NO301033B1

NO301033B1 - Method of isolating part of a production well

Info

Publication number: NO301033B1
Application number: NO893656A
Authority: NO
Inventors: Danny James Holder
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1989-09-12
Filing date: 1989-09-12
Publication date: 1997-09-01
Also published as: NO893656D0; NO893656L

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte som angitt i innledningen av krav 1. The present invention relates to a method as stated in the introduction of claim 1.

Ved hjelpeoperasjoner i forbindelse med produksjon og behandling av olje- og gassbrenner har fagfolk lenge benyttet gjengede eller koblede hjelperør innsatt gjennom produk-sjonsrøret for pumping av fluider fra overflaten til én eller flere oppblåsbare tetninger anordnet nede i brønnen ved produksjonsformasjonene. I den senere tid har kveilede rør stort sett erstattet gjengede eller koblede rør i slike anvendelser fordi kveilede rør kan innsettes raskere i brøn-nen og kan lettere føres gjennom produksjonsrør og tilhør-ende utstyr nede i brønnen da dets diameter har samme dimen-sjon over det hele. In auxiliary operations in connection with the production and treatment of oil and gas burners, professionals have long used threaded or connected auxiliary pipes inserted through the production pipe for pumping fluids from the surface to one or more inflatable seals arranged down in the well at the production formations. In recent times, coiled pipes have mostly replaced threaded or connected pipes in such applications because coiled pipes can be inserted faster into the well and can be more easily passed through production pipes and associated equipment down the well as its diameter has the same dimension over the whole thing.

En typisk hjelpeanordning som benytter kveilede rør er beskrevet i 1973 Composite Catalogue of Oil Field Equipment and Services, side 662 (Gulf Publishing Company, Houston, Texas) og fremstilles av Bowen Tools, Inc. i Houston, A typical auxiliary device utilizing coiled tubing is described in the 1973 Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services, page 662 (Gulf Publishing Company, Houston, Texas) and is manufactured by Bowen Tools, Inc. of Houston,

Texas. Anordningen er nærmere beskrevet i US patent nr. Texas. The device is described in more detail in US patent no.

3 182 877 og 3 614 019. I hjelpe- eller stimuleringsoperasjoner er det ofte ønskelig å kunne føre en oppblåsbar pakning eller broplugg forbi innsnevringer med liten diameter, f.eks. gjennom en rørstreng med ca. 9 cm diameter, og anbringe pakningen eller bropluggen i et foringsrør med relativt stor diameter, f.eks. 18 cm, for å utføre hjelpe-eller stimuleringsoperasjoner. Deretter blir pakningen eller bropluggen trykkavlastet og bragt opp til overflaten gjennom rørstrengen. Senere forbedringer, såsom vist i US patent nr. 4.349.204, gjør det mulig for oppblåsbare pakninger eller broplugger å passere gjennom en slik rørstreng med relativt liten diameter, tette effektivt et foringsrør med større diameter, for deretter å bli trukket opp til overflaten gjennom rørstrengen. 3 182 877 and 3 614 019. In auxiliary or stimulation operations it is often desirable to be able to pass an inflatable gasket or bridging plug past constrictions of small diameter, e.g. through a pipe string with approx. 9 cm diameter, and place the gasket or bridge plug in a casing with a relatively large diameter, e.g. 18 cm, to perform auxiliary or stimulation operations. The seal or bridge plug is then depressurized and brought up to the surface through the pipe string. Later improvements, as shown in US Patent No. 4,349,204, enable inflatable packings or bridging plugs to pass through such a relatively small diameter tubing string, effectively sealing a larger diameter casing, then being drawn up to the surface through the pipe string.

Søkeren har tidligere innlevert amerikanske patentsøknader som vedrører det problem å bevirke en fluidtrykkaktivisert frikobling av det kveilede rør fra den oppblåsbare tetning eller broplugg. Strekkstyrken av et slikt kveilet rør er meget liten, og under opptrekking av pakningen eller bropluggen kan denne komme til å henge seg så fast at den ikke kan trekkes løs av strekkrefter utøvet i det kveilede rør. Det vil naturligvis forstås at rotasjon av det kveilede rør i praksis er umulig. For å løse dette problem er det i søkerens US patent nr. 4.708.208 vist en fluidtrykkaktivisert frikoblingsmekanisme for innlemmelse i et innføringsverktøy som festes på vanlig måte til den nedre ende av det kveilede rør ved hjelp av settskruer eller ved hjelp av andre konvensjonelle midler, og som kan festes på frigjørbar måte med den øvre ende av en oppblåsbar pakning ved hjelp av en fluidtrykkaktivisert frigjøringsmekanisme. Tilførsel av fluidtrykk med et forutbestemt trykknivå gjennom det kveilede rør til frigjøringsmekanismen bevirker frigjøring av innføringsverktøyet fra den oppblåsbare pakning, slik at det kveilede rør kan fjernes og påfølgende operasjoner utføres på den oppblåsbare pakning ved hjelp av kabelutstyr. The applicant has previously filed US patent applications which relate to the problem of effecting a fluid pressure activated disengagement of the coiled tube from the inflatable seal or bridge plug. The tensile strength of such a coiled pipe is very small, and during pulling up of the gasket or bridge plug, this can become so stuck that it cannot be pulled free by tensile forces exerted in the coiled pipe. It will of course be understood that rotation of the coiled tube is impossible in practice. To solve this problem, applicant's US Patent No. 4,708,208 discloses a fluid pressure activated release mechanism for incorporation into an insertion tool which is attached in the usual manner to the lower end of the coiled tube by means of set screws or by other conventional means, and which can be releasably attached to the upper end of an inflatable pack by means of a fluid pressure activated release mechanism. Supply of fluid pressure at a predetermined pressure level through the coiled tube to the release mechanism causes the release of the insertion tool from the inflatable package so that the coiled tube can be removed and subsequent operations performed on the inflatable package using cable equipment.

I ovennevnte US patent blir videre fluidtrykket som bevirker oppblåsning av pakningen tilveiebragt ved å slippe eller pumpe en kule gjennom det kveilede rør, hvilken kule kommer til anlegg mot en ventilsetehylse som er avskjærbart festet i boringen av en oppblåsbar pakning. Etter at oppblåsningen av det oppblåsbare element av pakningen er utført, vil en økning i fluidtrykket som tilføres det kveilede rør bevirke avskjæring av befestigelsen av kulesetehylsen og tillate at kulen og setehylsen tvinges nedad ut av pakningens boring, for derved å åpne pakningens boring slik at behandlingsfluid kan tilføres gjennom det kveilede rør til det isolerte parti av brønnen under pakningen. Når behandlingsoperasjonen er fullført og det er ønskelig å fjerne den oppblåsbare pakning fra brønnen, blir det sluppet eller pumpet ned en andre kule som kommer til anlegg mot en andre ventilsetehylse, som er avskjærbart festet i boringen av den oppblåsbare pakning. Ventilsetehylsen samvirker med to aksialt adskilte tetninger for å bevirke en broforbind-else mellom de radiale porter som er anordnet i veggen av den rørformede pakning. En økning i fluidtrykket som utøves mot den andre kuleventil vil bevirke nedadgående bevegelse av det andre kuleventilsete og vil åpne de radiale porter for å utligne fluidtrykkene over og under det oppblåsbare element av pakningen. In the above-mentioned US patent, the fluid pressure which causes inflation of the gasket is provided by dropping or pumping a ball through the coiled tube, which ball comes into contact with a valve seat sleeve which is shearably fixed in the bore of an inflatable gasket. After the inflation of the inflatable element of the packing is accomplished, an increase in fluid pressure supplied to the coiled tube will cause shearing of the ball seat sleeve attachment and allow the ball and seat sleeve to be forced downwardly out of the packing bore, thereby opening the packing bore so that treatment fluid can be supplied through the coiled pipe to the isolated part of the well below the packing. When the treatment operation is completed and it is desired to remove the inflatable packing from the well, a second ball is dropped or pumped down which comes into contact with a second valve seat sleeve, which is shearably fixed in the bore of the inflatable packing. The valve seat sleeve cooperates with two axially separated seals to effect a bridging connection between the radial ports arranged in the wall of the tubular packing. An increase in the fluid pressure exerted against the second ball valve will cause downward movement of the second ball valve seat and will open the radial ports to equalize the fluid pressures above and below the inflatable element of the packing.

Et tredje, enda større kuleventilsete er anordnet i de øvre partier av den oppblåsbare pakning for å motta en tredje kule, og denne kule gjør det mulig å øke fluidtrykket som tilføres gjennom det kveilede rør til et nivå som vil bevirke frigjøring av den fluidtrykkaktiviserte frigjørings-mekanisme som bæres av innkjøringsverktøyet. Vanligvis blir den fluidtrykkaktiviserte frigjøringsmekanisme ikke benyttet med mindre det påtreffes en hindring under opphenting av den oppblåsbare pakning. A third, even larger ball valve seat is provided in the upper portions of the inflatable package to receive a third ball, and this ball enables the fluid pressure supplied through the coiled tube to be increased to a level which will effect release of the fluid pressure actuated release- mechanism carried by the run-in tool. Generally, the fluid pressure activated release mechanism is not used unless an obstruction is encountered during retrieval of the inflatable package.

Et av søkerens senere verktøyer adskiller seg fra verktøyet ifølge US 4.708.208 ved at den oppblåsbare bunn er en broplugg og at den nedre ende av det oppblåsbare verktøy er forsynt med en aksialt forskyvbar pluggventil som har et hylseparti som vanligvis er slik plassert at det tillater sirkulasjon av fluid gjennom porter i veggen av hylsepartiet under innkjøringen. Hylseventilen innbefatter en kuleanleggsflate, og førstnevnte kule kommer til anlegg mot denne flate. Tilførsel av fluidtrykk gjennom det kveilede rør bevirker en aksial forskyvning av den sylindriske ventilplugg for å lukke sirkulasjonsporten etter innkjør-ingen. One of the applicant's later tools differs from the tool of US 4,708,208 in that the inflatable bottom is a bridge plug and that the lower end of the inflatable tool is provided with an axially displaceable plug valve having a sleeve portion which is generally positioned to allow circulation of fluid through ports in the wall of the sleeve portion during run-in. The sleeve valve includes a ball contact surface, and the first-mentioned ball comes into contact with this surface. Supply of fluid pressure through the coiled tube causes an axial displacement of the cylindrical valve plug to close the circulation port after run-in.

