ES2339844T3 - Equipo flotante polivalente y metodo asociado. - Google Patents
Equipo flotante polivalente y metodo asociado. Download PDFInfo
- Publication number
- ES2339844T3 ES2339844T3 ES01916542T ES01916542T ES2339844T3 ES 2339844 T3 ES2339844 T3 ES 2339844T3 ES 01916542 T ES01916542 T ES 01916542T ES 01916542 T ES01916542 T ES 01916542T ES 2339844 T3 ES2339844 T3 ES 2339844T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- clapper
- hole
- flow
- valve body
- tubular
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Lifetime
Links
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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- 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
- E21B17/14—Casing shoes for the protection of the bottom of the casing
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Revetment (AREA)
- Level Indicators Using A Float (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
- Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
- Nitrogen And Oxygen Or Sulfur-Condensed Heterocyclic Ring Systems (AREA)
- Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)
- Coating Apparatus (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Containers And Packaging Bodies Having A Special Means To Remove Contents (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Conjunto de equipos flotantes (20, 40, 40A) para bajar una sarta tubular (11) desde una posición de superficie al agujero de un pozo (10), comprendiendo dicho conjunto un elemento tubular exterior (25) fijado a dicha sarta tubular (11), un primer cuerpo de válvula de clapeta (31A) montado dentro de dicho elemento tubular exterior (25), definiendo dicho primer cuerpo de válvula de clapeta (31A) un primer agujero (29) a través del mismo, un segundo cuerpo de válvula de clapeta (31A) montado dentro de dicho elemento tubular (21), definiendo dicho segundo cuerpo de válvula de clapeta (31A) un segundo agujero (29) a través del mismo, un primer elemento de cierre de clapeta (31) montado de manera que pueda pivotar a dicho primer cuerpo de válvula de clapeta (31A) para el movimiento pivotante entre una posición abierta y una posición cerrada, siendo dicho primer elemento de cierre de clapeta (31) operable selectivamente entre un modo de autollenado y un modo de presión de retorno, estando dicho primer elemento de cierre de clapeta (31) en dicho modo de autollenado fijado en dicha posición abierta para permitir el flujo de fluidos a través de dicho primer agujero (29) en una dirección hacia dicha posición de superficie y también para permitir el flujo de fluidos en una dirección alejada de dicha posición de superficie, pudiendo dicho primer elemento de cierre de clapeta (31) en dicho modo de presión de retorno moverse de manera pivotante entre dicha posición abierta y dicha posición cerrada en respuesta a la dirección de flujo de los fluidos y estando montado para de ese modo evitar el flujo de fluidos a través de dicho primer agujero (29) en dicha dirección hacia dicha posición de superficie y para permitir el flujo de fluidos en dicha dirección alejada de dicha posición de superficie; caracterizado por que un segundo elemento de cierre de clapeta (31) se monta de manera que pueda pivotar a dicho segundo cuerpo de válvula de clapeta (31A) para el movimiento pivotante entre una posición abierta y una posición cerrada, siendo dicho segundo elemento de cierre de clapeta (31) operable selectivamente entre dicho modo de autollenado y dicho modo de presión de retorno, estando dicho segundo elemento de cierre de clapeta (31) en dicho modo de autollenado fijado en dicha posición abierta para permitir el flujo de fluidos a través de dicho segundo agujero (29) en dicha dirección hacia dicha posición de superficie y también para permitir el flujo de fluidos en dicha dirección alejada de dicha posición de superficie, pudiendo dicho segundo elemento de cierre de clapeta (31) en dicho modo de presión de retorno moverse de manera pivotante entre dicha posición abierta y dicha posición cerrada en respuesta a la dirección de flujo de los fluidos y estando montado para de ese modo evitar el flujo de fluidos a través de dicho segundo agujero (29) en dicha dirección hacia dicha posición de superficie y para permitir el flujo de fluidos en dicha dirección alejada de dicha posición de superficie; un elemento tubular interior (27) con una trayectoria de flujo tubular interior (29) a través del mismo, pudiendo dicho elemento tubular interior (27) fijarse inicialmente en una primera posición axial con respecto a dicho elemento tubular exterior (25), estando dicho elemento tubular interior (27) en dicha primera posición axial montado para extenderse simultáneamente a través de ambos dicho primer agujero (29) y dicho segundo agujero (29) para de ese modo fijar dicho primer elemento de cierre de clapeta (31) en dicha posición abierta para la operación en dicho modo de autollenado y para fijar dicho segundo elemento de cierre de clapeta (31) en dicha posición abierta para la operación en dicho modo de autollenado, pudiendo dicho elemento tubular interior (27) moverse axialmente desde dicha primera posición axial alejada de dicho primer cuerpo de válvula de clapeta (31A) y dicho segundo cuerpo de válvula de clapeta (31A), en una dirección alejada de dicha posición de superficie, para de ese modo liberar dicho primer elemento de cierre de clapeta (31) para la operación en dicho modo de presión de retorno y también para liberar dicho segundo elemento de clapeta (31) para la operación en dicho modo de presión de retorno, y en el que el elemento tubular exterior se proporciona con unas aberturas (33, 30) anguladas hacia arriba y hacia abajo con respecto a un eje tubular de dicho elemento tubular exterior (25), siendo la disposición tal que en dicha primera posición axial de dicho elemento tubular interior (27), las aberturas anguladas hacia arriba son cubiertas por el elemento tubular interior y las aberturas anguladas hacia abajo están abiertas y en la segunda posición axial de dicho elemento tubular interior, las aberturas anguladas hacia abajo son cubiertas por el elemento tubular interior y las aberturas anguladas hacia arriba están abiertas.
Description
Equipo flotante polivalente y método
asociado.
Esta invención se refiere en general a unos
dispositivos y métodos para su uso en la finalización de pozos y,
más concretamente, puede operarse para fines múltiples durante la
inserción y cementación de sartas tubulares como el entubado y los
liners en el agujero del pozo.
Durante el proceso de perforación de un pozo,
resulta deseable estabilizar la perforación frente al colapso de
sus paredes. Esto puede llevarse a cabo desplazando sartas tubulares
como el entubado o liners dentro del agujero del pozo y puede
implicar también cementar la sarta tubular en su sitio. A
continuación puede perforarse más el pozo, y/o pueden instalarse
sarta(s) tubular(es) subsiguientes, y/o puede llevarse
a cabo el proceso de finalización para comenzar la producción del
hidrocarburo.
Por ejemplo, en las perforaciones verticales u
horizontales, o secciones de un pozo con perforaciones verticales y
horizontales, pueden bajarse al agujero una o más sartas de entubado
y anclarse allí dentro bombeando una columna de cemento dentro del
espacio anular entre la sarta de entubado y la pared de la
perforación. Al bajar el entubado/liner al agujero del pozo, se ha
vuelto una práctica convencional rellenar la sarta de
entubado/liner/ con fluido de perforación. Sin embargo debido al
peso de la sarta tubular, se crea una sobrepresión durante el
proceso de bajada del entubado al agujero del pozo relleno de
fluido. La sobrepresión puede dañar la formación ya que el fluido
se encuentra altamente comprimido y forzado dentro de la formación.
La sobrepresión puede ser especialmente grande al desplazar
entubados o liners de poca tolerancia. Aunque se han utilizado
dispositivos para permitir una corriente de fluido dentro del
entubado conforme se baja para reducir de ese modo la sobrepresión,
todavía pueden darse problemas debido a los diámetros internos del
entubado limitados que limitan el volumen de la corriente del
fluido y/o a las restricciones en el diámetro interno del entubado
debido, por ejemplo, al diámetro interno de las válvulas de flotador
en los equipos flotantes. Además, los cortes en el agujero del pozo
pueden recoger y conectar, por ejemplo restricciones adyacentes en
la sarta de entubado, para crear problemas adicionales. Además,
pueden dañarse elementos internos como los equipos de suspensión
para liners activados hidráulicamente, válvulas de flotador,
elementos de sellado como los asientos para las válvulas de
flotador, u otros elementos, debido a los fluidos abrasivos o a los
cortes en el agujero del pozo que fluyen dentro de la sarta de
entubado.
Una vez que se ha colocado la sarta de entubado
a la profundidad deseada y se encuentra apoyada en la superficie o
ha sido colocada en un colgador de una sarta de entubado de mayor
diámetro colocada anteriormente, puede lanzarse un tapón limpiador
dentro de la sarta de entubado/liners. Puede bombearse cemento
dentro de la sarta por encima del tapón limpiador. El tapón
limpiador forma una barrera que separa el cemento de encima del
tapón limpiador del lodo que pueda haber encima del tapón limpiador.
Se utilizan bombas en superficie para bombear el lodo, y a
continuación el cemento fuera del extremo inferior de la sarta y/o
pasando una zapata flotadora, o herramienta del pozo con una
válvula de contrapresión, en su extremo inferior y dentro del
espacio anular del entubado/agujero del pozo. Hay que mencionar que
si la válvula de contrapresión o la zapata flotadora se sitúan en
el extremo inferior de la sarta de entubado, el dispositivo se
denomina a veces zapata flotadora. Si este dispositivo se utiliza
interiormente a la longitud de una sarta de entubado completa, el
dispositivo se denomina algunas veces collar de flotación. De esta
manera, una diferencia de nomenclatura en estos tipos de
dispositivos depende de si el dispositivo está roscado al entubado
en un extremo (zapata), o en ambos extremos (collar). Tal y como se
utiliza en la presente memoria, equipo flotante se refiere al equipo
colocado por lo general cerca de o adyacente al fondo de la sarta
tubular como un entubado o liner que contiene válvulas que pueden
utilizarse para controlar la presión de retorno que puede permitir
que el cemento fluya de vuelta al entubado/liner después de la
cementación.
