой центральной оправки.
5. Инструмент для обслуживания скважин по п.1, отличающийся тем, что упомянутый элемент для обслуживания содержит ловильный паук.
6. Инструмент для обслуживания скважин по п.5, отличающийся тем, что упомянутые разрезные кольца имеют внешние кольцевые канавки для шариков, упомянутые стабилизаторы имеют соответственные внутренние кольцевые канавки для шариков, при этом в упомянутых соответственных канавках для шариков расположено множество шариков, в результате чего упомянутые стабилизаторы могут вращаться относительно упомянутой центральной оправки.
7. Инструмент для обслуживания скважин по п.1, отличающийся тем, что упомянутым элементом для обслуживания является магнитный уловитель.
8. Инструмент для обслуживания скважин по п.7, отличающийся тем, что упомянутые разрезные кольца имеют внешние кольцевые канавки для шариков, упомянутые стабилизаторы имеют соответственные внутренние кольцевые канавки для шариков, при этом в упомянутых соответственных канавках для шариков расположено множество шариков, в результате чего упомянутые стабилизаторы могут вращаться относительно упомянутой центральной оправки.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US95850707P | 2007-07-06 | 2007-07-06 | |
| PCT/US2008/069276 WO2009009456A1 (en) | 2007-07-06 | 2008-07-06 | Multi-purpose well servicing apparatus |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201000153A1 EA201000153A1 (ru) | 2010-08-30 |
| EA016965B1 true EA016965B1 (ru) | 2012-08-30 |
Family
ID=40228998
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201000153A EA016965B1 (ru) | 2007-07-06 | 2008-07-06 | Универсальное устройство для обслуживания скважин |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20100181064A1 (ru) |
| EP (1) | EP2176504B1 (ru) |
| AU (1) | AU2008275243B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0814405B1 (ru) |
| CA (1) | CA2692607C (ru) |
| CO (1) | CO6300802A2 (ru) |
| CY (1) | CY1122234T1 (ru) |
| DK (1) | DK2176504T3 (ru) |
| EA (1) | EA016965B1 (ru) |
| MY (1) | MY159006A (ru) |
| NO (2) | NO347018B1 (ru) |
| WO (1) | WO2009009456A1 (ru) |
Families Citing this family (52)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA015116B1 (ru) * | 2006-12-12 | 2011-06-30 | УЭЛЛБОР ЭНЕРДЖИ СОЛЮШНЗ, ЭлЭлСи | Улучшенный скважинный скребковый и/или щёточный инструмент для очистки скважины и способы очистки скважины |
| BRPI0814405B1 (pt) * | 2007-07-06 | 2018-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ferramenta para manutenção de poço |
| US8333243B2 (en) * | 2007-11-15 | 2012-12-18 | Vetco Gray Inc. | Tensioner anti-rotation device |
| US8300613B2 (en) | 2009-06-05 | 2012-10-30 | Intel Corporation | Techniques for detecting beacons on wireless channels |
| US9038736B2 (en) | 2010-01-20 | 2015-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore filter screen and related methods of use |
| US8511375B2 (en) * | 2010-05-03 | 2013-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore cleaning devices |
| US8353349B2 (en) | 2010-05-18 | 2013-01-15 | Baker Hughes Incorporated | Retaining and isolating mechanisms for magnets in a magnetic cleaning tool |
| US8678091B2 (en) * | 2010-05-18 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Magnetic retrieval apparatus and method for retaining magnets on a downhole magnetic retrieval apparatus |
| US8336626B2 (en) * | 2010-05-18 | 2012-12-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole magnetic retrieval devices with fixed magnetic arrays |
| WO2012018830A1 (en) * | 2010-08-02 | 2012-02-09 | Potter Drilling, Inc. | Dynamic barrier for thermal rock cutting |
| GB2483436B (en) * | 2010-09-02 | 2018-05-23 | Petroleo Brasileiro Sa Petrobras | Magnetohydrodynamic device for the preventive control of scale in oil well production columns |