Eksperimentering med den oppblåsbare pakning eller bro-pluggmekanisme beskrevet i de ovennevnte søknader har frembragt mange potensielle anvendelser for slike meka-nismer. Noen anvendelser medfører samtidig frigjøring av det kveilede rør fra den oppblåsbare pakning og opphenting av det kveilede rør fra brønnen mens den oppblåsbare pakning eller broplugg forblir i oppblåst, tilsatt tilstand i brønnen. Under disse omstendigheter er det nødvendig å tilveiebringe en alternativ mekanisme for å bevirke fluid-trykkutligning over og under det oppblåsbare element av pakningen eller bropluggen før trykkavlastning av det oppblåsbare verktøy. Innlemmelse av en wirebetjent trykkutligningsstamme i det oppblåsbare element er foretatt i et ytterligere av søkerens verktøyer. Experimentation with the inflatable gasket or bridge plug mechanism described in the above applications has produced many potential applications for such mechanisms. Some applications involve simultaneous release of the coiled tubing from the inflatable packing and retrieval of the coiled tubing from the well while the inflatable packing or bridge plug remains in an inflated, added state in the well. In these circumstances, it is necessary to provide an alternative mechanism to effect fluid pressure equalization above and below the inflatable element of the gasket or bridge plug prior to depressurizing the inflatable tool. Incorporation of a wire-operated pressure equalization stem in the inflatable element is made in a further one of the applicant's tools.

Andre anvendelser av den oppblåsbare pakningsmekanisme som inngår i ovennevnte verktøyer har nødvendiggjort at boringen i den oppblåsbare pakning forblir fri for hindringer i form av kuler eller ventiler etter at det kveilede rør er frigjort fra den oppblåsbare pakning. I andre anvendelser er det nødvendig å innlemme flere aksialt adskilte, oppblåsbare pakningselementer i en enkelt pakning eller broplugg. Other applications of the inflatable packing mechanism included in the above tools have necessitated that the bore of the inflatable packing remain free of obstructions in the form of balls or valves after the coiled tube has been released from the inflatable packing. In other applications, it is necessary to incorporate multiple axially spaced inflatable packing elements into a single packing or bridge plug.

Formålet med foreliggende oppfinnelse er å overvinne noen av de ovennevnte svakheter ved bruk av de oppblåsbare verktøyer nevnt ovenfor. Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved en fremgangsmåte som definert i krav 1. The purpose of the present invention is to overcome some of the above-mentioned weaknesses by using the inflatable tools mentioned above. This is achieved according to the invention by a method as defined in claim 1.

Ved bruk av en oppblåsbar pakning som har to aksialt adskilte oppblåsbare elementer, kan en produksjonsformasjon som produserer et uønsket fluid såsom vann, eller en injek-sjons f ormas jon som absorberer for store mengder injeksjons-fluid, permanent isoleres uten at det er nødvendig å fjerne primærrørstrengen og pakningen. Den to-elements oppblåsbare pakning innføres gjennom rørstrengen og pakningen, dersom en pakning benyttes, og posisjoneres i de oppblåsbare pakningselementer anordnet hhv. over og under angjeldende formasjon. Etter oppblåsing av begge de oppblåsbare elementer ved hjelp av fluidtrykk tilført gjennom det kveilede rør, slippes en kule ned til anlegg mot det oppadvendende kulesete anordnet i innkjøringsverktøyet. En ytterligere økning av fluidtrykket i det kveilede rør vil så bevirke aktivisering av den fluidtrykkaktiviserbare frigjøringsmekanisme for å frigjøre innkjøringsverktøyet fra den oppblåsbare pakning, for derved å muliggjøre opptrekking av det kveilede rør og innkjørings-verktøyet fra brønnen mens angjeldende formasjon forblir isolert av det oppblåsbare pakningsverktøy med åpen boring. By using an inflatable pack having two axially spaced inflatable elements, a production formation that produces an unwanted fluid such as water, or an injection formation that absorbs excessive amounts of injection fluid, can be permanently isolated without the need to remove the primary pipe string and gasket. The two-element inflatable gasket is introduced through the pipe string and the gasket, if a gasket is used, and is positioned in the inflatable gasket elements arranged respectively. above and below the relevant formation. After inflating both of the inflatable elements by means of fluid pressure supplied through the coiled tube, a ball is dropped down to abut against the upward-facing ball seat arranged in the drive-in tool. A further increase in the fluid pressure in the coiled tubing will then cause activation of the fluid pressure activatable release mechanism to release the drive-in tool from the inflatable packing, thereby enabling withdrawal of the coiled tubing and drive-in tool from the well while the formation in question remains isolated by the inflatable packing tool with open drilling.

Ved bruk av en oppblåsbar pakning med to aksialt adskilte oppblåsbare pakningselementer kan problemer med en lekkende produksjonspakning effektivt overvinnes uten å trekke opp den lekkende produksjonspakning fra brønnen. Den to-elements oppblåsbare pakning kjøres inn i brønnen på det kveilede rør gjennom produksjonsrørstrengen og plasseres slik at det nedre oppblåsbare element inngriper med for-ingsrørveggen under den lekkende pakning, mens det øvre oppblåsbare element inngriper med boringen av pakningen eller boringen av en rørformet forlengelse anordnet på pakningen som står i forbindelse med rørstrengens boring. Etter oppblåsning av begge de to oppblåsbare elementer, justeres fluidtrykket i det kveilede rør for å aktivisere den fluidtrykkaktiviserbare frigjøringsmekanisme, for således å frigjøre innkjøringsverktøyet fra den oppblåsbare pakning og tillate opptrekking av det kveilede rør og innkjørinsverktøyet fra brønnen. Lekkasje fra produk-sjonspakningen blir derved effektivt forhindret for hele den oppblåsbare paknings levetid. By using an inflatable packing with two axially separated inflatable packing elements, problems with a leaking production packing can be effectively overcome without pulling up the leaking production packing from the well. The two-element inflatable packer is driven into the well on the coiled tubing through the production tubing string and positioned so that the lower inflatable packer engages the casing wall below the leaking packer, while the upper inflatable packer engages the bore of the packer or the bore of a tubular extension arranged on the gasket which is in connection with the drilling of the pipe string. After inflation of both of the two inflatable elements, the fluid pressure in the coiled tubing is adjusted to activate the fluid pressure activatable release mechanism, thus releasing the run-in tool from the inflatable packing and allowing withdrawal of the coiled tubing and run-in tool from the well. Leakage from the production seal is thereby effectively prevented for the entire lifetime of the inflatable seal.

Ytterligere fordeler og anvendelser av oppblåsbare verk-tøyer som innbefatter foreliggende oppfinnelse vil stå klart for fagmannen på basis av den følgende detaljerte beskrivelse av de utførelseseksempler som er vist på vedføyede tegninger. Fig. 1A, 1B, 1C, 1D, 1E og 1F viser samlet et vertikalt partielt snitt av et oppblåsbart verktøy ifølge oppfinnelsen, her illustrert med en oppblåsbar broplugg. Fig. 2A og 2B viser samlet et vertikalt snitt av et oppblåsbart verktøy ifølge oppfinnelsen, som her utgjør en oppblåsbar pakning innsatt i en brønn som har flere produk-sjonsformas joner, hvor det oppblåsbare pakningselement av den oppblåsbare pakning er plassert mellom nedre og øvre Further advantages and applications of inflatable tools which include the present invention will be clear to the person skilled in the art on the basis of the following detailed description of the embodiment examples shown in the attached drawings. Fig. 1A, 1B, 1C, 1D, 1E and 1F collectively show a vertical partial section of an inflatable tool according to the invention, here illustrated with an inflatable bridge plug. Fig. 2A and 2B collectively show a vertical section of an inflatable tool according to the invention, which here constitutes an inflatable pack inserted in a well that has several production formations, where the inflatable pack element of the inflatable pack is placed between the lower and upper

produks j onsformas j oner. product j ons formas j ons.

Fig. 2C og 2D viser lignende riss som fig. 2A og 2B, men med pakningen oppblåst og innkjøringsverktøyet frigjort fra denne. Fig. 3A og 3B viser lignende riss som fig. 2C og 2D, men med innkjøringsverktøyet fjernet og et strømningsregulerende verktøy installert istedenfor innkjøringsverktøyet. Fig. 4A og 4B viser lignende riss som fig. 3A og 3B, men illustrerer fjerning av en strømningsregulerende struper fra det strømningsregulerende verktøy. Fig. 5A er et skjematisk vertikalt snitt som viser pakningen i oppblåst tilstand og med det kveilede rør tilkoblet for tilførsel av sement til en formasjon som befinner seg under den oppblåsbare pakning. Fig. 5B er et lignende riss som fig. 5A, men viser fjerning av innkjøringsverktøyet etter fullført sementeringsopera-s jon. Fig. 6A - 6C viser samlet et skjematisk vertikalt partielt snitt av et to-elements pakningsverktøy ifølge oppfinnelsen. Fig. 7A og 7B utgjør et skjematisk vertikalsnitt som viser et to-elements oppblåsbart verktøy ifølge oppfinnelsen innsatt i en brønn som har flere produksjonsformasjoner, idet de to oppblåsbare pakningselementer er plassert umiddelbart over og under en valgt produksjonsformasjon. Fig. 8A og 8B er riss i likhet med fig. 7A og 7B, men viser oppblåsningen av de to pakninger og adskillelsen av innkjør-ingsverktøyet . Fig. 9A og 9B utgjør samlet et skjematisk vertikalsnitt som viser et to-elements oppblåsbart verktøy ifølge oppfinnelsen innsatt i en brønn som har en lekkende produksjonspakning Fig. 2C and 2D show similar drawings as fig. 2A and 2B, but with the gasket inflated and the drive-in tool released from it. Fig. 3A and 3B show similar drawings as fig. 2C and 2D, but with the run-in tool removed and a flow regulating tool installed in place of the run-in tool. Fig. 4A and 4B show similar drawings as fig. 3A and 3B, however, illustrate the removal of a flow control throttle from the flow control tool. Fig. 5A is a schematic vertical section showing the pack in an inflated state and with the coiled tubing connected to supply cement to a formation located below the inflatable pack. Fig. 5B is a similar view to fig. 5A, but shows removal of the drive-in tool after completion of the cementing operation. Fig. 6A - 6C collectively show a schematic vertical partial section of a two-element packing tool according to the invention. Fig. 7A and 7B constitute a schematic vertical section showing a two-element inflatable tool according to the invention inserted in a well that has several production formations, the two inflatable packing elements being placed immediately above and below a selected production formation. Fig. 8A and 8B are views similar to fig. 7A and 7B, but showing the inflation of the two gaskets and the disassembly of the drive-in tool. Figs. 9A and 9B together form a schematic vertical section showing a two-element inflatable tool according to the invention inserted in a well having a leaking production packing

for å isolere den lekkende produksjonspakning. to isolate the leaking production gasket.

Fig. 9C og 9D er riss lik fig. 9A og 9B, men viser de to pakningselementer i ekspandert tilstand og innkjøringsverk-tøyet under fjerning. Fig. 9C and 9D are views similar to fig. 9A and 9B, but show the two packing elements in an expanded state and the drive-in tool during removal.