Cuando el tapón limpiador aterriza sobre la
zapata flotadora/el collar de flotación, puede utilizarse una mayor
presión de bombeo para reventar o romper un diafragma rompible a
través del interior del tapón limpiador para permitir que el
cemento que estaba encima del tapón limpiador sea bombeado al
espacio anular. La válvula de contrapresión en la zapata
flotadora/el collar de flotación evita simplemente que el cemento
situado en el espacio anular vuelva a introducirse en el entubado
en cualquier orificio para el cemento por debajo de la válvula
después de detener el bombeo. Después de haber bombeado la cantidad
deseada de cemento dentro del espacio anular y de haberlo dejado
endurecer, puede bajarse una herramienta de perforación a la sarta
de entubado y utilizarse para perforar el tapón (o los tapones) y
la zapata flotadora/el collar de flotación que contiene la válvula
de contrapresión. Esto abre el extremo inferior de la sarta de
entubado, si se desea, para una perforación adicional.
Algunas zapatas flotadoras tienen inyectores de
lodo, o aberturas dirigidas, que están dirigidas hacia abajo para
asistir a bajar el entubado a su sitio al proporcionar unos
inyectores de lodo dirigidos hacia abajo durante el desplazamiento
del entubado para ayudar a sacar o lavar los cortes de roca
presentes en la sección sin entubar la perforación que pudieran
impedir la bajada del entubado. Los inyectores que miran hacia
abajo ayudan a mover cualquier corte de roca restante en el agujero
del pozo para que salgan fuera del pozo a través del espacio anular
entre el entubado y la pared de la perforación durante la operación
de desplazamiento. Algunas de tales herramientas utilizadas como
las zapatas flotadoras han solido tener unos orificios o inyectores
de fluidos que miran hacia arriba para ayudar en la distribución del
cemento dentro del espacio anular de la perforación/del entubado
una vez que la herramienta está en su sitio. Aunque cualquiera de
los inyectores resultan útiles, ningún zapata flotadora conocida
tiene ambos tipos de orificios o inyectores de fluido porque la
operación de uno interfiere por naturaleza con la operación del
otro. De esta manera, ha resultado deseable tener uno u otro tipo
de orificio pero no ambos.
En un tipo de zapata flotadora, pueden colocarse
en su sitio una o más válvulas de contrapresión (o válvulas
unidireccionales) cementando las válvulas dentro de un trozo corto
de tubería roscado al extremo (cuando se utiliza como zapata) o a
una sección entre las longitudes del entubado (cuando se utiliza
como collar) de la sarta de entubado.
Estas válvulas anti-retorno
evitan que el cemento o el lodo vuelvan a entrar interiormente al
entubado durante la operación de desplazamiento y cementación.
De esta manera, se ha descubierto que los
inyectores u orificios que miran hacia abajo resultan útiles
durante el desplazamiento del entubado mientras que los inyectores
que miran hacia arriba mejoran la distribución circunferencial
igual del cemento cuando tiene lugar la cementación. Los inyectores
que miran hacia arriba crean turbulencias en el espacio anular del
entubado/de la perforación y esto tiende a mejorar la distribución
circunferencial deseada del cemento alrededor del espacio anular. Si
embargo, el uso de inyectores que miran tanto hacia arriba como
hacia abajo diluye la función de cada tipo de inyector.
US 5.819.853 describe una válvula operada por
disco de ruptura para su uso en la prueba de producción con tubería
de perforación (DST). La válvula tiene unas válvulas de clapeta
superior e inferior que se accionan mediante la operación de un
mandril que se mueve hacia arriba hacia la superficie para mover las
válvulas de clapeta de la posición abierta a la posición
cerrada.
US 2.220.963 describe un conjunto de válvula de
clapeta dual que permite llevar a cabo operaciones de diagrafía
después de haber depositado un relleno de grava sin perder una gran
cantidad de fluido de finalización dentro de la formación. Un
manguito de apoyo mantiene una placa de cierre de la válvula
superior abierta y la retirada del manguito hacia la superficie
permite el cierre de la válvula superior.
US 2.325.822 describe un dispositivo para
cementar objetos en agujeros de pozos en los que se accionan dos
válvulas de clapeta orientadas de manera opuesta mediante la
operación de un tubo que se mueve hacia arriba hacia la superficie,
de manera que conforme el tubo se retira las válvulas de clapeta se
mueven de la posición abierta a la cerrada.
US 3.148.731, que se considera la técnica
anterior más cercana, describe una herramienta de cementación con
una única válvula de clapeta que es accionada por la operación de un
tubo que se mueve hacia abajo dentro de la herramienta para liberar
la válvula.
Los inventores han considerado que resultaría
deseable optimizar tanto el desplazamiento como la operación de
cementación con una zapata flotadora o con un collar de flotación
que tenga unos inyectores dirigidos hacia abajo durante el
desplazamiento, pero que a continuación tenga unos inyectores
dirigidos en una dirección hacia arriba durante la operación de
cementación. Si se consiguiese esta optimización, como se analiza
posteriormente en la presente memoria, las operaciones de
desplazamiento y cementación resultarían más seguras, más fiables,
más económicas, más rápidas, y más eficientes. Además, resultaría
deseable limitar de algún modo los daños a los componentes internos
como las válvulas flotadoras y los elementos de asiento que pueden
resultar dañados por el flujo de los fluidos abrasivos que
contienen cortes. Los expertos en la materia entenderán la presente
invención que proporciona unas soluciones a los problemas analizados
anteriormente en la presente memoria.
De esta manera, la presente invención comprende
un equipo de finalización de pozos para su uso en la bajada de una
sarta tubular al agujero de un pozo.
De acuerdo con un aspecto de la presente
invención se proporciona un conjunto de equipos flotantes para
bajar una sarta tubular desde una posición de superficie hasta el
agujero de un pozo, comprendiendo dicho conjunto un elemento
tubular exterior fijado a dicha sarta tubular, un primer cuerpo de
válvula de clapeta montado dentro de dicho elemento tubular
exterior, definiendo dicho primer cuerpo de válvula de clapeta un
primer agujero a través del mismo, un segundo cuerpo de válvula de
clapeta montado dentro de dicho elemento tubular, definiendo dicho
segundo cuerpo de válvula de clapeta un segundo agujero a través del
mismo, caracterizado porque
un primer elemento de cierre de clapeta va
montado de manera que puede pivotar a dicho primer cuerpo de válvula
de clapeta para el movimiento pivotante entre una posición abierta
y una posición cerrada, siendo dicho primer elemento de cierre de
clapeta operable selectivamente entre un modo de autollenado y un
modo de presión de retorno, estando dicho primer elemento de cierre
de clapeta en dicho modo de autollenado fijado en dicha posición
abierta para permitir el flujo de fluidos a través de dicho primer
agujero en una dirección hacia dicha posición de superficie y
también para permitir el flujo de fluidos en una dirección alejada
de dicha posición de superficie, pudiendo dicho primer elemento de
cierre de clapeta en dicho modo de presión de retorno moverse de
manera pivotante entre dicha posición abierta y dicha posición
cerrada en respuesta a la dirección del flujo de los fluidos y
estando montado para de ese modo evitar el flujo de fluidos a través
de dicho primer agujero en dicha dirección hacia dicha posición de
superficie y para permitir el flujo de fluidos en dicha dirección
alejada de dicha posición de superficie;
un segundo elemento de cierre de clapeta montado
de manera que pueda pivotar a dicho segundo cuerpo de válvula de
clapeta para el movimiento pivotante entre una posición abierta y
una posición cerrada, siendo dicho segundo elemento de cierre de
clapeta operable selectivamente entre dicho modo de autollenado y
dicho modo de presión de retorno, estando dicho segundo elemento de
cierre de clapeta en dicho modo de autollenado fijado en dicha
posición abierta para permitir el flujo de fluidos a través de dicho
segundo agujero en dicha dirección hacia dicha posición de
superficie y también para permitir el flujo de fluidos en dicha
dirección alejada de dicha posición de superficie, pudiendo dicho
segundo elemento de cierre de clapeta en dicho modo de presión de
retorno moverse de manera pivotante entre dicha posición abierta y
dicha posición cerrada en respuesta a la dirección de flujo de los
fluidos y estando montado para de ese modo evitar el flujo de
fluidos a través de dicho segundo agujero en dicha dirección hacia
dicha
posición de superficie y para permitir el flujo de fluidos en dicha dirección alejada de dicha posición de superficie; y
posición de superficie y para permitir el flujo de fluidos en dicha dirección alejada de dicha posición de superficie; y
un elemento tubular interior con una trayectoria
de flujo tubular interior a través del mismo, pudiendo fijarse
inicialmente dicho elemento tubular interior en una primera posición
axial con respecto a dicho elemento tubular exterior, estando dicho
elemento tubular interior en dicha primera posición axial montado
para extenderse simultáneamente a través de ambos dichos primer
agujero y segundo agujero para de ese modo fijar dicho primer
elemento de cierre de clapeta en dicha posición abierta para la
operación en dicho modo de autollenado y par fijar dicho segundo
elemento de cierre de clapeta en dicha posición abierta para la
operación en dicho modo de autollenado, pudiendo dicho elemento
tubular interior moverse axialmente desde dicha primera posición
axial alejada de dicho primer cuerpo de válvula de clapeta y dicho
segundo cuerpo de válvula de clapeta, en una dirección alejada de
dicha posición de superficie, para de ese modo liberar dicho primer
elemento de cierre de clapeta para la operación en dicho modo de
presión de retorno y también para liberar dicho segundo elemento de
clapeta para la operación en dicho modo de presión de retorno, y
donde el elemento tubular exterior se proporciona con unas
aberturas anguladas hacia arriba y hacia abajo con respecto a un eje
tubular de dicho elemento tubular exterior, siendo la disposición
tal que en dicha primera posición axial de dicho elemento tubular
interior, las aberturas anguladas hacia arriba sean cubiertas por el
elemento tubular interior y las aberturas anguladas hacia abajo
estén abiertas y en la segunda posición axial de dicho elemento
tubular interior, las aberturas anguladas hacia abajo sean
cubiertas por el elemento tubular interior y las aberturas anguladas
hacia arriban estén abiertas.