| US20120138369A1 (en) * | 2010-12-06 | 2012-06-07 | Smith International, Inc. | Methods to manufacture downhole tools with finished features as an integral cage |
| US9511825B1 (en) * | 2011-01-05 | 2016-12-06 | VIV Solutions LLC | Apparatus for suppressing vortex-induced vibration of a structure with reduced coverage |
| GB201115459D0 (en) * | 2011-09-07 | 2011-10-26 | Oilsco Technologies Ltd | Apparatus and method |
| US9109417B2 (en) * | 2012-06-27 | 2015-08-18 | Odfjell Well Services Europe As | Drill string mountable wellbore cleanup apparatus and method |
| GB2504105B (en) * | 2012-07-18 | 2015-07-08 | Servwell Engineering Ltd | Magnetic cleaning tool |
| US9121242B2 (en) * | 2012-10-10 | 2015-09-01 | Odfjell Well Services Norway As | Downhole magnet, downhole magnetic jetting tool and method of attachment of magnet pieces to the tool body |
| US9435176B2 (en) | 2012-10-26 | 2016-09-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Deburring mill tool for wellbore cleaning |
| US9869128B1 (en) | 2012-11-24 | 2018-01-16 | VIV Solutions LLC | Installation systems and methodology for helical strake fins |
| GB201306495D0 (en) * | 2013-04-10 | 2013-05-22 | Rotary Drilling Supplies Europ Ltd | Apparatus and method |
| US9458699B2 (en) | 2013-10-30 | 2016-10-04 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | Slotted wellhead and multibowl polishing tool with woven polishing belt |
| EP2868862A1 (en) | 2013-11-05 | 2015-05-06 | Weatherford/Lamb Inc. | Magnetic retrieval apparatus and method of construction thereof |
| US9422781B1 (en) * | 2014-10-23 | 2016-08-23 | Lone Star Magnetics, LLC | Magnetic tool and method |
| US10865910B1 (en) | 2015-04-17 | 2020-12-15 | VIV Solutions LLC | Coupled fairing systems |
| CN104790911B (zh) * | 2015-04-22 | 2017-05-31 | 长江大学 | 一种用于深海隔水管的清洁工具 |
| GB2539998B (en) * | 2015-06-15 | 2017-06-14 | Odfjell Well Services Norway As | Wellbore filtration tool with novel wiper cup |
| US9920595B2 (en) | 2015-06-15 | 2018-03-20 | Odfjell Well Services Norway As | Wellbore filtration tool with novel wiper cup |
| NO341125B1 (en) * | 2015-12-21 | 2017-08-28 | Archer Oiltools As | Wellbore cleaning tool and method for assembling the cleaning tool |
| US10337649B1 (en) | 2016-03-02 | 2019-07-02 | VIV Solutions LLC | Strake system |
| US10473131B1 (en) | 2016-07-10 | 2019-11-12 | VIV Solutions LLC | Helical strakes and collar |
| US10316619B2 (en) | 2017-03-16 | 2019-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for stage cementing |
| US10544648B2 (en) | 2017-04-12 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for sealing a wellbore |
| US10557330B2 (en) * | 2017-04-24 | 2020-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Interchangeable wellbore cleaning modules |
| US10487604B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
| US10378298B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
| US10597962B2 (en) | 2017-09-28 | 2020-03-24 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling with a whipstock system |
| US10378339B2 (en) | 2017-11-08 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for controlling wellbore operations |
| US11261675B2 (en) | 2018-01-16 | 2022-03-01 | VIV Solutions LLC | Methods for constructing a helical strake segment using one or more shell sections and fins |
| US10689913B2 (en) | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Supporting a string within a wellbore with a smart stabilizer |
| US10689914B2 (en) | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Opening a wellbore with a smart hole-opener |
| US10794170B2 (en) | 2018-04-24 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Smart system for selection of wellbore drilling fluid loss circulation material |