Det skal først henvises til fig. 1A - 1F, hvor det er vist et oppblåsbart verktøy 1 av samme generelle type som beskrevet i den tredje av forannevnte verktøyer og som vil fungere som en oppblåsbar broplugg. Verktøyet 1 adskiller seg fra verktøyet beskrevet i nevnte søknad ved at det innbefatter en kuleanleggsflate i innkjøringsverktøyet for å bevirke fluidtrykkaktivisert frigjøring av innkjøringsverk-tøyet fra det oppblåsbare verktøy. Reference should first be made to fig. 1A - 1F, where there is shown an inflatable tool 1 of the same general type as described in the third of the aforementioned tools and which will function as an inflatable bridge plug. The tool 1 differs from the tool described in said application in that it includes a ball fitting surface in the drive-in tool to cause fluid pressure-activated release of the drive-in tool from the inflatable tool.

Enten kan kveilet rør 10 eller konvensjonelle gjengefor-bundne hjelperør benyttes for å senke pakningsverktøyet 1 til dets forønskede posisjon i brønnen ved å føre det gjennom produksjons- eller injeksjonsrør og en pakning, dersom en slik benyttes, slik at det strekker seg inn i den åpne boring av foringen for plassering mellom produksjonsformasjoner som ligger under pakningen. Disse spesielle arran-gementer skal beskrives i detalj i det følgende. Det oppblåsbare pakningsverktøy 1 blåses opp eller "tilsettes" for å tette mot den innvendige overflate av foringen, blir deretter trykkavlastet eller "løsnet", og kan deretter hentes opp til overflaten gjennom produksjonsrøret. Oppblåsning av pakningsverktøyet styres ved å føre fluid under trykk fra overflaten til en aktiviseringsanordning for pak-ningsverktøyet gjennom kveilet rør eller hjelperør 10. Either coiled tubing 10 or conventional threaded auxiliary tubing may be used to lower the packing tool 1 to its desired position in the well by passing it through production or injection tubing and a packing, if one is used, so that it extends into the open drilling of the casing for placement between production formations that lie below the packing. These special arrangements shall be described in detail below. The inflatable packing tool 1 is inflated or "added" to seal against the inner surface of the casing, is then depressurized or "released", and can then be brought up to the surface through the production pipe. Inflation of the packing tool is controlled by passing fluid under pressure from the surface to an activation device for the packing tool through the coiled pipe or auxiliary pipe 10.

Pakningsverktøyet 1 innbefatter en fjernbar øvre delanordning eller et innkjøringsverktøy 12 (fig. 1A og 1B) og en hovedanordning 14 (fig. 1B - 1E). Hovedanordningen kon-trollerer passasje av trykkfluid til et utvidbart pakningselement 16 (fig. 1D og 1E) for å ekspandere pakningselemen-tet mot innerveggen av en foring. En trykkutligningsanordning 80 (fig. 1F) festes under det oppblåsbare pakningselement 16 og benyttes til å utligne trykkforskjellene som verktøyet utsettes for før trykkavlastningsoperasjonen. Under trykkutligningsanordningen 80 danner et sirkulasjons-hus 90 (fig. 1F) bunnen av det oppblåsbare verktøy 1. The packing tool 1 includes a removable upper part device or a drive-in tool 12 (Figs. 1A and 1B) and a main device 14 (Figs. 1B - 1E). The main device controls the passage of pressurized fluid to an expandable packing element 16 (Figs. 1D and 1E) to expand the packing element against the inner wall of a liner. A pressure equalization device 80 (Fig. 1F) is attached below the inflatable packing element 16 and is used to equalize the pressure differences to which the tool is exposed before the pressure relief operation. Below the pressure equalization device 80, a circulation housing 90 (Fig. 1F) forms the bottom of the inflatable tool 1.

Den øvre delanordning av innkjøringsverktøyet 12 innbefatter en toppanordning 20 som er forbundet med den nedre ende av det kveilede rør 10 ved hjelp av flere låseskruer 22. Toppanordningen 20 innbefatter et fiskehalsparti 24 for opptag-else av et konvensjonelt wirefiskeverktøy under slike forhold som skal beskrives i det følgende. Den nedre ende av toppanordningen 20 er utvendig gjenget ved 26 for befes-tigelse til en øvre pilotanordning 28, som har innvendige gjenger 28a og utvendige gjenger 28b på sin nedre ende. En krave 30 er gjengeforbundet med de innvendige gjenger 28a, og den øvre ende av en ytre hylse 32 er festet til de utvendige gjenger 28b og tettet med en 0-ring 28c. The upper part device of the drive-in tool 12 includes a top device 20 which is connected to the lower end of the coiled tube 10 by means of several locking screws 22. The top device 20 includes a fish neck part 24 for receiving a conventional wire fishing tool under such conditions as will be described in the following. The lower end of the top assembly 20 is externally threaded at 26 for attachment to an upper pilot assembly 28, which has internal threads 28a and external threads 28b on its lower end. A collar 30 is threaded with the internal threads 28a, and the upper end of an outer sleeve 32 is attached to the external threads 28b and sealed with an O-ring 28c.

Kraven 30 er forsynt med flere periferielt adskilte, nedad-ragende armpartier 30a, som hver ender i et utvidet hode-parti 30b. Videre er kraven 30 forsynt med en indre, oppadvendende skulder 30b, som holder en portforsynt hylse 31 i stilling mot en nedadvendende flate 28d på den øvre pilotanordning 28. Den portforsynte hylse 31 er forsynt med flere periferielt adskilte, nedad- og utadforløpende porter 31a for tilførsel av fluidtrykk til et ringformet kammer 33 som dannes i den ytre hylse 32. Et rørformet øvre hovedparti 40 rager oppad fra hovedanordningen 14 og ender i et fiskehalsparti 44 som befinner seg i det ringformede kammer 33. De utvidede kravehodepartier 30b samvirker med et ringformet spor 44a som er anordnet i fiskehalspartiet 44, og kravehodene holdes i inngrep med fiskehalspartiet 44 ved hjelp av en øvre ende 36 med redusert tykkelse av et ringformet stempel 34. Det ringformede stempel 34 er forsynt med en O-ringtetning 34a som samvirker med innerveggen av hylsen 32, mens en O-ringtetning 44b anordnet i ytterveggen av det rørformede hovedparti 40 samvirker med innerveggen av det nedre parti 38 av stempelet 34. The collar 30 is provided with several circumferentially separated, downwardly projecting arm portions 30a, each of which ends in an extended head portion 30b. Furthermore, the collar 30 is provided with an inner, upwardly facing shoulder 30b, which holds a ported sleeve 31 in position against a downwardly facing surface 28d on the upper pilot device 28. The ported sleeve 31 is provided with several circumferentially separated, downwardly and outwardly extending ports 31a for supply of fluid pressure to an annular chamber 33 which is formed in the outer sleeve 32. A tubular upper main portion 40 projects upwards from the main assembly 14 and ends in a fish neck portion 44 located in the annular chamber 33. The extended collar head portions 30b cooperate with an annular groove 44a which is arranged in the fish neck portion 44, and the collar heads are held in engagement with the fish neck portion 44 by means of an upper end 36 with reduced thickness of an annular piston 34. The annular piston 34 is provided with an O-ring seal 34a which cooperates with the inner wall of the sleeve 32, while an O-ring seal 44b arranged in the outer wall of the tubular main part 40 cooperates with the inner wall of the lower part 38 of stamp 34.

Det ringformede kammer 33 kompletteres ved det øvre endeparti 52 av en hul stammeanordning 5. Toppen av det øvre endeparti 52 av stammeanordningen 5 er utformet som en fiskehals 54 og er også forsynt med en O-ring 54a som tetter mot ytterveggen av den portforsynte hylse 31. Således vil fluidtrykk som innføres i det ringformede kammer 33 virke mot det utvidede parti 38 av stempelet 34 for å utøve en nedadrettet kraft mot stempelet 34. Stempelet er festet i sin øvre stilling vist på fig. 1B ved hjelp av en skjærskrue 35 som forløper gjennom stempelet og inngriper med et egnet hakk 44c anordnet utvendig på det rørformede legeme 40. I denne stilling vil den øvre ende 36 av stempelet 34 befinne seg i anlegg mot kravehodene 30b og holde hodene i inngrep med låsesporet 44a anordnet i det rørformede legeme 40, for således å fastholde innkjøringsverktøyet 12 på hoveddelen 14 av det oppblåsbare verktøy 1. The annular chamber 33 is completed at the upper end part 52 of a hollow stem device 5. The top of the upper end part 52 of the stem device 5 is designed as a fish neck 54 and is also provided with an O-ring 54a which seals against the outer wall of the ported sleeve 31 Thus, fluid pressure introduced into the annular chamber 33 will act against the extended portion 38 of the piston 34 to exert a downward force against the piston 34. The piston is fixed in its upper position shown in fig. 1B by means of a shear screw 35 which extends through the piston and engages with a suitable notch 44c arranged externally on the tubular body 40. In this position, the upper end 36 of the piston 34 will be in contact with the collar heads 30b and hold the heads in engagement with the locking groove 44a arranged in the tubular body 40, so as to retain the drive-in tool 12 on the main part 14 of the inflatable tool 1.

Den øvre innerflate 31c av den portforsynte hylse 31 er forsynt med en skrådd, oppadvendende flate 31c slik at den vil danne anlegg for en kule på tettende måte, men denne tetning vil ikke hindre fluidstrømning gjennom portene 31a. Når en kule (ikke vist) således slippes eller pumpes gjennom det kveilede rør for anlegg mot den skrådde flate 31c, kan fluidtrykket i det kveilede rør 10 økes for å utøve en nedadrettet fluidtrykkraft mot det ringformede stempel 34. Når en slik kraft økes til et nivå som er tilstrekkelig til å bevirke avskjæring av skjærskruen 35, vil stempelet 34 forskyves nedad, og kravehodene 30b vil bli frigjort fra inngrepet med låsehakket 44a anordnet i den øvre ende av det rørformede hovedparti 40. På denne måte frigjøres innkjør-ingsverktøyet 12 fullstendig fra den øvrige del 14 av det oppblåsbare verktøy 1, og innkjøringsverktøyet 12 kan sammen med kulen og det kveilede rør heves i forhold til resten av det oppblåsbare verktøy 1 eller tas ut av brønnen av grunner som skal beskrives i det følgende. The upper inner surface 31c of the port-provided sleeve 31 is provided with an inclined, upward-facing surface 31c so that it will form a facility for a ball in a sealing manner, but this seal will not prevent fluid flow through the ports 31a. Thus, when a ball (not shown) is dropped or pumped through the coiled tube to abut against the inclined surface 31c, the fluid pressure in the coiled tube 10 can be increased to exert a downward fluid pressure force against the annular piston 34. When such a force is increased to a level which is sufficient to effect cut-off of the shear screw 35, the piston 34 will be displaced downwards, and the collar heads 30b will be released from engagement with the locking notch 44a arranged at the upper end of the tubular main part 40. In this way, the run-in tool 12 is completely released from the other part 14 of the inflatable tool 1, and the drive-in tool 12 together with the ball and the coiled tube can be raised in relation to the rest of the inflatable tool 1 or taken out of the well for reasons to be described in the following.