El conjunto puede comprender adicionalmente un
receptáculo para elementos rompedores montado a dicho elemento
tubular interior, siendo dicho receptáculo para elementos rompedores
operable para retener un elemento rompedor, estando dicho
receptáculo para elementos rompedores situado para limitar el flujo
de fluidos a través de dicha trayectoria del flujo tubular interior
cuando dicho elemento rompedor es retenido en dicho receptáculo
para elementos rompedores.
El conjunto puede comprender adicionalmente por
lo menos un elemento de montaje para fijar dicho elemento tubular
interior en dicha primera posición axial, siendo dicho por lo menos
un elemento de montaje sensible a una primera presión de fluidos
para liberar dicho elemento tubular interior cuando dicho elemento
rompedor es retenido en dicho receptáculo para elementos
rompedores.
Dicho por lo menos un elemento de liberación
puede ser rompible en respuesta a dicha primera presión de fluidos
seleccionada.
El conjunto puede comprender adicionalmente una
herramienta operada mediante presión de fluidos que puede montarse
en dicha sarta tubular para la operación a una segunda presión de
fluidos seleccionada, siendo dicha segunda presión de fluidos
seleccionada diferente de dicha primera presión de fluidos
seleccionada. La segunda presión de fluidos seleccionada puede ser
menor que dicha primera presión de fluidos seleccionada.
El conjunto puede comprender adicionalmente una
zapata-guía fijada a un extremo más bajo de dicho
conjunto de equipos flotantes, comprendiendo dicha
zapata-guía unas paredes tubulares sin aberturas en
dichas paredes tubulares, teniendo dicha
zapata-guía una abertura en un extremo del fondo de
dicha zapata-guía.
Cada uno de dicho primer cuerpo de válvula de
clapeta, dicho primer elemento de cierre de clapeta, dicho segundo
cuerpo de válvula de clapeta, segundo elemento de cierre de clapeta
puede estar compuesto por un material perforable.
La invención puede entenderse mejor haciendo
referencia a la descripción detallada de la misma que sigue y
haciendo referencia a los dibujos adjuntos. Los dibujos pretender
ser ilustrativos de realizaciones preferentes de la invención pero
no pretenden ser limitativos de la invención ya que la invención
puede admitir varias formas de realización.
La Fig. 1 es una representación esquemática de
una sarta de entubado/liner del fondo de un pozo en el que puede
utilizarse la presente invención;
La Fig. 2 es una vista en alzado, en sección, de
una realización de la invención (forma de zapata) situada en una
sección corta de una tubería roscada en su extremo superior para
encajar la sarta de entubado/liner;
La Fig. 3 es una vista en alzado, en sección, de
una realización de la presente invención con un tubo interno en su
posición hacia arriba;
La Fig. 4 es una vista en alzado, en sección,
del dispositivo de la Fig. 3 con el tubo interno en su posición
hacia abajo y con las válvulas antirretorno activadas;
La Fig. 5 es una vista en alzado, en sección,
del dispositivo de las Figs. 3 y 4 con las válvulas antirretorno
cerradas;
La Fig. 6 es una vista en alzado, en sección, de
todavía otra realización de la presente invención en posición de
desplazamiento;
La Fig. 7 es una vista en alzado, en sección, de
la realización de la Fig. 6 en la posición convertida;
La Fig. 8 es una vista en alzado, en sección, de
todavía otra realización de la presente invención (forma de collar)
que describe un collar de flotación de doble válvula en la posición
de desplazamiento de acuerdo con la presente invención;
La Fig. 9 es una vista en alzado, en sección, de
la realización de la Fig. 8 después de la activación de un tubo
interno o pistón por una bola rompedora; y
La Fig. 10 es una vista en alzado, en sección,
de una zapata-guía que puede utilizarse con un
collar de flotación como la realización de la Fig. 8 y la Fig.
9.
En relación a continuación a los dibujos y, más
concretamente a la Fig. 1, se describe una sarta de entubado 11
dentro de una perforación 10 de acuerdo con la presente invención.
La perforación o agujero de pozo 10 puede ser prácticamente
vertical y/o tener componentes horizontales. Por ejemplo, el agujero
del pozo 10 puede tener unas secciones relativamente verticales
como la sección 10A y/o puede tener unas secciones relativamente
horizontales como la sección 10B. Como la sarta tubular, como una
sarta de entubado/liner 11, es bajada dentro del agujero del pozo
10, puede resultar deseable centralizar la sarta tubular 11 dentro
de la perforación 10 mediante el uso de unos centralizadores como
los centralizadores 15. Se define un espacio anular 12 entre la
sarta tubular 11 y la perforación 10. La presente invención puede
utilizarse con sartas tubulares que incluyan tanto sartas de
entubado como liners.
La presente invención proporciona al
entubado/liner 11 la capacidad de autollenado conforme se desplaza
por el agujero del pozo 10. Esta acción de autollenado puede reducir
significativamente la sobrepresión en la formación, y también
reducir el tiempo de operación para el entubado/liner. El uso de la
presente invención puede por tanto resultar en unos ahorros
considerables en el tiempo de perforación y una reducción en la
cantidad del costoso fluido de perforación que puede perderse
durante el avance del entubado/liner. La presente invención
proporciona muchas características ventajosas, analizadas en mayor
detalle más adelante en la presente memoria, como la capacidad de
circular a través de inyectores descendentes y/o el centro de la
zapata mientras se desplaza la sarta tubular dentro del agujero. La
presente invención proporciona unos medios para lavar el agujero del
pozo según se requiera para facilitar la bajada del entubado/liner.
La presente invención puede convertirse de un modo de operación de
autollenado a un modo de operación de presión de retorno como se
explica a continuación. Una vez convertido del modo de autollenado
al modo de presión de retorno, la presente invención proporciona la
capacidad de bombear el cemento a través de inyectores ascendentes
para la colocación óptima del cemento. En una realización
preferente actualmente, un conjunto de válvulas dobles evita los
efectos de tubo en U del cemento tras la finalización de la
operación de cementación. El uso de un conjunto de válvulas dobles
en vez de un conjunto de válvulas simples proporciona una
redundancia que mejora la fiabilidad. En una realización
preferente, un asiento de bola para la conversión de la zapata
flotadora cumple una función polivalente. La presión de conversión
puede ajustarse para permitir la instalación de unos colgadores del
liner de tipo hidráulico, antes de convertir la zapata a presiones
mayores. Esta característica permite utilizar una única bola en vez
de bolas múltiples. La conversión de una sola bola en las
aplicaciones del liner también permite un mayor flujo para el
autollenado del entubado/liner. Esta característica permite así una
reducción de la surgencia máxima y minimiza los problemas como las
conexiones provocadas por los sólidos o cortes del agujero del pozo.
En algunos casos pueden darse restricciones de diversos tipos en la
sarta de entubado/liner 11 como, sólo por ejemplo, la restricción
creada por la herramienta 16. Tales restricciones pueden evitar
utilizar bolas rompedoras de un diámetro mayor en la técnica
anterior. Sin embargo, de acuerdo con una realización de la
presente invención puede utilizarse una bola rompedora con un
diámetro mayor que la restricción para operar los equipos
flotantes. La presente invención puede utilizarse bien como un
zapata flotadora o como un collar de flotación junto con una
zapata-guía, como se analiza posteriormente.
De acuerdo con la presente invención como se
analiza más adelante, pueden proporcionarse unos inyectores
dirigidos hacia arriba operables selectivamente para su uso con la
sarta de entubado 11. Además, pueden proporcionarse unos inyectores
dirigidos hacia abajo adicionales para su uso con la sarta de
entubado 11 de acuerdo con la presente invención. Aunque la
zapata-guía 13 se muestra principalmente con fines
explicativos y puede configurarse preferentemente como se analiza
posteriormente, la zapata-guía 13 puede, si se
desea, incluir una válvula como una válvula de bola 17 que puede
utilizarse con los inyectores dirigidos hacia abajo 19. Además, la
presente invención presenta unos medios para proteger los
componentes, como las zonas de sellado, del daño causado por el
flujo de cortes o fluidos abrasivos a través del mismo sin impedir
la operación de esos componentes cuando pueda iniciarse
selectivamente la operación.
En relación a continuación a la Fig. 2, se
muestra un zapata flotadora 20 de acuerdo con una realización de la
presente invención. De acuerdo con la presente invención, la zapata
flotadora 20 puede incluir una herramienta de conversión 14 que va
montada, atada, o fijada dentro de una tubería 21 por algún medio,
según se desee. La tubería 21 puede estar roscada en el extremo
superior 14A para de ese modo unirse de manera que se pueda roscar
a las roscas de la sarta de entubado/liner 11 adyacentes al fondo de
la sarta de entubado/liner.
En algún momento durante la operación de
finalización del pozo, puede resultar deseable perforar la
herramienta 14 para retirarla. Por tanto, la herramienta de
conversión 14 debería preferentemente estar compuesta de materiales
perforables. También, el montaje de la herramienta de conversión 14
dentro de la tubería 21, que puede efectuarse de maneras
diferentes, debería ser preferentemente perforable como con una
cabeza perforadora que pueda también utilizarse para continuar
perforando dentro de la formación del agujero del pozo. Por lo
general, la cabeza perforadora será tan grande como práctica para
encajar a través del entubado 21 y puede tener un diámetro externo
dentro de un cuarto de pulgada del diámetro interior del entubado
21. En este ejemplo, la herramienta 14 puede cementarse, moldearse,
o si no montarse dentro de una pieza corta de la tubería 21. Pueden
utilizarse materiales tales como cemento, hormigón, plásticos,
aluminio, y similares que son fácilmente perforables para montar la
herramienta 14 dentro de la tubería 21. En la Fig. 2, se muestran
los detalles de una posible instalación de la herramienta 14 dentro
de una sección corta de la tubería 21. La sección corta de la
tubería 21 puede proporcionarse con unos dientes, elementos de
agarre, salientes, roscas, zona rugosa, o ranuras 26 interiores
para mejorar la unión del material 21A a la tubería 21. El material
21A puede incluir cualquier material útil para proporcionar una
unión fuerte pero perforable entre la herramienta 14 y la tubería
21 como, pero sin limitarse a, cemento, plásticos, colas, materiales
composites, elementos elastoméricos, fibras, o combinaciones de los
anteriores, u otros materiales adecuados. De esta manera, el
elemento de cuerpo cilíndrico 25 de la herramienta 14 se mantiene
en su sitio mediante el material 21A y/u otros medios de unión como
abrazaderas, elementos de agarre, cierres, ranuras, inserciones, o
similares, diseñados para permitir una perforación óptima a través
de la tubería 21 mediante una cabeza perforadora de tamaño adecuado.