| US10612362B2 (en) | 2018-05-18 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Coiled tubing multifunctional quad-axial visual monitoring and recording |
| SG11202102602UA (en) | 2018-10-31 | 2021-04-29 | Halliburton Energy Services Inc | Integrated debris catcher and plug system |
| US11261670B1 (en) * | 2019-07-08 | 2022-03-01 | VIV Solutions LLC | VIV suppression for retrofit with minimal tooling |
| US11480032B2 (en) * | 2020-03-02 | 2022-10-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Debris collection tool |
| US11299968B2 (en) | 2020-04-06 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing wellbore annular pressure with a release system |
| US11396789B2 (en) | 2020-07-28 | 2022-07-26 | Saudi Arabian Oil Company | Isolating a wellbore with a wellbore isolation system |
| US11414942B2 (en) | 2020-10-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Packer installation systems and related methods |
| US11933140B2 (en) * | 2021-02-02 | 2024-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Well cleaning tools and related methods of cleaning wells in oil and gas applications |
| US11828123B2 (en) | 2021-07-28 | 2023-11-28 | Lance Cox | System, apparatus, and method for maintaining a polishing rod |
| US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
| US12044088B2 (en) | 2022-04-13 | 2024-07-23 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore cleanout magnet tool |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2705167A (en) * | 1950-07-12 | 1955-03-29 | Mark B Layne | Well fishing and handling tool |
| US2927644A (en) * | 1956-08-06 | 1960-03-08 | Welex Inc | Junk basket |
| US3011819A (en) * | 1958-12-12 | 1961-12-05 | Jr Meekie D Moseley | Magnetic junk retriever |
| US3520359A (en) * | 1968-06-27 | 1970-07-14 | Herman T Ehrlich | Magnetic junk basket |
| US3814180A (en) * | 1972-08-31 | 1974-06-04 | Cities Service Oil Co | Well fishing apparatus |
| US4036312A (en) * | 1976-09-13 | 1977-07-19 | Hycalog Inc. | Well jar |
| US4081042A (en) * | 1976-07-08 | 1978-03-28 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Stabilizer and rotary expansible drill bit apparatus |
| US4333542A (en) * | 1980-01-31 | 1982-06-08 | Taylor William T | Downhole fishing jar mechanism |
| US4427079A (en) * | 1981-11-18 | 1984-01-24 | Walter Bruno H | Intermittently rotatable down hole drilling tool |
| US4709462A (en) * | 1986-08-04 | 1987-12-01 | Oil Patch Group, Inc. | Method for assembling a well drilling tool |
| US4776394A (en) * | 1987-02-13 | 1988-10-11 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Hydraulic stabilizer for bore hole tool |
| US5944100A (en) * | 1997-07-25 | 1999-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Junk bailer apparatus for use in retrieving debris from a well bore of an oil and gas well |
| US6341653B1 (en) * | 1999-12-10 | 2002-01-29 | Polar Completions Engineering, Inc. | Junk basket and method of use |
Family Cites Families (63)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1715547A (en) * | 1926-05-25 | 1929-06-04 | Thomas M Hardesty | Drill-pipe coupling |
| US1756195A (en) | 1926-12-27 | 1930-04-29 | Byron Jackson Co | Antifriction bearing for drill pipes |
| US1737578A (en) * | 1927-07-06 | 1929-12-03 | Harry H Isaacs | Antifriction pipe protector |
| US1888216A (en) * | 1927-12-27 | 1932-11-22 | Reed Roller Bit Co | Antifriction device |
| US1877395A (en) * | 1928-05-14 | 1932-09-13 | Emsco Derrick & Equip Co | Antifriction device for drill pipe |
| US2215514A (en) * | 1938-07-25 | 1940-09-24 | Orvel C Slavens | Well device |
| US2836251A (en) * | 1954-11-22 | 1958-05-27 | Claypool | Casing scraper |
| US3089724A (en) * | 1960-12-05 | 1963-05-14 | Sentinel Oil Tool Dev & Servic | Magnetic junk sub |
| US3361493A (en) * | 1965-10-22 | 1968-01-02 | Robert H. Melton | Drill guide |