Det skal så vises til fig. 1C, hvor det rørformede hovedparti 40 av det oppblåsbare verktøy 1 ender i en utvendig gjenget seksjon 40d, som er gjengeforbundet på tett måte med den øvre ende av en forbindelsesanordning 46. O-ringer 46a tetter gjengeforbindelsen. På stort sett samme sted er en stamme 52 festet ved hjelp av gjenger 52a til en mellomliggende stammeforlengelse 53. Det nedre parti av forbindelsesanordningen 46 er innvendig gjenget som angitt ved 46b for forbindelse med den øvre ende av den mekaniske låseanordning 48 (fig. 1C). Gjengene 46b er tettet av O-ringer 46c. Reference should then be made to fig. 1C, where the main tubular portion 40 of the inflatable tool 1 terminates in an externally threaded section 40d, which is tightly threaded to the upper end of a connecting device 46. O-rings 46a seal the threaded connection. In substantially the same place, a stem 52 is attached by means of threads 52a to an intermediate stem extension 53. The lower part of the connecting device 46 is internally threaded as indicated at 46b for connection with the upper end of the mechanical locking device 48 (Fig. 1C) . The threads 46b are sealed by O-rings 46c.

Den mekaniske låseanordning 48 er avskjærbart festet ved sin nedre ende ved hjelp av flere periferielt adskilte skjærskruer 48a til den øvre ende av et mellomliggende hovedparti 50 av det oppblåsbare verktøy 1. Utvendige gjenger 50a på det mellomliggende hovedparti 50 danner forbindelse med den nedre ende av et ytre hylsehus 51, som er forsynt med flere vertikalt adskilte porter 51a som holder det indre av det ytre hylsehus på samme trykk som brønnens ringrom. The mechanical locking device 48 is severably fixed at its lower end by means of several circumferentially separated shear screws 48a to the upper end of an intermediate main part 50 of the inflatable tool 1. External threads 50a on the intermediate main part 50 form a connection with the lower end of a outer casing 51, which is provided with several vertically separated ports 51a which keep the interior of the outer casing at the same pressure as the annulus of the well.

Det øvre rørformede hovedparti 40 er frigjørbart sikret mot relativ bevegelse i forhold til det mellomliggende ytre hovedparti 50 ved hjelp av flere kravearmer 50b som er dannet i ett med og rager oppad fra den øvre ende av det mellomliggende ytre hovedparti 50 og er avsluttet av utvidede hodepartier 50c. Hodepartiene 50c griper i sin tur inn i et ringformet utvendig spor 60b anordnet på den ytre periferi av en indre hovedhylse 60. I verktøyets innkjørte stilling er kravehodene 50c fastholdt i inngrep med låsesporet 60b ved anlegg mot en innvendig utvidet sylindrisk flate 48c dannet innvendig i den mekaniske låseanordning 48. Når en mekanisk kraft utøves mot det øvre rørformede hovedparti 40 ved at fiskehalsen 44 ved toppen av dette forbindes med et wireverktøy, vil således den resulterende oppadret-tede kraft bevirke avskjæring av skruene 48a i den mekaniske låseanordning 48 og derved frigjøre den mekaniske låseanordning 48 slik at den kan bevege seg oppad for å frigjøre kravehodene 50c slik at disse kan bevege seg radialt ut av sporet 60b anordnet i den indre hovedhylse 60. Etter at det øvre rørformede hovedparti 40 har beveget seg tilstrekkelig oppad til å bevirke frigjøring av kravehodene 50c, vil en innvendig skulder 48d på anordningen 48 bevege seg til kontakt med en anslagsring 62, som er forbundet ved hjelp av gjenger 62a til utsiden av den øvre ende av den indre hovedhylse 60, og bevirke heving av den indre hovedhylse 60 for å trykkavlaste det oppblåsbare element 16 på en måte som skal beskrives i det følgende. The upper tubular main part 40 is releasably secured against relative movement in relation to the intermediate outer main part 50 by means of several collar arms 50b which are integrally formed with and project upwards from the upper end of the intermediate outer main part 50 and are terminated by extended head parts 50c. The head portions 50c in turn engage in an annular outer groove 60b arranged on the outer periphery of an inner main sleeve 60. In the driven position of the tool, the collar heads 50c are held in engagement with the locking groove 60b by abutment against an inwardly expanded cylindrical surface 48c formed inside the mechanical locking device 48. When a mechanical force is exerted against the upper tubular main part 40 by connecting the fish neck 44 at the top thereof with a wire tool, the resulting upward force will thus cause the screws 48a in the mechanical locking device 48 to be cut off and thereby release it mechanical locking device 48 so that it can move upwards to release the collar heads 50c so that these can move radially out of the groove 60b arranged in the inner main sleeve 60. After the upper tubular main part 40 has moved sufficiently upwards to effect the release of the collar heads 50c, an internal shoulder 48d of the device 48 will move into contact with a stop ring 6 2, which is connected by threads 62a to the outside of the upper end of the inner main sleeve 60, and causes the inner main sleeve 60 to rise to relieve the pressure of the inflatable member 16 in a manner to be described below.

Fortsetter man nedover fra det mellomliggende ytre hovedparti 50, finner man at konstruksjonen videre gjennom det ek-spanderbare element 16 er identisk med den som er beskrevet i sistnevnte amerikanske søknad. Den indre hovedhylse 60 er således forsynt med flere periferielt adskilte, radiale porter 60a, som står i forbindelse med et ringformet ventilkammer 54 som er dannet mellom innsiden av det ytre hovedparti 50 og utsiden av den indre hovedhylse 60. En tilbakeslagsventil 56 er montert i dette kammer for å forhindre nedadrettet fluidstrømning gjennom dette og holdes i lukket stilling av en fjær 57. Elastomere tetninger 56a og 56b er festet til de indre og ytre partier av tilbakeslagsventilen 56 for å gi tetning mot hhv. utsiden av den indre hovedhylse 60 og innsiden av det ytre husparti 50, for derved å forhindre nedadrettet strømning av trykkfluid gjennom kammeret 54 før fluidtrykket overskrider lukkekraften som ut-øves av fjæren 57 mot tilbakeslagsventilen 56. Under fjæren 57 er en hylseventil 58 (fig. 1D) for forsinket oppblåsning glidbart og tettende montert mellom ytterveggen av den indre rørformede hovedhylse 60 og innerveggen 62b av en forbindelsesanordning 62, som er festet ved hjelp av gjenger 62a til den nedre ende av det mellomliggende ytre husparti 50. En elastomer tetning 58a bevirker tetning av den forsinkede oppblåsningsventil 58 mot ytterveggen av den indre hovedhylse 60, mens en 0-ring 62c anordnet i forbindelsesanordningen 62 bevirker tetning mot ytterveggen av den forsinkede oppblåsningshylseventil 58. En skjærskrue 59 holder den forsinkede oppblåsningsventil 58 på plass i sin innkjørte, lukkede stilling inntil fluidtrykket i kammeret 54 når en verdi som er tilstrekkelig til å bevirke avskjæring av skjærskruen 59. Hylseventilen 58 beveger seg da nedad til åpen stilling. If one continues downwards from the intermediate outer main part 50, one finds that the construction further through the expandable element 16 is identical to that described in the latter American application. The inner main sleeve 60 is thus provided with several circumferentially separated, radial ports 60a, which are connected to an annular valve chamber 54 which is formed between the inside of the outer main part 50 and the outside of the inner main sleeve 60. A non-return valve 56 is mounted in this chamber to prevent downward fluid flow through this and is held in the closed position by a spring 57. Elastomeric seals 56a and 56b are attached to the inner and outer portions of the check valve 56 to provide a seal against, respectively. the outside of the inner main sleeve 60 and the inside of the outer housing part 50, thereby preventing the downward flow of pressurized fluid through the chamber 54 before the fluid pressure exceeds the closing force exerted by the spring 57 against the non-return valve 56. Under the spring 57 is a sleeve valve 58 (fig. 1D) for delayed inflation slidably and sealingly mounted between the outer wall of the inner tubular main sleeve 60 and the inner wall 62b of a connecting device 62, which is attached by means of threads 62a to the lower end of the intermediate outer housing portion 50. An elastomeric seal 58a effects sealing of the delayed inflation valve 58 against the outer wall of the inner main sleeve 60, while an 0-ring 62c provided in the connecting device 62 causes sealing against the outer wall of the delayed inflation sleeve valve 58. A shear screw 59 holds the delayed inflation valve 58 in place in its driven-in, closed position until the fluid pressure in the chamber 54 reaches a value sufficient to cause ke cutting off the shear screw 59. The sleeve valve 58 then moves downwards to the open position.

Når tilstrekkelig fluidtrykk utøves gjennom det kveilede rør 10 og således gjennom boringen av den hule stammeanordning 5, vil fluidtrykket strømme gjennom portene 53a anordnet i det mellomliggende parti 53 av den hule stammeanordning 5 innrettet med portene 60a anordnet i den indre hovedhylse 60, og således inn i ventilkammeret 54 for derved å bevirke oppblåsning av det oppblåsbare element 16 ved at det fortsetter nedad gjennom en trang ringformet passasje 16a dannet mellom innsiden av det oppblåsbare element 16 og utsiden av den indre hovedhylse 60. When sufficient fluid pressure is exerted through the coiled pipe 10 and thus through the bore of the hollow stem device 5, the fluid pressure will flow through the ports 53a arranged in the intermediate part 53 of the hollow stem device 5 aligned with the ports 60a arranged in the inner main sleeve 60, and thus into in the valve chamber 54 to thereby effect inflation of the inflatable element 16 by continuing downwards through a narrow annular passage 16a formed between the inside of the inflatable element 16 and the outside of the inner main sleeve 60.