De esta manera, la tubería 21, con la herramienta 14 montada en la
misma, puede unirse a la sarta de entubado/liner, desplazarse por
el agujero del pozo, y cementar en su sito toda la sarta
tubular.
En una realización preferente en la actualidad,
se sitúa un elemento tubular interior móvil 27 dentro del elemento
de cuerpo 25. El elemento de cuerpo 25 puede ser preferentemente
básicamente tubular y puede ser cilíndrico o por lo menos
parcialmente cilíndrico. El pistón o elemento tubular 27 puede
fijarse en su sitio mediante unos medios adecuados hasta el
movimiento del elemento tubular 27 para convertir la operación de
la herramienta de conversión como es deseado como se explica a
continuación en la presente memoria. Por ejemplo, el elemento
tubular 27 puede mantenerse en su sito o montarse con respecto al
elemento exterior 25 mediante uno o más pasadores de seguridad 28,
o mediante otros medios como pernos de seguridad, prisioneros, u
otros elementos rompibles. Los elementos rompibles, como los
pasadores de seguridad 28, pueden diseñarse para cizallarse o
romperse cuando se les aplica una fuerza lateral deseada (como se
describirá). Una vez que los elementos rompibles se han cizallado,
a continuación el elemento tubular interior 27 puede moverse o
deslizarse con un movimiento longitudinal hacia abajo con respecto
al elemento de cuerpo cilíndrico 25. De esta manera, el elemento
tubular interior 27 puede moverse selectivamente con respecto al
elemento exterior 25. Todo el conjunto de zapata flotadora 14 se
construye de un material rompible para hacerlo perforable una vez
completado el trabajo de cementación.
En la Fig. 2 y en la Fig. 3, se muestra una bola
de activación 23 asentada en un receptáculo/asiento 23A. Sin
embargo, la bola 23 también podría mantenerse en la superficie hasta
que se desee activar el dispositivo de la Fig. 2 para la conversión
de la herramienta 14 como se analiza posteriormente. En un aspecto
de la invención, si la bola de activación 23 se monta adyacente a
la herramienta 14 como en un asiento 23A, entonces la bola de
activación 23 puede tener un diámetro mayor que la restricción 16 o
cualquier otra restricción que pueda situarse en la sarta de
entubado/liner 11, como se desee. Un diámetro mayor de bola puede
resultar ventajoso por razones relacionadas con válvulas y
trayectorias de flujo más grandes como se analiza más adelante. Por
lo tanto, la presente invención proporciona la opción de colocar la
bola en el fondo del pozo, si se desea. Se entenderá que en lugar
de una bola de activación, puede utilizarse cualquier elemento de
activación como tapones, dardos, varillas, ejes, o cualquier otro
diseño para utilizar presión de fluidos. El receptáculo/asiento
23A, si se utiliza, puede diseñarse como una jaula para contener la
bola de operación 23 en esta posición general hasta que se aplique
la presión de fluidos suficiente al asiento 23A para romper el
asiento y permitir que la bola 23 caiga con fines de conversión. El
receptáculo/asiento 23A, si se utiliza, también es un material
perforable, como la herramienta 14, y puede construirse de aluminio
u otros materiales adecuados. La bola de operación 23 u otros
elementos rompedores también son perforables.
El agujero 29 del elemento interior 27 puede
abrirse completamente durante el desplazamiento para el
autollenado, es decir, para permitir que el fluido llene el
entubado/liner 11 conforme el entubado/liner se desplaza por el
agujero del pozo 10 para de ese modo reducir la sobrepresión y
también reducir el tiempo de operación para el entubado/liner 11.
El elemento exterior 25 puede proporcionarse con una pluralidad de
aberturas de inyección que miran hacia abajo 30 en su extremo
inferior que están abiertas durante el desplazamiento en operación.
Aunque las aberturas 30 son preferentemente inyectores descendentes
que dirigen el fluido por lo menos parcialmente hacia abajo, las
aberturas 30 también podrían dirigirse hacia arriba, lateralmente,
tangencialmente, o en cualquier otra dirección deseada. Las
aberturas 30 podrían dirigir el fluido hacia fuera y hacia abajo.
La abertura inferior 148 de la herramienta 14 también puede o no
estar abierta durante el desplazamiento para permitir que el fluido
entre/salga a través de ella. De esta manera, puede proporcionarse
una entrada/salida de fluidos, si se desea, tanto a través de los
inyectores descendentes 30 como de la abertura inferior 14B. El
fluido bombeado bajo presión desde la superficie sale por todas las
aberturas deseadas. En caso necesario, puede mantenerse la
circulación para limpiar o hacer circular los cortes de roca que
quedan en el agujero hacia arriba a través del espacio anular 12
mientras se desplaza el entubado/liner dentro del agujero del pozo
10, ayudado por la operación de los inyectores de fluidos que miran
hacia abajo 30.
La herramienta de conversión 14 puede
preferentemente, pero no necesariamente, proporcionarse con por lo
menos una válvula antirretorno 31, y en la realización mostrada, la
herramienta de conversión 14 incluye una pluralidad de válvulas
antirretorno 31. En otra realización preferente, válvulas
anti-retorno adicionales proporcionan redundancia y
de ese modo aumentan la fiabilidad de la operación. En este ejemplo,
las válvulas antirretorno 31 son válvulas de clapeta, que se
mantienen en su posición abierta o inactivada en el espacio anular
interior 32 entre el elemento interior 27 y el elemento exterior 25
mientras que la herramienta 14 está en posición de desplazamiento.
Puesto que las válvulas antirretorno 31 son cubiertas completamente
por el elemento interior 27, las válvulas antirretorno 31 están
completamente protegidas de daños debidos a materiales abrasivos o
cortes que puedan fluir a través de la vía de paso 29. No sólo están
protegidas las válvulas antirretorno 31, sino también los asientos
31A están también protegidos de materiales abrasivos o cortes. De
esta manera, cuando esta realización de la presente invención se
convierte al modo de presión de retorno en el que se activan las
válvulas antirretorno 31, entonces las válvulas de clapeta y sus
respectivos asientos están completamente libres de cualquier
desgaste o contaminación que pudiera causarse por el autollenado.
Esta característica proporciona una fiabilidad adicional de
operación.
El elemento exterior 25 y la sección de tubería
21 también pueden proporcionarse con unas aberturas de inyección
que miran hacia arriba 33 y/o unos inyectores ascendentes
adicionales 33A. En una realización, los inyectores ascendentes 33
y/o 33A son inicialmente bloqueados para evitar el flujo de fluidos
a través de ellos en la posición de desplazamiento como se muestra
en la Fig. 2 y en la Fig. 3. De esta manera, en la posición de
desplazamiento, o posición de autollenado, se evita el flujo de
fluidos a través de las aberturas 33. Además, aunque las aberturas
33 podrían formarse para dirigir el fluido lateralmente, hacia
abajo, tangencialmente, circunferencialmente, o en cualquier otra
dirección, las aberturas 33 son preferentemente inyectores
ascendentes que dirigen el fluido por lo menos parcialmente hacia
arriba. Las aberturas 33 pueden dirigir el fluido hacia arriba y
hacia fuera con un componente vertical y
lateral.
lateral.
En relación a continuación a las Figs. 3, 4 y 5,
se muestra la herramienta de conversión 14, que puede montarse
dentro del elemento tubular 21 mediante un revestimiento de cemento
21A como se ha analizado anteriormente, con unos componentes de la
misma en tres posiciones de operación diferentes. La Fig. 3 muestra
el dispositivo en el modo de autollenado (o modo de desplazamiento)
con un agujero 29 completamente abierto para el flujo de fluidos y
los inyectores de fluidos 30 y la abertura inferior 14B también
completamente abiertos. La Fig. 4 y la Fig. 5 muestran la
herramienta de conversión 14 en la posición convertida. En la Fig. 4
y en la Fig. 5, la bola de activación 23 ha sido retenida en una
parte del receptáculo 35 del elemento interior 27 en su extremo
inferior. El aumento de presión se produce desde que la bola 23
sella el agujero 37 para de ese modo aplicar una fuerza de
cizalladura a los pasadores de seguridad 28. Una vez que los
pasadores de seguridad 28 se rompen, entonces el elemento 27 se
libera para moverse. El elemento 27 con la bola 23 montada sobre el
receptáculo 35 forma de manera eficaz un pistón integral móvil que
se mueve hacia abajo hasta que queda retenido en un hombro 38 del
elemento exterior 25 en su extremo inferior. El extremo del tapón 39
formado por el elemento interior móvil 27 bloquea los inyectores
que miran hacia abajo 30 y la abertura inferior 14B de la
herramienta de conversión 14 evitando de ese modo el flujo de
fluidos a través de los inyectores descendentes 30 y fuera del
fondo de la zapata flotadora 20.
En la Fig. 4 las válvulas 31 todavía están
abiertas. Las válvulas 31 pueden mantenerse abiertas tras el paso
del elemento de conjunto pistón 27 por el flujo de fluidos debido a
la presión de bombeo de arriba. Además, las válvulas 31 pueden
abrirse en cualquier momento bombeando fluido hacia abajo a través
de las mismas como durante las operaciones de cementación. Sin
embargo, las válvulas 31 se sellan si el fluido intenta fluir en
dirección opuesta para de ese modo evitar los efectos de tubo en U
del cemento. De esta manera, el cemento bombeado permanece situado
alrededor del entubado 11. Preferentemente, las válvulas 31 se
desvían a la posición de cierre con unos elementos de desvío como
muelles, elementos elastoméricos, y similares.