| GB1235656A (en) * | 1969-01-22 | 1971-06-16 | William Mayall | Improvements in or relating to earth drilling apparatus |
| US3916998A (en) * | 1974-11-05 | 1975-11-04 | Jr Samuel L Bass | Drilling stabilizer and method |
| US4082373A (en) * | 1976-09-07 | 1978-04-04 | Smith International, Inc. | Tandem roller stabilizer for earth boring apparatus |
| US4101179A (en) * | 1977-10-03 | 1978-07-18 | Royal Tool Company, Inc. | Drilling stabilizer including mechanical interlock device |
| US4634152A (en) * | 1985-04-26 | 1987-01-06 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Casing hanger running tool |
| US4630690A (en) * | 1985-07-12 | 1986-12-23 | Dailey Petroleum Services Corp. | Spiralling tapered slip-on drill string stabilizer |
| US4674576A (en) * | 1985-08-16 | 1987-06-23 | Vetco Gray Inc. | Casing hanger running tool |
| US4766663A (en) * | 1985-08-16 | 1988-08-30 | Milam Jack J | Method of attaching member to a tubular string |
| US4798246A (en) * | 1987-04-22 | 1989-01-17 | Best David M | Pipe scraper |
| US4842064A (en) * | 1987-12-22 | 1989-06-27 | Otis Engineering Corporation | Well testing apparatus and methods |
| US5178757A (en) * | 1990-06-29 | 1993-01-12 | Mag-Well, Inc. | Magnetic, fluid-conditioning tools |
| US5167279A (en) * | 1991-12-16 | 1992-12-01 | Stafford Lawrence R | Well cleaning assembly |
| US5295768A (en) * | 1992-08-10 | 1994-03-22 | The Ani Corporation Ltd. | Friction rock stabilizer |
| US5419397A (en) * | 1993-06-16 | 1995-05-30 | Well-Flow Technologies, Inc. | Well cleaning tool with scratching elements |
| FR2706876B1 (ru) * | 1993-06-21 | 1995-10-27 | Sidel Sa | |
| GB9321257D0 (en) * | 1993-10-14 | 1993-12-01 | Rototec Limited | Drill pipe tubing and casing protectors |
| AU710050B2 (en) * | 1995-08-30 | 1999-09-09 | Drilltech Services (Asia) Pte Limited | Friction-reducing drill pipe component |
| GB9517829D0 (en) * | 1995-09-01 | 1995-11-01 | Oiltools Int Bv | Tool for cleaning or conditioning tubular structures such as well casings |
| US5810100A (en) * | 1996-11-01 | 1998-09-22 | Founders International | Non-rotating stabilizer and centralizer for well drilling operations |
| US5829521A (en) * | 1997-02-21 | 1998-11-03 | Brown, Jr.; Billy L. | Down hole cleaning device and method |
| US6209647B1 (en) * | 1997-02-21 | 2001-04-03 | Billy L. Brown, Jr. | Down hole casing string cleaning device and method |
| US5908072A (en) * | 1997-05-02 | 1999-06-01 | Frank's International, Inc. | Non-metallic centralizer for casing |
| GB9715001D0 (en) * | 1997-07-17 | 1997-09-24 | Specialised Petroleum Serv Ltd | A downhole tool |
| GB9803824D0 (en) * | 1998-02-24 | 1998-04-22 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Compact well clean-up tool with multi-functional cleaning apparatus |
| US6250387B1 (en) * | 1998-03-25 | 2001-06-26 | Sps-Afos Group Limited | Apparatus for catching debris in a well-bore |
| US6152220A (en) * | 1998-06-07 | 2000-11-28 | Specialised Petroleum Services Limited | Down-hole tool with centralising component |
| GB9813422D0 (en) * | 1998-06-23 | 1998-08-19 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Down-hole tool with detachable cleaning pads |
| US6464010B1 (en) * | 1998-08-13 | 2002-10-15 | Global Completion Services, Inc. | Apparatus and method for cleaning a tubular member with a brush |
| GB9902595D0 (en) * | 1999-02-08 | 1999-03-24 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Apparatus with retractable cleaning members |
| GB2347442B (en) * | 1999-03-03 | 2003-03-26 | Pilot Drilling Control Ltd | Casing scraper |
| GB9912666D0 (en) * | 1999-05-29 | 1999-07-28 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Magnetic well cleaning apparatus |