Det oppblåsbare element 16 er av helt konvensjonell konstruksjon og skal derfor ikke beskrives i detalj. Som vist på fig. 1E, er den nedre ende av det oppblåsbare element 16 festet til en forankringsanordning 17, som i sin tur er forbundet ved hjelp av gjenger 18a til en tetningsanordning 18. O-ringer 17a tetter denne gjengeforbindelse. Tetningsanordningen 18 er forsynt med O-ringer 18a som er anordnet i tettende inngrep med ytterveggen av den indre hovedhylse 60. Om ønskelig kan en fluidtappeplugg 19 være innsatt på tett måte i veggen av tetningsanordningen 18 for å bevirke fullstendig tømming av fluid fra det indre av det oppblåsbare element 16 når anordningen fjernes fra brønnen. The inflatable element 16 is of completely conventional construction and shall therefore not be described in detail. As shown in fig. 1E, the lower end of the inflatable element 16 is attached to an anchoring device 17, which in turn is connected by means of threads 18a to a sealing device 18. O-rings 17a seal this threaded connection. The sealing device 18 is provided with O-rings 18a which are arranged in sealing engagement with the outer wall of the inner main sleeve 60. If desired, a fluid drain plug 19 can be inserted in a tight manner in the wall of the sealing device 18 to cause complete emptying of fluid from the interior of the inflatable element 16 when the device is removed from the well.

Det skal så henvises til fig. 1F, hvor den indre hovedhylse 60 er forsynt med utvendige gjenger 60d ved sin nedre ende og er forbundet med en trykkutligningsanordning 80. Gjengeforbindelsen er tettet ved hjelp av O-ringer 60e. Trykkutligningsanordningen 80 er forsynt med flere periferielt adskilte radiale porter 80a og bærer O-ringer 80b og 80c hhv. over og under portene. 0-ringene 80b og 80c samvirker med ytterflaten av en nedre stammeforlengelseshylse 72, som er festet til den midlere stammeforlengelseshylse 53 ved hjelp av gjenger 53b. Nedadgående forskyvning av hele stammeanordningen 5 forhindres ved at den nedre ende 72a av den nedre stammeforlengelseshylse 72 kommer til anlegg mot et forskyvbart ventilelement 92 anordnet i sirkulasjons-ventilanordningen 90. Oppadgående bevegelse av stammeanordningen forhindres av en anslagsring 74, som er avskjærbart festet ved hjelp av en skrue 74a til utsiden av den nedre dorforlengelse 72 og som vil ligge an mot den nedadvendende skulder 80d anordnet på trykkutligningsanordningen 80. Reference should then be made to fig. 1F, where the inner main sleeve 60 is provided with external threads 60d at its lower end and is connected to a pressure equalization device 80. The threaded connection is sealed by means of O-rings 60e. The pressure equalization device 80 is provided with several circumferentially separated radial ports 80a and carries O-rings 80b and 80c respectively. above and below the gates. The O-rings 80b and 80c cooperate with the outer surface of a lower stem extension sleeve 72, which is attached to the middle stem extension sleeve 53 by means of threads 53b. Downward displacement of the entire stem device 5 is prevented by the lower end 72a of the lower stem extension sleeve 72 coming into contact with a displaceable valve element 92 arranged in the circulation valve device 90. Upward movement of the stem device is prevented by a stop ring 74, which is shearably fixed by means of a screw 74a to the outside of the lower mandrel extension 72 and which will rest against the downward facing shoulder 80d arranged on the pressure equalization device 80.

En sirkulasjonsanordning 90 omfatter en øvre monteringsan-ordning 94, som har innvendige gjenger 94a for inngrep med utvendige gjenger anordnet på den nedre ende av utlignings-anordningen 80. O-ringer 94b tetter denne gjengeforbindelse. A circulation device 90 comprises an upper mounting device 94, which has internal threads 94a for engagement with external threads arranged on the lower end of the compensating device 80. O-rings 94b seal this threaded connection.

Det øvre parti 94 av sirkulasjonsanordningen 90 er gjengeforbundet ved sin nedre ende ved hjelp av gjenger 94c til den øvre ende av et portforsynt hus 96. O-ringer 94d tetter denne gjengeforbindelse. Det portforsynte hus 96 har flere periferielt adskilte radiale porter 96a, som hver skjærer en innvendig boringsflate 96b utformet i det portforsynte hus 96. Et pluggventilelement 92 samvirker tettende med et par O-ringer 96c og 96d anordnet hhv. over og under de radiale porter 96a. I den innkjørte stilling vist på fig. 1F er flere radiale porter 92a anordnet i det øvre hylseparti 92b av ventilpluggen 92. Pluggventilen 92 er festet ved hjelp av én eller flere skjærskruer 93 slik at portene 92a er innrettet med portene 96a. Hylsepartiet 92b av ventilpluggen 92 er videre forsynt med en oppadvendende skråflate 92c som fungerer som en stopper for nedadgående bevegelse av det nedre parti 72 av stammeanordningen 5. En oppadvendende skråflate 72c er utformet ved den øvre ende av det nedre stammeparti 72 og fungerer som et kulesete for å oppta en kule 100 slik at øket fluidtrykk tilført gjennom det kveilede rør 10 vil utøve en nedadrettet kraft på ventilpluggen 92 som er tilstrekkelig stort til å skjære av skruen 93 og bevege ventilpluggen til dennes nederste stilling, hvor en nedadvendende flate 92d på ventilpluggen kommer til anlegg mot en oppadvendende flate 96e på det nedre hus 96. The upper part 94 of the circulation device 90 is threadedly connected at its lower end by means of threads 94c to the upper end of a ported housing 96. O-rings 94d seal this threaded connection. The ported housing 96 has several circumferentially spaced radial ports 96a, each of which intersects an internal bore surface 96b formed in the ported housing 96. A plug valve element 92 cooperates sealingly with a pair of O-rings 96c and 96d arranged respectively. above and below the radial ports 96a. In the run-in position shown in fig. 1F, several radial ports 92a are arranged in the upper sleeve portion 92b of the valve plug 92. The plug valve 92 is fixed by means of one or more shear screws 93 so that the ports 92a are aligned with the ports 96a. The sleeve portion 92b of the valve plug 92 is further provided with an upward inclined surface 92c which functions as a stopper for downward movement of the lower portion 72 of the stem device 5. An upward inclined surface 72c is formed at the upper end of the lower stem portion 72 and functions as a ball seat to accommodate a ball 100 so that increased fluid pressure supplied through the coiled tube 10 will exert a downward force on the valve plug 92 which is sufficient to shear off the screw 93 and move the valve plug to its lowermost position, where a downward facing surface 92d on the valve plug comes for installation against an upward facing surface 96e on the lower housing 96.

I denne nedre stilling vil portene 92a i ventilpluggen 92 ikke lenger være innrettet med sirkulasjonsportene 96a, og derved vil boringen i det oppblåsbare verktøy 1 være lukket ved bunnen. I denne nedre stilling vil videre en ringformet låseutsparing 92e som er anordnet i den øvre utside av ventilpluggen 92 befinne seg i inngrep med en sementdelt låseknast 98. En sirkulær strekkfjær 99 presser låseknas-ten 98 radialt innad. In this lower position, the ports 92a in the valve plug 92 will no longer be aligned with the circulation ports 96a, and thereby the bore in the inflatable tool 1 will be closed at the bottom. In this lower position, an annular locking recess 92e which is arranged on the upper outside of the valve plug 92 will engage with a cemented locking cam 98. A circular tension spring 99 presses the locking cam 98 radially inwards.

Ved normal bruk av det oppblåsbare verktøy 1 blir verktøyet During normal use of the inflatable tool 1, the tool becomes

1 med sine elementer i den stilling som er vist på fig. 1A - 1F, senket ned gjennom en rørstreng, såsom et produksjons-rør, som er installert i en brønn og som kan ende i en produks jonspakning. Det oppblåsbare verktøy 1 senkes gjennom rørstrengen og pakningen slik at det oppblåsbare element 16 inntar en stilling under den øverste produksjonsformasjon. Under innkjøringen kan sirkulasjonen opprettholdes gjennom de innbyrdes innrettede åpne sirkulasjonsporter 96a og 92a. 1 with its elements in the position shown in fig. 1A - 1F, lowered through a pipe string, such as a production pipe, which is installed in a well and which may terminate in a production package. The inflatable tool 1 is lowered through the pipe string and the packing so that the inflatable element 16 occupies a position below the uppermost production formation. During the run-in, the circulation can be maintained through the interconnected open circulation ports 96a and 92a.

Når det oppblåsbare verktøy 1 er riktig plassert i brønnen, blir kulen 100 sluppet eller pumpet ned til anlegg mot den oppadvendende skråflate 72c og bevirker en tetning med denne. Trykkfluid tilføres så til det kveilede rør 10, og dette trykkfluid utøver en nedadrettet kraft på ventilpluggen 92 inntil skjærskruen 93 skjæres over og ventilpluggen 92 beveges til sin nedre stilling hvor sirkulasjonsportene 92a og 96a ikke lenger er innrettet med hverandre og den sentrale boring gjennom verktøyet er effektivt tettet. When the inflatable tool 1 is correctly positioned in the well, the ball 100 is released or pumped down to abut against the upward sloping surface 72c and causes a seal with this. Pressurized fluid is then supplied to the coiled tube 10, and this pressurized fluid exerts a downward force on the valve plug 92 until the shear screw 93 is sheared and the valve plug 92 is moved to its lower position where the circulation ports 92a and 96a are no longer aligned with each other and the central bore through the tool is effectively sealed.

En ytterligere økning i fluidtrykk tilført gjennom det kveilede rør 10 vil bevirke tilsetting av det oppblåsbare element 16 ved å trykke tilbake tilbakeslagsventilen 56 og bevirke avskjæring av tappen 59, for derved å gjøre det mulig for oppblåsningsforsinkelseshylseventilen 58 å bevege seg nedad for å tilføre trykkfluid til det indre av det oppblåsbare element 16. Når trykket som tilføres gjennom det kveilede rør 10 reduseres, vil verktøyet likevel forbli i oppblåst tilstand på grunn av tetningsvirkningen av tilbakeslagsventilen 56, som stenger oppblåsningstrykket inne i det oppblåsbare element 16. A further increase in fluid pressure supplied through the coiled tube 10 will cause inflation of the inflatable element 16 by pushing back the check valve 56 and causing the pin 59 to cut off, thereby enabling the inflation delay sleeve valve 58 to move downward to supply pressure fluid to the interior of the inflatable element 16. When the pressure supplied through the coiled tube 10 is reduced, the tool will still remain in an inflated state due to the sealing action of the check valve 56, which shuts off the inflation pressure inside the inflatable element 16.