El movimiento de conversión del elemento 27
analizado anteriormente también puede utilizarse para descubrir los
inyectores que miran hacia arriba 33 y/o inyectores ascendentes 33A.
Por lo tanto, la herramienta de conversión 14 también puede
permitir dirigir el cemento de una manera deseable para distribuirse
mejor dentro del espacio anular entre el entubado y la pared de la
perforación, como una distribución igual alrededor de todos los
lados exteriores de la sarta de entubado 11 de acuerdo con la
presente invención. Una vez que para el bombeo, entonces las
válvulas antirretorno 31 pueden cerrarse automáticamente.
Preferentemente las válvulas antirretorno 31 son accionadas por
muelle o desviadas a la posición cerrada. De esta manera, una breve
liberación de la presión de bombeo desde la superficie permite que
las válvulas 31 se cierren y se asienten, evitando de esta manera
que el cemento haga el efecto de "tubo en U" o "fluya" de
vuelta al entubado entre los golpes de la bomba. Las válvulas 31,
al ser activadas, actúan de ese modo como válvulas antirretorno con
este fin.
La Fig. 6 y la Fig. 7 muestran otra realización
de la zapata flotadora de autollenado polivalente 40 de la presente
invención. La zapata flotadora 40 se diseñó para maximizar la
reducción de la sobrepresión al desplazar los entubados o liners de
poca tolerancia. En esta realización, se proporciona un diámetro
interior grande con respecto al diámetro del entubado, a través de
la vía de paso 29 junto con unas válvulas de diámetro grande, y
unas dimensiones de bola de diámetro máximo. La bola 23 como se
utiliza en esta memoria puede aludir a cualquier elemento rompedor
como dardos, tapones, varillas, y similares. El diámetro interior
relativamente grande permite una circulación de mayor duración con
fluidos más abrasivos a unas velocidades de bombeo mayores. Además,
los diámetros interiores más grandes son menos propensos a
conectarse debido a la acumulación de cortes. También, el diámetro
más grande permite unas presiones de conversión más precisas que son
ajustables a partir de una presión tan baja como 300 psi hasta tan
alta como 4.000 psi. De esta manera, la presente invención puede
permitir instalar unos equipos de colgador de liner activados
hidráulicamente sin la necesidad de bolas de asentamiento o
collares de aterrizaje adicionales. Una vez que la bola 23 cae, a
continuación el equipo de liner activado hidráulicamente puede
operarse a una presión menor que la presión de conversión. Después
de operar el equipo de liner, a continuación puede efectuarse la
conversión de la herramienta de conversión 14 y sólo se utiliza una
bola rompedora proporcionando de ese modo un mayor flujo de fluidos
durante el desplazamiento debido a unas pocas restricciones. De
hecho, este proceso podría utilizarse para operar cualquier otro
equipo hidráulico en la sarta tubular 11 y múltiples conjuntos de
equipos hidráulicos, que pueden o no operar a diferentes presiones,
si se desea.
En esta forma de realización, la herramienta de
conversión 14 va montada dentro de la tubería 21 de la zapata
flotadora 40 entre el hombro superior 42 y el hombro inferior 44. Si
se desea, el diámetro interior 43 puede ser algo más grande
comparado con el diámetro interior 45 para de ese modo proporcionar
un reborde o elemento de agarre para soportar el hombro 42.
También, la zona del espacio anular 47 puede rellenarse con cemento
u otro material en caso necesario como se ha analizado anteriormente
para soportar la herramienta de conversión 14 y/o proporcionar un
sellado entre los orificios 33 y 30 de manera que los orificios
puedan operarse por separado como se ha analizado anteriormente en
la presente memoria. Si no se utiliza ningún material de relleno
dentro de la zona 47, entonces pueden utilizarse un sellado
apropiado, que puede ser una junta tórica o cualquier otro tipo de
sellado adecuado para el sellado entre los orificios 33 y 30.
Además, el diámetro exterior de la herramienta de conversión 14
puede agrandarse para rellenar la zona 47 si se desea. El hombro
inferior 44 se forma sobre el elemento nariz 46 que puede estar
compuesto por un material perforable como aluminio. La herramienta
de conversión puede insertarse dentro del elemento tubular 21 y el
elemento nariz puede a continuación unirse al mismo. Puesto que la
herramienta de conversión 14 está fijamente soportada por el hombro
superior 42 y el hombro inferior 44, entonces se necesita muy poco o
nada de cemento/cola u otros materiales para fijar la herramienta
de conversión 14 con respecto a la tubería 21 permitiendo de ese
modo utilizar unos diámetros interiores más grandes. Esta forma de
realización también proporciona unas inyectores ascendentes 33 y
unos inyectores descendentes 30, como se ha analizado anteriormente
en la presente memoria. En la Fig. 6, un manguito 27 se encuentra
en posición de desplazamiento para el autollenado. En la Fig. 7,
una bola rompedora 23, que puede ser por ejemplo una bola rompedora
de dos pulgadas de diámetro, se ha acoplado al asiento 35 y ha
sellado este último de manera que fuerza al manguito 27 a la
posición convertida como se ha analizado anteriormente en la
presente memoria. Esta forma de realización también proporciona un
zapata flotadora de doble válvula con dos válvulas de diámetro
grande 31.
La Fig. 8 y la Fig. 9 muestran otra forma de
realización de la presente invención en forma de collar de
flotación 40A que también comprende una configuración de equipo
flotante de válvula doble formada dentro de la sección del collar
tubular 21A que puede tener unas roscas superiores e inferiores en
el mismo para insertarse dentro de la sarta de entubado/liner como
una o mas uniones por encima del fondo. Las válvulas 31 y los
asientos 31A están protegidos por el manguito 27 como se ha
analizado anteriormente en la presente memoria. La herramienta de
conversión 14 puede montarse mediante cualquier medio adecuado
dentro de la sección del collar 21A. El collar de flotación 40A
puede utilizarse junto con la zapata-guía 50, un
ejemplo de lo cual se muestra en la Fig. 10. El collar de flotación
40A también puede utilizarse junto con otras
zapatas-guía y otros elementos tubulares con unos
inyectores descendentes o unos inyectores ascendentes a controlar.
Una configuración de collar de flotación, como un collar de
flotación 40A permite que una o dos zapatas de entubación
articuladas se desplacen por debajo del collar de flotación, y
resulta más tolerante que entren grandes cantidades de cortes a la
sarta de entubado 11. En la Fig. 8, el collar de flotación 40A está
en posición de desplazamiento que permite el autollenado y/o la
circulación cuando se desee. En la Fig. 9, el collar de flotación
40A ha sido convertido a una operación de presión de retorno de
modo que las válvulas 31 se activan. La sección del asiento de
aterrizaje 42 puede utilizarse para sellar los inyectores orientados
hacia abajo y/o el agujero central 54 como se ha analizado
anteriormente en la presente memoria.
En la forma de realización particular descrita
para su uso con un collar de flotación 40A, aunque no
necesariamente en todas las formas de realización, los inyectores
ascendentes 52 se sitúan dentro de la zapata-guía
50. Además, si se desea, el agujero central 54 puede cerrarse
selectivamente como con una cubierta de aluminio 56. La cubierta de
aluminio 56 puede diseñarse para ser rompible de manera que con
suficiente presión, el agujero central 54 pueda utilizarse para
fines de auto-llenado y/o limpieza descendente.
De esta manera, la presente invención
proporciona diversas formas de realización de collares de flotación
y zapatas flotadoras. En una posición de desplazamiento, los
inyectores angulados hacia abajo y/o las aberturas centrales del
fondo pueden utilizarse para limpiar el entubado a su posición, en
caso necesario. El entubado/liner 11 también puede llenarse
automáticamente como se ha analizado anteriormente mientras se
desplaza. Mientras se está bombeando fluido o recibiendo fluido
dentro del entubado/liner 11, y antes de convertir las válvulas 31
para retener la presión de retorno, las válvulas de clapeta 31 y los
asientos de sellado de las válvulas 31A son protegidos con un
manguito-pistón 27 para evitar la erosión. Una vez
que el elemento rompedor como la bola 23 se deja caer y se aplica
una cantidad seleccionada de presión superficial, el
manguito-pistón 27 baja permitiendo que las
clapetas se cierren y retengan la presión de retorno. El
manguito-pistón puede diseñarse para bloquear los
inyectores angulados hacia abajo y, al mismo tiempo, exponer los
inyectores angulados hacia arriba. A continuación, si se desea, se
hará circular cualquier cemento alrededor de la zapata al 100% a
través de los inyectores ascendentes asegurando una distribución
uniforme del cemento y resultando en unas mejores pruebas de
"leak-off" de la zapata de entubación.
En general, se entenderá que tales términos como
"ascendente", "descendente", "vertical", y similares,
se crean con respecto a los dibujos y/o el suelo y que puede ser
que los dispositivos no estén configurados en tales posiciones en
todo momento dependiendo de las variaciones en la operación,
transporte, montaje, y similares. Mientras que algunas
perforaciones son básicamente horizontales en vez que verticales,
descendente se considera estar dirigido hacia el fondo del pozo o
hacia la base del agujero. Ascendente se considera la dirección en
el agujero que lleva a la superficie. Además, los dibujos están
destinados a describir los conceptos de la invención de manera que
las formas de realización preferentes de la invención actuales serán
descritas con sencillez para un experto en la materia pero no
pretenden ser dibujos a nivel de fabricación o interpretaciones de
productos finales y pueden incluir vistas conceptuales simplificadas
como se desee para una explicación o comprensión más rápida y
sencilla de la invención. También, el tamaño relativo de los
componentes puede ser muy diferente del mostrado. Se considera que
los inyectores descendentes, para los fines de la presente memoria,
tienen un ángulo agudo de entre cero grados y menos que noventa
grados entre la línea vertical que se dirige al fondo del pozo. Los
inyectores descendentes pueden incluir una abertura puramente
descendente, como la abertura en el fondo de la sarta tubular. Los
inyectores ascendentes tienen un ángulo obtuso o mayor que noventa
grados y menor que ciento ochenta grados con respecto a la línea
vertical que se dirige hacia el fondo del pozo. La orientación de
los inyectores ascendentes y de los inyectores descendentes puede
tener un componente puramente vertical y un componente puramente
lateral o además incluir un componente circunferencial para
provocar remolinos. La presente invención también podría utilizarse
para operar unos inyectores dirigidos lateralmente, por ejemplo,
unos inyectores con una orientación de noventa grados. También
podrían utilizarse unos inyectores orientados de manera puramente
circunferencial para provocar remolinos en el cemento.