| US6371207B1 (en) * | 1999-06-10 | 2002-04-16 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for displacing drilling fluids with completion and workover fluids, and for cleaning tubular members |
| GB9921640D0 (en) * | 1999-09-15 | 1999-11-17 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Wellhead cleanup tool |
| GB0002995D0 (en) * | 2000-02-10 | 2000-03-29 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Downhole cleaning tool with shear clutch |
| GB0006218D0 (en) | 2000-03-16 | 2000-05-03 | Rastegar Gholam H | Torque reducing drillstring component |
| EP1272734B1 (en) * | 2000-03-31 | 2008-05-07 | J. Scott Reynolds | New and improved method and apparatus for cleaning wellbore casing |
| GB0026460D0 (en) * | 2000-10-27 | 2000-12-13 | Sps Afos Internat Branch Ltd | Combined milling and scraping tool |
| US6607031B2 (en) * | 2001-05-03 | 2003-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Screened boot basket/filter |
| US6904970B2 (en) * | 2001-08-03 | 2005-06-14 | Smith International, Inc. | Cementing manifold assembly |
| FR2843164B1 (fr) * | 2002-07-31 | 2005-04-22 | Schlumberger Services Petrol | Stabiliseur pour une tige notamment de train de tiges de forage. |
| GB0303862D0 (en) * | 2003-02-20 | 2003-03-26 | Hamdeen Inc Ltd | Downhole tool |
| US6951251B2 (en) * | 2003-10-06 | 2005-10-04 | Bilco Tools, Inc. | Junk basket and method |
| CA2499532C (en) * | 2004-03-11 | 2012-11-20 | Smith International, Inc. | Casing scraper |
| CA2499525C (en) * | 2004-03-11 | 2012-11-27 | Smith International, Inc. | Casing brush assembly |
| US7137449B2 (en) * | 2004-06-10 | 2006-11-21 | M-I L.L.C. | Magnet arrangement and method for use on a downhole tool |
| US7219724B2 (en) * | 2004-07-15 | 2007-05-22 | Bilco Tools, Inc. | Downhole magnetic retrieval tool |
| AR047734A1 (es) * | 2004-08-31 | 2006-02-15 | Rattler Tools Inc | Herramienta magnetica para recuperar objetos metalicos de un pozo de perforacion |
| US7188675B2 (en) * | 2005-01-14 | 2007-03-13 | M-I L.L.C. | Finger boot basket |
| EA015116B1 (ru) * | 2006-12-12 | 2011-06-30 | УЭЛЛБОР ЭНЕРДЖИ СОЛЮШНЗ, ЭлЭлСи | Улучшенный скважинный скребковый и/или щёточный инструмент для очистки скважины и способы очистки скважины |
| GB0704382D0 (en) * | 2007-03-07 | 2007-04-11 | Rotary Drilling Supplies Europ | Apparatus |
| NO327278B1 (no) * | 2007-06-26 | 2009-06-02 | Mi Swaco Norge As | Anordning ved magnetfeste i et nedihulls renseverktoy |
| BRPI0814405B1 (pt) * | 2007-07-06 | 2018-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ferramenta para manutenção de poço |
| US8511375B2 (en) * | 2010-05-03 | 2013-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore cleaning devices |
| US8336626B2 (en) * | 2010-05-18 | 2012-12-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole magnetic retrieval devices with fixed magnetic arrays |
-
2008
- 2008-07-06 BR BRPI0814405-2A patent/BRPI0814405B1/pt active IP Right Grant
- 2008-07-06 EP EP08772427.4A patent/EP2176504B1/en active Active
- 2008-07-06 AU AU2008275243A patent/AU2008275243B2/en active Active
- 2008-07-06 DK DK08772427.4T patent/DK2176504T3/da active
- 2008-07-06 WO PCT/US2008/069276 patent/WO2009009456A1/en active Application Filing
- 2008-07-06 US US12/663,359 patent/US20100181064A1/en not_active Abandoned
- 2008-07-06 NO NO20190545A patent/NO347018B1/no unknown
- 2008-07-06 MY MYPI2010000041A patent/MY159006A/en unknown
- 2008-07-06 EA EA201000153A patent/EA016965B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-07-06 CA CA2692607A patent/CA2692607C/en active Active
-
2010
- 2010-01-26 CO CO10007442A patent/CO6300802A2/es active IP Right Grant
- 2010-02-05 NO NO20100186A patent/NO344215B1/no unknown
-
2012
- 2012-06-18 US US13/525,686 patent/US8714260B2/en active Active
-
2019
- 2019-10-02 CY CY20191101022T patent/CY1122234T1/el unknown