For å frigjøre innføringsverktøyet fra bropluggen, blir trykk tilført gjennom det kveilede rør for å blåse opp elementet og dette samme trykk aktiviserer frikoblingen. Det er ikke nødvendig med noen kule. Dersom det imidlertid blir nødvendig å foreta frikobling og trykk ikke kan tilføres verktøyet (fordi elementet har sprukket under oppblåsningen eller en annen form for lekkasje har oppstått), kan en kule slippes og trykk utøves mot kulen for å aktivisere frikoblingen. En økning i fluidtrykk tilført gjennom det kveilede rør 10 vil da virke direkte på den øvre ende av låsestem-pelet 34 (fig. 1B), skjære over skjærskruen 35 for å gjøre det mulig for stempelet å bevege seg nedad slik at den øvre ende 36 av stempelet 34 ikke lenger støter mot kravehodene 30b, hvorved kravehodene kan bevege seg ut av inngrep med utsparingen 44a anordnet i toppen av det øvre hovedparti 40. Innkjøringsverktøyet 12 kan deretter fjernes fra det oppblåsbare verktøy 1 og tar med seg kulen som ble benyttet til å skape fluidtrykket som aktiviserte den fluidtrykkaktiviserbare frigjøringsmekanisme. To release the insertion tool from the bridge plug, pressure is applied through the coiled tube to inflate the element and this same pressure activates the release. No bullet is required. If, however, it becomes necessary to perform a release and pressure cannot be applied to the tool (because the element has ruptured during inflation or another form of leakage has occurred), a ball can be released and pressure applied to the ball to activate the release. An increase in fluid pressure supplied through the coiled tube 10 will then act directly on the upper end of the locking piston 34 (Fig. 1B), cutting across the shear screw 35 to enable the piston to move downward so that the upper end 36 of the piston 34 no longer collides with the collar heads 30b, whereby the collar heads can move out of engagement with the recess 44a arranged at the top of the upper main part 40. The drive-in tool 12 can then be removed from the inflatable tool 1 and takes with it the ball that was used to creating the fluid pressure which activated the fluid pressure activatable release mechanism.

Dersom det på et senere tidspunkt er ønskelig å fjerne det oppblåsbare verktøy 1 fra brønnen, kan dette på en hensikts-messig måte oppnås ved hjelp av wireoperasjoner. Et wire-fiskeverktøy senkes ned i brønnen og inngriper først med fiskehodet 54 anordnet på den øvre ende av det øvre stammeparti 52. Stammeanordningen 5, inklusive toppartiet 52, det midlere parti 53 og bunnpartiet 72 (fig. 1F) kan deretter fjernes fra brønnen. Fjerningen av det nedre parti 72 bevirker åpning av trykkutligningsportene 80a anordnet i trykkutligningsanordningen 80, og fluidtrykket over og under det oppblåsbare pakningselement 16 blir derved utlignet. If at a later stage it is desired to remove the inflatable tool 1 from the well, this can be achieved in an appropriate manner by means of wire operations. A wire fishing tool is lowered into the well and first engages the fishing head 54 arranged on the upper end of the upper stem part 52. The stem device 5, including the top part 52, the middle part 53 and the bottom part 72 (fig. 1F) can then be removed from the well. The removal of the lower part 72 causes the pressure equalization ports 80a arranged in the pressure equalization device 80 to open, and the fluid pressure above and below the inflatable packing element 16 is thereby equalized.

En andre tur med wirefiskeverktøyet gjør det mulig å koble wiren til fiskehalsen 44 (fig. 1B) anordnet på den øvre ende av hovedpartiet 40. En oppadrettet kraft utøvet mot hovedpartiet 40 bevirker avskjæring av skjærskruene 48a (fig. 1C) for å muliggjøre oppadgående bevegelse av låseanordningen 48 som holder kravehodene 50c i låsende inngrep med det ringformede spor 60b anordnet i det rørformede indre hovedparti 60. Påfølgende oppadgående bevegelse av det øvre hovedparti 40 frigjør kravehodene 50c og gjør det mulig for skulderen 48d på den mekaniske låseanordning 48 å bevege seg til inngrep med anslagsringen 62 festet til den indre hovedhylse 60 og derved bevege hovedhylsen 60 oppad. Slik oppadgående bevegelse bringer de aksialt forløpende spor 60e (fig. 1D og 1E) utformet i periferien av den indre hovedhylse 60 i bro-forhold til den elastomere tetning 56a anordnet på tilbakeslagsventilen 56, for derved å tillate trykkfluid i det oppblåsbare element 16 å strømme ut i brønnringrommet ved den øvre ende av det oppblåsbare verktøy. Samtidig blir en flerhet aksialt forløpende spor 60f anordnet i de nedre partier av den indre hovedhylse 60, beveget overfor O-ringstetninger 18a anordnet i tetningsanordningen 18 ved bunnen av det oppblåsbare element 16, og derved blir trykkfluid samtidig tømt ut i brønnringrommet ved bunnen av det oppblåsbare element 16. Etter trykkavlastning av elementet 16 kan hele det oppblåsbare verktøy fjernes fra brønnen ved oppadgående bevegelse av wiren. A second trip with the wire fishing tool enables the wire to be connected to the fishing neck 44 (Fig. 1B) provided on the upper end of the main portion 40. An upward force applied to the main portion 40 causes shearing screws 48a (Fig. 1C) to allow upward movement. of the locking device 48 which holds the collar heads 50c in locking engagement with the annular groove 60b provided in the tubular inner main portion 60. Subsequent upward movement of the upper main portion 40 releases the collar heads 50c and enables the shoulder 48d of the mechanical locking device 48 to move to engagement with the stop ring 62 attached to the inner main sleeve 60 and thereby move the main sleeve 60 upwards. Such upward movement brings the axially extending grooves 60e (Figs. 1D and 1E) formed in the periphery of the inner main sleeve 60 into bridging relationship with the elastomeric seal 56a provided on the check valve 56, thereby allowing pressurized fluid in the inflatable member 16 to flow out into the well annulus at the upper end of the inflatable tool. At the same time, a plurality of axially extending grooves 60f are arranged in the lower parts of the inner main sleeve 60, moved opposite O-ring seals 18a arranged in the sealing device 18 at the bottom of the inflatable element 16, and thereby pressurized fluid is simultaneously emptied into the well annulus at the bottom of the inflatable element 16. After depressurizing element 16, the entire inflatable tool can be removed from the well by upward movement of the wire.

Når det benyttes som pakning har det oppblåsbare verktøy 1 beskrevet i det foregående den enestående fordel at inn-kjøringsverktøyet og det kveilede rør kan frigjøres fullstendig fra den oppblåsbare pakning, slik at boringen av den oppblåsbare pakning forblir fri for hindringer såsom en tilsettingskule. Når den benyttes som broplugg kan den oppblåsbare pakning hensiktsmessigvis trykkavlastes ved utlig-ning av fluidtrykket over og under det oppblåsbare element 16, med påfølgende fjerning av stammeanordningen 52, 53 og 72 fra verktøyet og fra brønnen. When used as a gasket, the inflatable tool 1 described above has the unique advantage that the drive-in tool and the coiled tube can be completely released from the inflatable gasket, so that the bore of the inflatable gasket remains free of obstructions such as a filler ball. When used as a bridge plug, the inflatable packing can conveniently be pressure relieved by equalizing the fluid pressure above and below the inflatable element 16, with subsequent removal of the stem device 52, 53 and 72 from the tool and from the well.

Disse spesielle egenskaper muliggjør mange nye måter å utnytte oppblåsbare verktøyer på, spesielt ved fullførte brønner som har en pakning tilsatt i brønnen og med rør, såsom produksjonsrør eller injeksjonsrør, forbundet mellom pakningen og brønnoverflaten. Dersom brønnen innbefatter flere produksjons- eller injeksjonsformasjoner, kan flere forskjellige operasjoner utføres på utvalgte produksjons-formas joner ved innsetting av et oppblåsbart verktøy som beskrevet i det foregående gjennom primærrørstrengen og pakningen for å bevirke tilsetting av den oppblåsbare pakning over eller under en valgt formasjon. Dersom det tilsettes under en formasjon som skal behandles, kan bropluggversjonen av det oppblåsbare verktøy benyttes til å isolere formasjonen og behandlingsfluider tilføres gjennom primærrørstrengen. Dersom det tilsettes over formasjonen, benyttes en pakningsversjon med åpen boring av verktøyet, og behandlingsfluider tilføres gjennom det kveilede rør. These special properties enable many new ways of utilizing inflatable tools, particularly in completed wells that have a packing added to the well and with tubing, such as production tubing or injection tubing, connected between the packing and the well surface. If the well includes several production or injection formations, several different operations can be performed on selected production formations by inserting an inflatable tool as described above through the primary pipe string and the packing to effect the addition of the inflatable packing above or below a selected formation. If added below a formation to be treated, the bridge plug version of the inflatable tool can be used to isolate the formation and treatment fluids are supplied through the primary tubing string. If it is added above the formation, an open-bore packing version of the tool is used, and treatment fluids are supplied through the coiled tubing.

Det skal så vises til fig. 2A og 2B, hvor det er vist en oppblåsbar pakning 1 som er blitt innkjørt gjennom røret T, en ekspansjonsmuffe E og boringen av en konvensjonell pakning P for plassering av det oppblåsbare element 16 av det oppblåsbare verktøy mellom et par produksjonsformasjoner angitt ved perforeringene P1 og P2 i foringen C. Det vil her bli antatt at egenskapene til produksjonsformasjonen som står i forbindelse med perforeringene P2 er slik at det er ønskelig å begrense mengden av behandlingsfluid som tilføres formasjonen, eller omvendt, å begrense mengden av fluid som strømmer ut av formasjonen. Hvert av disse formål kan oppnås ved hjelp av følgende fremgangsmåte. Først, ved henvisning til fig. 2A og 2B, slippes en kule B1 for anlegg mot kulesetehylsen som er overskjærbart montert i boringen av den oppblåsbare pakning 1. Fluidtrykk tilføres så gjennom det kveilede rør 10 for å bevirke oppblåsing og tilsetting av det oppblåsbare pakningselement 16 til tettende inngrep med veggen av foringen C. Trykket økes deretter til et nivå tilstrekkelig til å bevirke avskjæring av den avskjær-bare kulesetehylse 5 for å tvinge elementene ut av boringen av den oppblåsbare pakning 1, slik det er vist på fig. 2D. Reference should then be made to fig. 2A and 2B, showing an inflatable packing 1 driven through the pipe T, an expansion sleeve E and the bore of a conventional packing P for positioning the inflatable element 16 of the inflatable tool between a pair of production formations indicated by the perforations P1 and P2 in the liner C. It will be assumed here that the properties of the production formation which are in connection with the perforations P2 are such that it is desirable to limit the amount of treatment fluid supplied to the formation, or conversely, to limit the amount of fluid flowing out of the formation. Each of these purposes can be achieved by means of the following procedure. First, with reference to FIG. 2A and 2B, a ball B1 is dropped for engagement against the ball seat sleeve which is shearably mounted in the bore of the inflatable packing 1. Fluid pressure is then applied through the coiled tube 10 to cause inflation and addition of the inflatable packing member 16 into sealing engagement with the wall of the liner. C. The pressure is then increased to a level sufficient to cause shearing of the shearable ball seat sleeve 5 to force the elements out of the bore of the inflatable packing 1, as shown in fig. 2D.