En un aspecto de la invención, una disposición
del dispositivo de la invención proporciona una acción de inyección
óptima durante el desplazamiento, que cambia o se convierte en una
acción de inyección óptima para la distribución del cemento,
automáticamente tras la activación de las válvulas
anti-retorno del fondo del pozo. El sistema es
seguro, económico, y muy fiable. Aunque se utiliza un elemento
rompedor, como una bola rompedora 23 para activar la invención en
una forma de realización preferente, también podrían utilizarse
otros medios para la activación como unos elementos activados por
presión, elementos activados por fluido, elementos desviados por
muelle, y similares, de modo que puedan cubrirse y/o descubrirse las
vías de paso como las inyectores ascendentes/descendentes. Asimismo
los elementos de válvula podrían ser cubiertos y descubiertos.
Podrían utilizarse elementos cizallados por presión para la
activación. De esta manera, la presente invención pude comprender
un elemento móvil, que puede moverse en respuesta a la caída de una
bola, y/o un elemento de cizalladura con presión, y o vencer un
elemento de desvío como un muelle y/o un elemento deslizable que
puede utilizarse aquí en el espíritu de la invención para
cubrir/descubrir inyectores y/o válvulas. El elemento móvil
preferente es tubular pero podría también tener otras formas como
una forma no tubular, como un tapón, como una válvula, o de otras
maneras para cubrir/descubrir inyectores y/o válvulas y/o pasos para
los fluidos desde el interior hacia el exterior de una sarta
tubular como una sarta de entubado o liner. Además, podrían
utilizarse elementos tubulares múltiples con elementos tubulares
diferentes que tengan elementos de cizalladura diferentes. Podría
utilizarse una bola para activar el primer elemento tubular para
operar un primer dispositivo, un inyector u otro dispositivo, a
continuación un segundo operaría un segundo dispositivo cuando se
incrementara la presión, y así sucesivamente. Aunque la presente
forma de realización describe unas secuencias específicas de
apertura y/o cierre de inyectores, podría utilizarse cualquier
secuencia de apertura/cierre de inyectores ascendentes, inyectores
descendentes, u otros inyectores como se considere adecuado para
cualquier situación de fondo de pozo.
Claims (8)
1. Conjunto de equipos flotantes (20, 40, 40A)
para bajar una sarta tubular (11) desde una posición de superficie
al agujero de un pozo (10), comprendiendo dicho conjunto un elemento
tubular exterior (25) fijado a dicha sarta tubular (11), un primer
cuerpo de válvula de clapeta (31A) montado dentro de dicho elemento
tubular exterior (25), definiendo dicho primer cuerpo de válvula de
clapeta (31A) un primer agujero (29) a través del mismo, un segundo
cuerpo de válvula de clapeta (31A) montado dentro de dicho elemento
tubular (21), definiendo dicho segundo cuerpo de válvula de clapeta
(31A) un segundo agujero (29) a través del mismo, un primer elemento
de cierre de clapeta (31) montado de manera que pueda pivotar a
dicho primer cuerpo de válvula de clapeta (31A) para el movimiento
pivotante entre una posición abierta y una posición cerrada, siendo
dicho primer elemento de cierre de clapeta (31) operable
selectivamente entre un modo de autollenado y un modo de presión de
retorno, estando dicho primer elemento de cierre de clapeta (31) en
dicho modo de autollenado fijado en dicha posición abierta para
permitir el flujo de fluidos a través de dicho primer agujero (29)
en una dirección hacia dicha posición de superficie y también para
permitir el flujo de fluidos en una dirección alejada de dicha
posición de superficie, pudiendo dicho primer elemento de cierre de
clapeta (31) en dicho modo de presión de retorno moverse de manera
pivotante entre dicha posición abierta y dicha posición cerrada en
respuesta a la dirección de flujo de los fluidos y estando montado
para de ese modo evitar el flujo de fluidos a través de dicho
primer agujero (29) en dicha dirección hacia dicha posición de
superficie y para permitir el flujo de fluidos en dicha dirección
alejada de dicha posición de superficie;
caracterizado por que un segundo elemento
de cierre de clapeta (31) se monta de manera que pueda pivotar a
dicho segundo cuerpo de válvula de clapeta (31A) para el movimiento
pivotante entre una posición abierta y una posición cerrada, siendo
dicho segundo elemento de cierre de clapeta (31) operable
selectivamente entre dicho modo de autollenado y dicho modo de
presión de retorno, estando dicho segundo elemento de cierre de
clapeta (31) en dicho modo de autollenado fijado en dicha posición
abierta para permitir el flujo de fluidos a través de dicho segundo
agujero (29) en dicha dirección hacia dicha posición de superficie y
también para permitir el flujo de fluidos en dicha dirección
alejada de dicha posición de superficie, pudiendo dicho segundo
elemento de cierre de clapeta (31) en dicho modo de presión de
retorno moverse de manera pivotante entre dicha posición abierta y
dicha posición cerrada en respuesta a la dirección de flujo de los
fluidos y estando montado para de ese modo evitar el flujo de
fluidos a través de dicho segundo agujero (29) en dicha dirección
hacia dicha posición de superficie y para permitir el flujo de
fluidos en dicha dirección alejada de dicha posición de
superficie;
un elemento tubular interior (27) con una
trayectoria de flujo tubular interior (29) a través del mismo,
pudiendo dicho elemento tubular interior (27) fijarse inicialmente
en una primera posición axial con respecto a dicho elemento tubular
exterior (25), estando dicho elemento tubular interior (27) en dicha
primera posición axial montado para extenderse simultáneamente a
través de ambos dicho primer agujero (29) y dicho segundo agujero
(29) para de ese modo fijar dicho primer elemento de cierre de
clapeta (31) en dicha posición abierta para la operación en dicho
modo de autollenado y para fijar dicho segundo elemento de cierre de
clapeta (31) en dicha posición abierta para la operación en dicho
modo de autollenado, pudiendo dicho elemento tubular interior (27)
moverse axialmente desde dicha primera posición axial alejada de
dicho primer cuerpo de válvula de clapeta (31A) y dicho segundo
cuerpo de válvula de clapeta (31A), en una dirección alejada de
dicha posición de superficie, para de ese modo liberar dicho primer
elemento de cierre de clapeta (31) para la operación en dicho modo
de presión de retorno y también para liberar dicho segundo elemento
de clapeta (31) para la operación en dicho modo de presión de
retorno, y
en el que el elemento tubular exterior se
proporciona con unas aberturas (33, 30) anguladas hacia arriba y
hacia abajo con respecto a un eje tubular de dicho elemento tubular
exterior (25), siendo la disposición tal que en dicha primera
posición axial de dicho elemento tubular interior (27), las
aberturas anguladas hacia arriba son cubiertas por el elemento
tubular interior y las aberturas anguladas hacia abajo están
abiertas y en la segunda posición axial de dicho elemento tubular
interior, las aberturas anguladas hacia abajo son cubiertas por el
elemento tubular interior y las aberturas anguladas hacia arriba
están abiertas.
2. Conjunto según la reivindicación 1, que
comprende adicionalmente:
- un receptáculo para elementos rompedores (23A) montado a dicho elemento tubular interior (27), siendo operable dicho receptáculo para elementos rompedores (23A) para retener un elemento rompedor (23), estando situado dicho receptáculo para elementos rompedores (23A) para restringir el flujo de fluidos a través de dicha trayectoria del flujo tubular interior (29) cuando dicho elemento rompedor (23) es retenido en dicho receptáculo para elementos rompedores (23A).
3. Conjunto según la reivindicación 2, que
comprende adicionalmente:
- por lo menos un elemento de montaje (28) para fijar dicho elemento tubular interior (27) en dicha primera posición axial, respondiendo dicho por lo menos un elemento de montaje (28) a una primera presión de fluidos para liberar dicho elemento tubular interior (27) cuando dicho elemento rompedor (23) es retenido en dicho receptáculo para elementos rompedores (23A).
4. Conjunto según la reivindicación 3, en el que
dicho por lo menos un elemento de liberación (28) puede romperse en
respuesta a dicha primera presión de fluidos seleccionada.
5. Conjunto según la reivindicación 3, que
comprende adicionalmente:
- una herramienta operada por presión de fluidos que puede montarse a dicha sarta tubular (11) para la operación a una segunda presión de fluidos seleccionada, siendo dicha segunda presión de fluidos seleccionada diferente a dicha primera presión de fluidos seleccionada.
6. Conjunto según la reivindicación 5, en el que
dicha segunda presión de fluidos seleccionada es menor que dicha
primera presión de fluidos seleccionada.
7. Conjunto según la reivindicación 2, que
comprende adicionalmente:
- una zapata-guía (50) fijada al extremo más bajo de dicho conjunto de equipos flotantes (20, 40, 40A), comprendiendo dicha zapata-guía (50) unas paredes tubulares sin aberturas en dichas paredes tubulares, tendiendo dicha zapata-guía (50) una abertura en un extremo del fondo (54) de dicha zapata-guía (50).