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2705167A (en) * | 1950-07-12 | 1955-03-29 | Mark B Layne | Well fishing and handling tool |
| US2927644A (en) * | 1956-08-06 | 1960-03-08 | Welex Inc | Junk basket |
| US3011819A (en) * | 1958-12-12 | 1961-12-05 | Jr Meekie D Moseley | Magnetic junk retriever |
| US3520359A (en) * | 1968-06-27 | 1970-07-14 | Herman T Ehrlich | Magnetic junk basket |
| US3814180A (en) * | 1972-08-31 | 1974-06-04 | Cities Service Oil Co | Well fishing apparatus |
| US4081042A (en) * | 1976-07-08 | 1978-03-28 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Stabilizer and rotary expansible drill bit apparatus |
| US4036312A (en) * | 1976-09-13 | 1977-07-19 | Hycalog Inc. | Well jar |
| US4333542A (en) * | 1980-01-31 | 1982-06-08 | Taylor William T | Downhole fishing jar mechanism |
| US4427079A (en) * | 1981-11-18 | 1984-01-24 | Walter Bruno H | Intermittently rotatable down hole drilling tool |
| US4709462A (en) * | 1986-08-04 | 1987-12-01 | Oil Patch Group, Inc. | Method for assembling a well drilling tool |
| US4776394A (en) * | 1987-02-13 | 1988-10-11 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Hydraulic stabilizer for bore hole tool |
| US5944100A (en) * | 1997-07-25 | 1999-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Junk bailer apparatus for use in retrieving debris from a well bore of an oil and gas well |
| US6341653B1 (en) * | 1999-12-10 | 2002-01-29 | Polar Completions Engineering, Inc. | Junk basket and method of use |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2176504A1 (en) | 2010-04-21 |
| AU2008275243A1 (en) | 2009-01-15 |
| CY1122234T1 (el) | 2020-11-25 |
| BRPI0814405B1 (pt) | 2018-06-05 |
| NO20100186L (no) | 2010-02-05 |
| CO6300802A2 (es) | 2011-07-21 |
| AU2008275243B2 (en) | 2015-03-19 |
| BRPI0814405A8 (pt) | 2017-05-16 |
| US20130153245A1 (en) | 2013-06-20 |
| US8714260B2 (en) | 2014-05-06 |
| BRPI0814405A2 (pt) | 2015-01-27 |
| CA2692607C (en) | 2015-06-16 |
| EA201000153A1 (ru) | 2010-08-30 |
| WO2009009456A1 (en) | 2009-01-15 |
| MY159006A (en) | 2016-11-30 |
| US20100181064A1 (en) | 2010-07-22 |
| EP2176504A4 (en) | 2014-04-30 |
| NO347018B1 (no) | 2023-04-11 |
| DK2176504T3 (da) | 2019-09-23 |
| NO20190545A1 (no) | 2010-02-05 |
| CA2692607A1 (en) | 2009-01-15 |
| NO344215B1 (no) | 2019-10-14 |
| EP2176504B1 (en) | 2019-07-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016965B1 (ru) | Универсальное устройство для обслуживания скважин | |
| US9140100B2 (en) | Movable well bore cleaning device | |
| US6883605B2 (en) | Wellbore cleanout tool and method | |
| US7096950B2 (en) | Combined milling and scraping tool | |
| US6655462B1 (en) | Magnetic well cleaning apparatus | |
| US10286339B2 (en) | Filter screen brush assembly | |
| US20010040035A1 (en) | Downhole apparatus | |
| US20060207796A1 (en) | Multi-function downhole tool | |
| US7882903B2 (en) | Cuttings bed removal tool | |
| US7210529B2 (en) | Casing brush tool | |
| US8746340B2 (en) | Fish-thru screen apparatus and method | |
| US7040395B2 (en) | Apparatus and method for debris in a well bore | |
| US6758275B2 (en) | Method of cleaning and refinishing tubulars | |
| CN206329317U (zh) | 一种随钻式套管刮壁器 | |
| US5224548A (en) | Apparatus and method for retrieving lost materials in slanted boreholes | |
| GB2327963A (en) | Downhole scraper and packer apparatus | |
| RU2209912C1 (ru) | Колонковый электромеханический буровой снаряд | |
| CA2589580A1 (en) | Cuttings bed removal tool | |
| RU2176017C2 (ru) | Способ очистки ствола скважины | |
| RU2215863C1 (ru) | Вращатель потока для обсадной колонны | |
| SU1002560A1 (ru) | Устройство дл бурени скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ |
|
| 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): KZ |
|
| 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): TM RU |