En andre kule B2 (fig. 2D) blir deretter sluppet slik at den kommer til anlegg mot den oppadvendende kuleseteflate 31c anordnet i innkjøringsverktøyet 12, og fluidtrykk blir igjen tilført gjennom det kveilede rør 10 på et høyere nivå enn det som var nødvendig for å bevirke oppblåsning av det oppblåsbare element 16. Dette høyere fluidtrykk bevirker aktivisering av den fluidtrykkaktiviserte frigjøringsmeka-nisme som er bygget inn i innkjøringsverktøyet 12, og innkjøringsverktøyet 12 og det kveilede rør 10 kan så fjernes fra brønnen og etterlate pakningen 1 tilsatt i brønnen som vist på fig. 2D. A second ball B2 (Fig. 2D) is then released to abut against the upwardly facing ball seating surface 31c provided in the run-in tool 12, and fluid pressure is again applied through the coiled tube 10 at a higher level than was necessary to effect inflation of the inflatable element 16. This higher fluid pressure causes activation of the fluid pressure activated release mechanism built into the drive-in tool 12, and the drive-in tool 12 and the coiled pipe 10 can then be removed from the well leaving the packing 1 added in the well as shown in fig. . 2D.

Et rørformet strømningsreguleringsverktøy 110 kjøres så inn i brønnen ved hjelp av wiren og festes til den oppblåsbare pakning 1 i samme stilling som det fjernede innkjøringsverk-tøy 12 hadde, som vist på fig. 3A og 3B. Det strømnings-regulerende verktøy 110 innbefatter i sin boring et wire-fjernbart strupeelement 112, som har en boring 112a med forutbestemt fluidgjennomstrømningsareal. Således vil all strømning inn i produksjonsformasjonen ved den nedre per-forering P2 eller ut av formasjonen nøye reguleres av struperens 112 strømningstverrsnitt. Dersom det av en eller annen grunn skulle være ønskelig å øke eller minske slik strømning, kan en wireoperasjon muliggjøre fjerning av struperen 112 ved hjelp av wireverktøyet 114 (fig. 4A og 4B) og gjeninnsetning av en annen struper med en boring med forskjellig strømningstverrsnitt. Det vil forstås at alle disse operasjoner kan utføres uten å drepe brønnen. A tubular flow control tool 110 is then driven into the well using the wire and attached to the inflatable pack 1 in the same position as the removed drive-in tool 12 had, as shown in fig. 3A and 3B. The flow-regulating tool 110 includes in its bore a wire-removable throttle element 112, which has a bore 112a with a predetermined fluid flow area. Thus, all flow into the production formation at the lower perforation P2 or out of the formation will be carefully regulated by the flow cross section of the choke 112. If for some reason it should be desirable to increase or decrease such flow, a wire operation can enable the removal of the choke 112 with the help of the wire tool 114 (fig. 4A and 4B) and the reinsertion of another choke with a bore with a different flow cross-section. It will be understood that all these operations can be performed without killing the well.

Det skal så henvises til fig. 5A, hvor det er vist at et oppblåsbart verktøy ifølge oppfinnelsen kan benyttes til å utføre sementeringen av en nedre formasjon P2 i en brønn uten å forstyrre produksjonen fra øvre aktive formasjoner. Det oppblåsbare verktøy 1 plasseres herunder over produksjons f ormas jonen(e) som skal sementeres og oppblåses i denne stilling for å tette mot foringen C. Sementeringsfluidet tilføres deretter gjennom det kveilede rør 10 og en vanlig tilbakeslagsventil 3 i verktøyet 1 inntil sementen nærmer seg bunnen av den oppblåsbare pakning. Fluidtrykket i det kveilede rør 10 kan så økes etter at en kule er sluppet for å aktivisere den fluidtrykkaktiviserbare frigjøringsmekanis-me i innkjøringsverktøyet 12, og det kveilede rør 10 og innkjøringsverktøyet 12 kan så fjernes fra brønnen, som vist på fig. 5B. Reference should then be made to fig. 5A, where it is shown that an inflatable tool according to the invention can be used to carry out the cementing of a lower formation P2 in a well without disturbing production from upper active formations. The inflatable tool 1 is placed below over the production formation(s) to be cemented and inflated in this position to seal against the liner C. The cementing fluid is then supplied through the coiled pipe 10 and a common check valve 3 in the tool 1 until the cement approaches the bottom of the inflatable pack. The fluid pressure in the coiled pipe 10 can then be increased after a ball is released to activate the fluid pressure activatable release mechanism in the run-in tool 12, and the coiled pipe 10 and the run-in tool 12 can then be removed from the well, as shown in fig. 5B.

Det er mange ønskelige operasjoner som kan utføres i en produksjonsbrønn uten å fjerne en pakning eller tilhørende rør når en oppblåsbar pakning med to aksialt adskilte oppblåsbare elementer benyttes. Før disse nye måter å benytte oppblåsbare pakninger på skal diskuteres, kan det være ønskelig å beskrive kort det apparat som benyttes for å bevirke samtidig oppblåsning og trykkavlastning av en oppblåsbar pakning som har to eller flere aksialt adskilte, oppblåsbare elementer istedenfor et enkelt oppblåsbart element som beskrevet i det foregående. There are many desirable operations that can be performed in a production well without removing a packer or associated tubing when an inflatable packer with two axially spaced inflatable elements is used. Before these new ways of using inflatable packs are discussed, it may be desirable to briefly describe the apparatus used to effect simultaneous inflation and pressure relief of an inflatable pack having two or more axially separated inflatable elements instead of a single inflatable element which described in the foregoing.

Det skal vises til fig. 6A, 6B og 6C, hvor det er vist en hovedanordning 14' av et oppblåsbart pakningsverktøy 2 som innbefatter to oppblåsbare elementer, nemlig et øvre oppblåsbart element 16 og et nedre oppblåsbart element 16'. Det øvre oppblåsbare element 16 og hele apparatet anordnet over dette er hovedsakelig identisk med det som er beskrevet i forbindelse med fig. 1A - 1F og er identifisert med de samme henvisningstall. Det er således anordnet en indre hovedhylse 60 som samvirker med en ytre hovedanordning som omfatter sammenskrudde elementer 51, 50 og 62, som danner en ringformet fluidpassasje 16a som fører trykkfluid mottatt gjennom radiale porter 60a til det øvre oppblåsbare element 16 og samtidig til det nedre oppblåsbare element 16'. En avskjærbart festet kulesetehylse lik den som er vist på fig. 2B er anordnet i bunnen av verktøyet for å oppta en kule og gjøre det mulig for fluidtrykk å bygge seg opp i den indre hovedhylse 60. Trykkfluidet tilføres gjennom det kveilede rør (ikke vist) og strømmer gjennom porter 60a inn i det ringformede ventilkammer 54 hvor den fjærpåvirkede tilbakeslagsventil 56 er glidbart og tettende montert. Under tilbakeslagsventilen 56 er det på avskjærbar måte festet en forsinkelsesoppblåsningsventil 58 til hovedelementet 62 i en stilling som blokkerer passasjen av trykkfluid i den nedad-forløpende passasje 16a. Disse elementer fungerer på samme måte som beskrevet i det foregående. Reference should be made to fig. 6A, 6B and 6C, where there is shown a main device 14' of an inflatable packing tool 2 which includes two inflatable elements, namely an upper inflatable element 16 and a lower inflatable element 16'. The upper inflatable element 16 and the entire apparatus arranged above it is essentially identical to that described in connection with fig. 1A - 1F and are identified by the same reference numerals. There is thus arranged an inner main sleeve 60 which cooperates with an outer main device comprising screwed together elements 51, 50 and 62, which form an annular fluid passage 16a which leads pressure fluid received through radial ports 60a to the upper inflatable element 16 and simultaneously to the lower inflatable element 16'. A severably attached ball seat sleeve similar to that shown in fig. 2B is provided in the bottom of the tool to receive a ball and allow fluid pressure to build up in the inner main sleeve 60. The pressure fluid is supplied through the coiled tube (not shown) and flows through ports 60a into the annular valve chamber 54 where the spring-actuated non-return valve 56 is slidably and sealingly mounted. Below the check valve 56, a delay inflation valve 58 is detachably attached to the main member 62 in a position which blocks the passage of pressurized fluid in the downwardly extending passage 16a. These elements work in the same way as described above.

En øvre forbindelsesanordning 115 er gjengeforbundet med anordningen 62 ved hjelp av innvendige gjenger 115a. Denne gjengeforbindelse er tettet av en O-ring 62d. Den nedre ende av forbindelsesanordningen 115 er festet ved hjelp av gjenger 115b og tettet av O-ring 115c på den øvre ende av en konvensjonell øvre fastholdelsesanordning 67, som samvirker med det øvre oppblåsbare element 16 på konvensjonell måte for å fastholde den øvre ende av det øvre oppblåsbare element. An upper connecting device 115 is threadedly connected to the device 62 by means of internal threads 115a. This threaded connection is sealed by an O-ring 62d. The lower end of the connecting device 115 is fixed by means of threads 115b and sealed by O-ring 115c on the upper end of a conventional upper retaining device 67, which cooperates with the upper inflatable member 16 in a conventional manner to retain the upper end of the upper inflatable element.

Den nedre ende av det øvre oppblåsbare element 16 samvirker med en konvensjonell fastholdelsesanordning 122. En fastholdelsesanordning 124 er i sin tur gjengeforbundet ved hjelp av innvendige gjenger 122a til en ventilkammeranord-ning 69. Ventilkammeranordningen 69 danner et ringformet innvendig kammer 69a hvor det er montert en andre forsink-elsesventil 58 for å forsinke tilførselen av fluidtrykk til det nedre oppblåsbare element 16' inntil trykket når en verdi som er tilstrekkelig til å bevirke avskjæring av en skjærtapp 59 på samme måte som beskrevet i forbindelse med fig. 1C. The lower end of the upper inflatable element 16 cooperates with a conventional retaining device 122. A retaining device 124 is in turn threaded by means of internal threads 122a to a valve chamber device 69. The valve chamber device 69 forms an annular internal chamber 69a where is mounted a second delay valve 58 to delay the supply of fluid pressure to the lower inflatable element 16' until the pressure reaches a value sufficient to effect cutting off of a shear pin 59 in the same manner as described in connection with fig. 1C.

Utvendige gjenger 69b anordnet på den nedre ende av ventilkammeranordningen 69 tilveiebringer en gjengeforbindelse med en konvensjonell øvre fastholdelsesanordning 124 som fast-holder den øvre ende av det nedre oppblåsbare element 16'. Den nedre ende av det nedre oppblåsbare element 16' fasthol-des av en nedre fastholdelsesanordning 126 som er hovedsakelig identisk med den som er anordnet for det øvre oppblåsbare element 16. Den nedre ende av den nedre fastholdelsesanordning 126 er forsynt med innvendige gjenger 126a for samvirkning med en tetningsanordning 18 som er identisk med den som er vist på fig. 1E og beskrevet i det foregående. External threads 69b provided on the lower end of the valve chamber assembly 69 provide a threaded connection with a conventional upper retaining device 124 which holds the upper end of the lower inflatable member 16'. The lower end of the lower inflatable element 16' is held by a lower retaining device 126 which is substantially identical to that provided for the upper inflatable element 16. The lower end of the lower retaining device 126 is provided with internal threads 126a for cooperation with a sealing device 18 which is identical to that shown in fig. 1E and described above.