8. Conjunto según la reivindicación 1, en el que
cada uno de dicho primer cuerpo de válvula de clapeta (31A), dicho
primer elemento de cierre de clapeta (31), dicho segundo cuerpo de
válvula de clapeta (31A), segundo elemento de cierre de clapeta
(31) están compuestos por un material perforable.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/524,117 US6401824B1 (en) | 2000-03-13 | 2000-03-13 | Well completion convertible float shoe/collar |
| US524117 | 2000-03-13 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2339844T3 true ES2339844T3 (es) | 2010-05-26 |
Family
ID=24087829
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES01916542T Expired - Lifetime ES2339844T3 (es) | 2000-03-13 | 2001-03-12 | Equipo flotante polivalente y metodo asociado. |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6401824B1 (es) |
| EP (2) | EP2143875A3 (es) |
| AT (1) | ATE454530T1 (es) |
| AU (1) | AU2001243557A1 (es) |
| BR (2) | BR0109366A (es) |
| CA (2) | CA2760857C (es) |
| CY (1) | CY1109943T1 (es) |
| DE (1) | DE60141000D1 (es) |
| DK (1) | DK1264076T3 (es) |
| ES (1) | ES2339844T3 (es) |
| MX (1) | MXPA02009002A (es) |
| NO (1) | NO20024349L (es) |
| PT (1) | PT1264076E (es) |
| WO (1) | WO2001069037A1 (es) |
Families Citing this family (92)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7311148B2 (en) | 1999-02-25 | 2007-12-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| US6712145B2 (en) * | 2001-09-11 | 2004-03-30 | Allamon Interests | Float collar |
| US6684957B2 (en) * | 2001-09-11 | 2004-02-03 | Allamon Interests | Float collar |
| US6752209B2 (en) * | 2001-10-01 | 2004-06-22 | Bj Services Company | Cementing system and method for wellbores |
| RU2004119408A (ru) * | 2001-11-28 | 2005-11-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) | Расширяемые трубы с перекрывающимися концевыми участками |
| US6810958B2 (en) * | 2001-12-20 | 2004-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulating cementing collar and method |
| DE602004023058D1 (de) * | 2003-03-13 | 2009-10-22 | Robert Tessari | Verfahren und vorrichtung zum bohren eines bohrlochs mit einem bohrloch-liner |
| CA2524506C (en) * | 2003-05-05 | 2012-08-21 | Shell Canada Limited | Expansion device for expanding a pipe |
| US20070149076A1 (en) * | 2003-09-11 | 2007-06-28 | Dynatex | Cut-resistant composite |
| US8910718B2 (en) * | 2003-10-01 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for a combined submersible motor and protector |
| US7131498B2 (en) * | 2004-03-08 | 2006-11-07 | Shell Oil Company | Expander for expanding a tubular element |
| US7140428B2 (en) * | 2004-03-08 | 2006-11-28 | Shell Oil Company | Expander for expanding a tubular element |
| US7117940B2 (en) * | 2004-03-08 | 2006-10-10 | Shell Oil Company | Expander for expanding a tubular element |
| US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
| US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
| US7303008B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations |
| US7270183B2 (en) | 2004-11-16 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using compressible cement compositions |
| US7210535B2 (en) * | 2005-01-12 | 2007-05-01 | Bj Services Company | Isolation system comprising a plug and a circulation valve and method of use |
| US7798229B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual flapper safety valve |
| CA2513166A1 (en) * | 2005-06-30 | 2006-12-30 | Javed Shah | Method of monitoring gas influx into a well bore when drilling an oil and gas well, and apparatus constructed in accordance with the method |
| CA2512437C (en) * | 2005-07-04 | 2013-09-03 | Javed Shah | Method of controlling a well |
| GB0515204D0 (en) * | 2005-07-23 | 2005-08-31 | Caledus Ltd | A shoe for wellbore lining tubing |
| US7357181B2 (en) * | 2005-09-20 | 2008-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autofill deactivation of float equipment and method of reverse cementing |
| US7533729B2 (en) * | 2005-11-01 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse cementing float equipment |
| JP4410195B2 (ja) * | 2006-01-06 | 2010-02-03 | 株式会社東芝 | 半導体装置及びその製造方法 |
| GB2448632B (en) * | 2006-01-13 | 2009-01-07 | Schlumberger Holdings | Apparatus for use in testing,treating,or producing a multi-zone well |
| CA2610203A1 (en) * | 2006-11-15 | 2008-05-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stress reduced cement shoe or collar body |
| US7533728B2 (en) | 2007-01-04 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball operated back pressure valve |
| GB0701115D0 (en) | 2007-01-19 | 2007-02-28 | Caledus Ltd | Improved shoe for wellbore lining tubing |
| US20080196889A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Daniel Bour | Reverse Circulation Cementing Valve |
| US7614451B2 (en) | 2007-02-16 | 2009-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for constructing and treating subterranean formations |
| US7654324B2 (en) * | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
| US20090107676A1 (en) * | 2007-10-26 | 2009-04-30 | Saunders James P | Methods of Cementing in Subterranean Formations |
| US7699111B2 (en) * | 2008-01-29 | 2010-04-20 | Tam International, Inc. | Float collar and method |
| US8002040B2 (en) * | 2008-04-23 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling flow in a wellbore |
| EP2161405A1 (en) * | 2008-09-08 | 2010-03-10 | Services Pétroliers Schlumberger | An assembly and method for placing a cement plug |
| US8387705B2 (en) * | 2009-08-12 | 2013-03-05 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for running casing into wells drilled with dual-gradient mud systems |
| EP2290192A1 (en) * | 2009-08-19 | 2011-03-02 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and method for autofill equipment activation |
| CA2773188C (en) * | 2009-09-10 | 2017-09-26 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for circulating out a well bore influx in a dual gradient environment |
| US8616285B2 (en) * | 2009-12-28 | 2013-12-31 | Team Oil Tools Lp | Step ratchet fracture window system |
| US20110198096A1 (en) * | 2010-02-15 | 2011-08-18 | Tejas Research And Engineering, Lp | Unlimited Downhole Fracture Zone System |
| CA2790722A1 (en) * | 2010-02-23 | 2011-09-01 | Tesco Corporation | Apparatus and method for cementing liner |
| AU2015252010B2 (en) * | 2010-05-24 | 2017-09-28 | Frank's International, Llc | Large bore auto-fill float equipment |
| BR112012029869B1 (pt) * | 2010-05-24 | 2021-04-20 | Blackhawk Specialty Tools Llc | conjunto flutuante |
| US8672030B2 (en) * | 2010-06-29 | 2014-03-18 | Trican Well Services, Ltd. | System for cementing tubulars comprising a mud motor |
| US8789582B2 (en) * | 2010-08-04 | 2014-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for well cementing |
| US20140069654A1 (en) * | 2010-10-21 | 2014-03-13 | Peak Completion Technologies, Inc. | Downhole Tool Incorporating Flapper Assembly |
| US8733449B2 (en) * | 2011-04-15 | 2014-05-27 | Hilliburton Energy Services, Inc. | Selectively activatable and deactivatable wellbore pressure isolation device |
| US9371918B2 (en) * | 2011-09-30 | 2016-06-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Ball valve float equipment |
| US8479826B2 (en) | 2011-10-20 | 2013-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Protection of a safety valve in a subterranean well |
| EP2785956A2 (en) * | 2011-11-28 | 2014-10-08 | Churchill Drilling Tools Limited | Drill string check valve |
| US20140034330A1 (en) * | 2012-07-31 | 2014-02-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for flow reduction or isolation in a wellbore |
| US20140202713A1 (en) | 2013-01-18 | 2014-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well Intervention Pressure Control Valve |
| WO2014186588A2 (en) * | 2013-05-15 | 2014-11-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Self filling casing |
| US9624764B2 (en) | 2013-06-12 | 2017-04-18 | Colorado School Of Mines | Method and apparatus for testing a tubular annular seal |
| US9909390B2 (en) * | 2014-05-29 | 2018-03-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Stage tool with lower tubing isolation |
| US10619448B1 (en) | 2018-12-07 | 2020-04-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flapper valve tool |
| US10006261B2 (en) | 2014-08-15 | 2018-06-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flapper valve tool |
| US9534460B2 (en) | 2014-08-15 | 2017-01-03 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flapper valve tool |
| AU2015383112B2 (en) * | 2015-02-20 | 2018-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Differential fill valve assembly for cased hole |
| EP3567210A1 (en) | 2015-05-04 | 2019-11-13 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Dual sleeve stimulation tool |
| WO2017045131A1 (zh) * | 2015-09-15 | 2017-03-23 | 思达斯易能源技术(集团)有限公司 | 一种控水管柱及其自动流入控制限流器和流入控制装置 |
| WO2017066324A1 (en) | 2015-10-12 | 2017-04-20 | Hawkins Samuel P Iii | Pilot inside a ball suitable for wellbore operations |
| US10900322B2 (en) | 2015-10-12 | 2021-01-26 | Drilling Innovative Solutions, Llc | Pilot and stopper inside a ball suitable for wellbore drilling operations |
| US10077630B2 (en) | 2015-10-12 | 2018-09-18 | Drilling Innovative Solutions, Llc | Pilot inside a ball suitable for wellbore operations |
| US10208567B2 (en) | 2016-10-24 | 2019-02-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Valve assembly for wellbore equipment |
| CN106761633A (zh) * | 2017-01-16 | 2017-05-31 | 丹东纳泰石油机械有限公司 | 一种石油油井采油举升高温注气阀 |
| CA3068271A1 (en) * | 2017-06-21 | 2018-12-27 | Drilling Innovative Solutions, Llc | Mechanical isolation device, systems and methods for controlling fluid flow inside a tubular in a wellbore |
| WO2019050512A1 (en) * | 2017-09-06 | 2019-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | FRACTURING PLUG ADJUSTMENT TOOL WITH BULK RELEASE CAPACITY TRIGGERED |
| US10519733B2 (en) | 2017-11-02 | 2019-12-31 | Geodynamics, Inc. | Self-bleeding setting tool and method |
| CN108035696B (zh) * | 2017-11-21 | 2023-07-07 | 中国石油天然气集团有限公司 | 带胶塞指示作用的漂浮短接总成 |
| US10920533B2 (en) * | 2017-11-27 | 2021-02-16 | Conocophillips Company | Method and apparatus for washing an upper completion |
| US10961815B2 (en) | 2019-08-13 | 2021-03-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and method for wet shoe applications |
| US11448038B2 (en) * | 2020-02-12 | 2022-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse cementing valve system and method employing a double flapper valve with sliding sleeve and drillable nose |
| CN111594098B (zh) * | 2020-06-24 | 2025-02-25 | 扬州睿德石油机械有限公司 | 自动关闭灌浆器及其工作过程 |
| US20220049576A1 (en) * | 2020-08-14 | 2022-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Differential fill valve sleeve ball assembly |
| US11578557B2 (en) | 2020-08-19 | 2023-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Reverse stage cementing sub |
| US11578548B2 (en) * | 2020-09-10 | 2023-02-14 | Forum Us, Inc. | Convertible float valve assemblies and methods of using convertible float valve assemblies |
| US11391119B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Differential fill valve with collet sleeve |
| MX2023002410A (es) * | 2020-10-27 | 2023-03-22 | Halliburton Energy Services Inc | Valvulas duales para operaciones de cementacion inversa. |
| US11598167B2 (en) | 2021-02-25 | 2023-03-07 | Saudi Arabian Oil Company | Selectively bypassing float collar |
| US11613962B2 (en) | 2021-03-01 | 2023-03-28 | Saudi Arabian Oil Company | Opening an alternate fluid path of a wellbore string |
| US11661817B2 (en) | 2021-04-28 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Alternative casing cementing tool and methods thereof |
| US12044104B2 (en) * | 2021-09-17 | 2024-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Differential fill valve with collet sleeve |
| US11867019B2 (en) | 2022-02-24 | 2024-01-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and method for pressure testing in wet shoe applications |
| US12215569B2 (en) | 2022-06-10 | 2025-02-04 | Saudi Arabian Oil Company | Junk crushing device, assembly, and method thereof |
| US12060771B2 (en) | 2022-08-08 | 2024-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole clean out tool |
| US12110747B2 (en) | 2022-08-23 | 2024-10-08 | Downhole Products Limited | Casing shoe with flow operated diverter valve |
| US12291941B2 (en) * | 2022-10-06 | 2025-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing retrievable safety valve assembly with secondary flapper and seat |
| US12188323B2 (en) | 2022-12-05 | 2025-01-07 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling a subsea blowout preventer stack |
| US12049803B1 (en) | 2023-09-28 | 2024-07-30 | Citadel Casing Solutions LLC | Autofill conversion assembly with an interchangeable flow port ball cage and method of use |
| US12352130B1 (en) | 2024-05-20 | 2025-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Off-bottom tubular shoe-track with shearable mechanisms |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2735498A (en) | 1956-02-21 | Apparatus for automatically | ||
| US2295822A (en) * | 1940-09-14 | 1942-09-15 | Elwin B Hall | Apparatus for cementing objects in well bores |
| US2325822A (en) | 1941-05-28 | 1943-08-03 | Lewis W Whitmer | Truck for trailer vehicles |
| US2751021A (en) | 1953-04-27 | 1956-06-19 | Baker Oil Tools Inc | Apparatus for automatically filling conduit strings |
| US2799349A (en) * | 1955-08-12 | 1957-07-16 | Baker Oil Tools Inc | Automatic casing filling apparatus |
| US3053322A (en) * | 1960-01-28 | 1962-09-11 | Albert K Kline | Oil well cementing shoe |
| US3032050A (en) | 1960-02-15 | 1962-05-01 | Baker Oil Tools Inc | Apparatus for automatically filling well conduits |
| US3148731A (en) | 1961-08-02 | 1964-09-15 | Halliburton Co | Cementing tool |
| US3995692A (en) | 1974-07-26 | 1976-12-07 | The Dow Chemical Company | Continuous orifice fill device |
| US4474241A (en) | 1983-02-14 | 1984-10-02 | Halliburton Company | Differential fill valve assembly |
| US4469174A (en) * | 1983-02-14 | 1984-09-04 | Halliburton Company | Combination cementing shoe and basket |
| GB8326959D0 (en) | 1983-10-08 | 1983-11-09 | Hogarth P J M | Drilling apparatus |
| US4825944A (en) * | 1983-11-07 | 1989-05-02 | Everest Minerals Corp. | Gravel pack completion for in situ leach wells |
| US4585067A (en) * | 1984-08-29 | 1986-04-29 | Camco, Incorporated | Method and apparatus for stopping well production |
| US4674573A (en) * | 1985-09-09 | 1987-06-23 | Bode Robert E | Method and apparatus for placing cement plugs in wells |
| US4688593A (en) | 1985-12-16 | 1987-08-25 | Camco, Incorporated | Well reverse flow check valve |
| US4729432A (en) | 1987-04-29 | 1988-03-08 | Halliburton Company | Activation mechanism for differential fill floating equipment |
| US4846281A (en) * | 1987-08-27 | 1989-07-11 | Otis Engineering Corporation | Dual flapper valve assembly |
| US5180016A (en) * | 1991-08-12 | 1993-01-19 | Otis Engineering Corporation | Apparatus and method for placing and for backwashing well filtration devices in uncased well bores |
| NO176288C (no) * | 1992-06-29 | 1995-03-08 | Statoil As | Spyleverktöy |
| US5474130A (en) * | 1994-08-05 | 1995-12-12 | Davis; Thomas C. | Perforation purging tool |
| US5819853A (en) * | 1995-08-08 | 1998-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Rupture disc operated valves for use in drill stem testing |
| US6244342B1 (en) | 1999-09-01 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-cementing method and apparatus |
-
2000
- 2000-03-13 US US09/524,117 patent/US6401824B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-03-12 EP EP09174158.7A patent/EP2143875A3/en not_active Withdrawn
- 2001-03-12 WO PCT/US2001/007690 patent/WO2001069037A1/en not_active Ceased
- 2001-03-12 MX MXPA02009002A patent/MXPA02009002A/es active IP Right Grant
- 2001-03-12 CA CA2760857A patent/CA2760857C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-12 DE DE60141000T patent/DE60141000D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-12 EP EP01916542A patent/EP1264076B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-12 ES ES01916542T patent/ES2339844T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-12 CA CA2403174A patent/CA2403174C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-12 PT PT01916542T patent/PT1264076E/pt unknown
- 2001-03-12 AU AU2001243557A patent/AU2001243557A1/en not_active Abandoned
- 2001-03-12 AT AT01916542T patent/ATE454530T1/de active
- 2001-03-12 BR BR0109366-5A patent/BR0109366A/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-03-12 DK DK01916542.2T patent/DK1264076T3/da active
- 2001-03-12 BR BRPI0109366-5A patent/BRPI0109366B1/pt unknown
- 2001-10-17 US US09/982,618 patent/US6679336B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-09-12 NO NO20024349A patent/NO20024349L/no not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-03-31 CY CY20101100306T patent/CY1109943T1/el unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR0109366A (pt) | 2004-06-22 |
| EP2143875A2 (en) | 2010-01-13 |
| DK1264076T3 (da) | 2010-05-17 |
| CA2760857A1 (en) | 2001-09-20 |
| NO20024349D0 (no) | 2002-09-12 |
| CY1109943T1 (el) | 2014-09-10 |
| US6679336B2 (en) | 2004-01-20 |
| NO20024349L (no) | 2002-11-12 |
| BRPI0109366B1 (pt) | 2017-06-20 |
| CA2760857C (en) | 2017-02-21 |
| CA2403174C (en) | 2012-02-21 |
| EP1264076A4 (en) | 2005-01-12 |
| CA2403174A1 (en) | 2001-09-20 |
| US20020033262A1 (en) | 2002-03-21 |
| WO2001069037A1 (en) | 2001-09-20 |
| EP2143875A3 (en) | 2017-08-09 |
| AU2001243557A1 (en) | 2001-09-24 |
| DE60141000D1 (de) | 2010-02-25 |
| US6401824B1 (en) | 2002-06-11 |
| PT1264076E (pt) | 2010-04-09 |
| ATE454530T1 (de) | 2010-01-15 |
| EP1264076B1 (en) | 2010-01-06 |
| MXPA02009002A (es) | 2004-10-15 |
| EP1264076A1 (en) | 2002-12-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| ES2339844T3 (es) | Equipo flotante polivalente y metodo asociado. | |
| US9279295B2 (en) | Liner flotation system | |
| US9719322B2 (en) | Landing collar, downhole system having landing collar, and method | |
| US8201634B2 (en) | Subsea cementing plug system with plug launching tool | |
| US20040020641A1 (en) | Apparatus for releasing a ball into a wellbore | |
| US20060185855A1 (en) | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore | |
| US6491103B2 (en) | System for running tubular members | |
| WO2008081169A1 (en) | Ball operated back pressure valve | |
| NO317404B1 (no) | En dempesammenstilling og fremgangsmate for plassering og sementering av fôringsror i horisontale bronner | |
| US10961803B2 (en) | Multi-function dart | |
| CN109072683A (zh) | 趾阀 | |
| NO20110538L (no) | Fremgangsmate og apparat for a danne og komplettere bronnboringer | |
| US5720349A (en) | Starting mill and operations | |
| US10233717B2 (en) | Lock to ball seat for non-metallic ball | |
| US9920591B2 (en) | Toe circulation sub | |
| US11078750B2 (en) | Plug system | |
| US9228407B2 (en) | Apparatus and method for completing a wellbore | |
| US9657548B2 (en) | Apparatus and methods of running casing in a dual gradient system | |
| RU2429335C1 (ru) | Клин-отклонитель для забуривания боковых стволов из скважины | |
| CA2781413C (en) | Liner flotation system | |
| BR112022024368B1 (pt) | Conjunto de cimentação de estágio | |
| HK1140245A (en) | Multi-purpose float |