En O-ring 18b tetter denne gjengeforbindelse, og O-ringer 18a samvirker tettende med utsiden av den indre hovedhylse 60. An O-ring 18b seals this threaded connection, and O-rings 18a interact sealingly with the outside of the inner main sleeve 60.

Ut fra den foregående beskrivelse vil det forstås at en vanlig ringformet fluidpassasje 16a er anordnet både for det øvre oppblåsbare element 16 og det nedre oppblåsbare element 16'. Forutsatt at det eksisterer tilstrekkelig fluidtrykk til å bevirke åpning av den fjærpåvirkede tilbakeslagsventil 56 og avskjæring av skjærtappene 59 som bæres av forsinkel-sesoppblåsningsventilene 58, vil fluidtrykk samtidig tilføres det indre av det øvre oppblåsbare element 16 og det nedre oppblåsbare element 16', for derved å bevirke at elementene ekspanderer utad til kontakt med foringsveggen. From the preceding description, it will be understood that a regular annular fluid passage 16a is arranged both for the upper inflatable element 16 and the lower inflatable element 16'. Provided sufficient fluid pressure exists to cause opening of the spring-actuated check valve 56 and shearing off of the shear pins 59 carried by the delay inflation valves 58, fluid pressure will simultaneously be supplied to the interior of the upper inflatable member 16 and the lower inflatable member 16', thereby to cause the elements to expand outwards into contact with the lining wall.

Selv om det ikke fremgår på grunn av at tegningene er i så liten målestokk, er den indre hovedhylse 60 forsynt med periferielt adskilte, langsgående spor både ved sin øvre og nedre ende for å bevirke omløp rundt tetningen 56a anordnet på innsiden av tilbakeslagsventilen 56 og 0-ringene 18a anordnet på innsiden av tetningsanordningen 18 for å bevirke samtidig trykkavlastning av de to pakningselementer 16 og 16' når det skjer en oppadgående bevegelse av den indre hovedhylse 60 i forhold til den ytre hovedanordning. Although not apparent due to the drawings being on such a small scale, the inner main sleeve 60 is provided with circumferentially spaced longitudinal grooves at both its upper and lower ends to effect circulation around the seal 56a provided on the inside of the check valve 56 and 0 -rings 18a arranged on the inside of the sealing device 18 to cause simultaneous pressure relief of the two sealing elements 16 and 16' when there is an upward movement of the inner main sleeve 60 in relation to the outer main device.

Det vil forstås at pakningen med to oppblåsbare elementer ikke er forsynt med en trykkutligningsstamme. Slik trykk-utligning er ikke lenger nødvendig på grunn av det faktum at verktøyet er åpnet mot brønnboringen på oversiden og under-siden og forblir trykkutlignet med mindre en ubalanse be-virkes av fluidstrømningen gjennom verktøyet. Denne fluid-strømning vil ikke stoppes når verktøyet hentes opp. It will be understood that the pack with two inflatable elements is not provided with a pressure compensation stem. Such pressure equalization is no longer necessary due to the fact that the tool is opened to the wellbore on the upper side and the lower side and remains pressure equalized unless an imbalance is caused by the fluid flow through the tool. This fluid flow will not be stopped when the tool is picked up.

Det skal så vises til fig. 7A og 7B, hvor det er vist et oppblåsbart verktøy 2 som har vertikalt adskilte oppblåsbare elementer 16 og 16' som er blitt kjørt inn i en brønn gjennom et rør T, en ekspansjonsskjøt E og en pakning P og plassert slik at det øvre og nedre oppblåsbare element 16 og 16' er anbragt på hver sin side av en bestemt formasjon, her vist som den formasjon som befinner seg inntil perforeringene P2, som skal isoleres. Dersom den isolerte formasjon produserer et uønsket fluid, såsom vann eller gass, benyttes pakningsversjonen av det oppblåsbare verktøy 2 vist på fig. Reference should then be made to fig. 7A and 7B, where an inflatable tool 2 is shown having vertically spaced inflatable elements 16 and 16' which have been driven into a well through a pipe T, an expansion joint E and a gasket P and positioned so that the upper and lower inflatable elements 16 and 16' are placed on either side of a specific formation, shown here as the formation that is located next to the perforations P2, which are to be insulated. If the isolated formation produces an unwanted fluid, such as water or gas, the packing version of the inflatable tool 2 shown in fig.

7A og 7B. Etter tilsetting av det øvre og nedre oppblåsbare element 16 og 16<1> i denne versjon, blir kulesetehylsen 5 som befinner seg i boringen av den oppblåsbare pakning, blåst ut av bunnen av den oppblåsbare pakning, og fluidforbindelse 7A and 7B. After adding the upper and lower inflatable members 16 and 16<1> in this version, the ball seat sleeve 5 located in the bore of the inflatable package is blown out of the bottom of the inflatable package, and fluid connection

etableres med formasjoner som befinner seg under de isolerte formasjoner. Ved å slippe en andre, større kule ned på den oppadvendende kuleseteflate 31a (fig. 1A) som befinner seg i innkjøringsverktøyet 12, kan fluidtrykk tilføres gjennom det kveilede rør for å bevirke frigjøring av innkjøringsverk-tøyet 12 fra det oppblåsbare pakningsverktøy 2 for derved å muliggjøre fjerning av det kveilede rør 10 og innkjørings-verktøyet 12 fra brønnen og angjeldende isolerte formasjon, her vist overfor perforeringene P2, slik at den forblir isolert fra de øvrige formasjoner som vist på fig. 8A og 8B, men hvor fluidforbindelsen opprettholdes mellom de øvrige formasjoner gjennom den åpne boring i den oppblåsbare pakning 2. are established with formations located below the isolated formations. By dropping a second, larger ball onto the upwardly facing ball seating surface 31a (Fig. 1A) located in the drive-in tool 12, fluid pressure can be applied through the coiled tubing to effect release of the drive-in tool 12 from the inflatable packing tool 2 thereby enable the removal of the coiled pipe 10 and the drive-in tool 12 from the well and the isolated formation in question, here shown opposite the perforations P2, so that it remains isolated from the other formations as shown in fig. 8A and 8B, but where the fluid connection is maintained between the other formations through the open bore in the inflatable seal 2.

Når det måtte være ønskelig å avslutte isolasjonen av en bestemt formasjon, er det naturligvis kun nødvendig å kjøre inn et wireverktøy for å inngripe med fiskehalsen 44 anordnet i toppen av det øverste ytre hovedlegeme 40 (fig. 1B) og utøve en oppadrettet kraft ved hjelp av wiren for å bevirke trykkavlastning av både det øvre og nedre oppblåsbare element for således å muliggjøre fjerning av hele verktøyet fra brønnen, på samme måte som beskrevet i forbindelse med modifikasjonen på fig. 1A - 1F. When it may be desired to terminate the isolation of a particular formation, it is of course only necessary to drive in a wire tool to engage with the fish neck 44 arranged at the top of the upper outer main body 40 (Fig. 1B) and exert an upward force using of the wire to effect pressure relief of both the upper and lower inflatable element to thus enable removal of the entire tool from the well, in the same manner as described in connection with the modification of fig. 1A - 1F.

En ytterligere måte å utnytte et oppblåsbart pakningsverk-tøy 2 med to vertikalt adskilte, oppblåsbare pakningselementer er å bevirke isolasjon av en lekkende pakning. Det skal i denne forbindelse vises til fig. 9A og 9B, hvor det oppblåsbare verktøy 2 med to vertikalt adskilte, oppblåsbare elementer 16 og 16' er kjørt ned i brønnen gjennom røret T og plassert med det øvre oppblåsbare element 16 i boringen av pakningen P eller i en forlengelseshylse PE som rager ned fra pakningen P, og med det nedre oppblåsbare element 16' anbragt under pakningen P og overfor foringen C. A further way of utilizing an inflatable sealing tool 2 with two vertically separated, inflatable sealing elements is to effect isolation of a leaking seal. In this connection, reference should be made to fig. 9A and 9B, where the inflatable tool 2 with two vertically separated inflatable elements 16 and 16' is driven down into the well through the pipe T and placed with the upper inflatable element 16 in the bore of the packing P or in an extension sleeve PE projecting down from the gasket P, and with the lower inflatable element 16' placed below the gasket P and opposite the liner C.

Når de to oppblåsbare elementer 16 og 16' blåses opp samtidig, som vist på fig. 9C og 9D, vil det øvre oppblåsbare element effektivt tette boringen av den lekkende pakning P, mens det nedre oppblåsbare element 16<1> vil tette ringrommet mellom foringen og hovedlegemet av det oppblåsbare verktøy 2. When the two inflatable elements 16 and 16' are inflated at the same time, as shown in fig. 9C and 9D, the upper inflatable member will effectively seal the bore of the leaking gasket P, while the lower inflatable member 16<1> will seal the annulus between the liner and the main body of the inflatable tool 2.

Som vist på fig. 9B, innbefatter det oppblåsbare verktøy 2 pakningsversjonen av en kulesetehylse 5 overskjærbart montert i boringen av det oppblåsbare verktøy. Etter at det øvre og nedre pakningselement 16 og 16' er blåst opp, blir fluidtrykket øket til et nivå som er tilstrekkelig til å blåse kulesetehylsen og den samvirkende kule ned i brønnen. As shown in fig. 9B, the inflatable tool 2 includes the packing version of a ball seat sleeve 5 shearably mounted in the bore of the inflatable tool. After the upper and lower packing elements 16 and 16' have been inflated, the fluid pressure is increased to a level sufficient to blow the ball seat sleeve and the cooperating ball down into the well.

Ved å slippe eller pumpe en andre kule B2 slik at den kommer til anlegg mot den oppadvendende kuleseteflate 31c anordnet i innkjøringsverktøyet 12, vil fluidtrykk tilført gjennom det kveilede rør 10 kunne økes til et nivå som bevirker fri-gjøring av innkjøringsverktøyet 12 fra det oppblåsbare verktøy 2, for derved å muliggjøre tilbaketrekking av verk-tøyet fra brønnen sammen med det kveilede rør 10, som angitt på fig. 9C og 9D. Således blir lekkasje gjennom den lekkende pakning P effektivt eliminert, og den oppblåsbare pakning kan forbli på plass i hele sin nyttige levetid og gjøre det mulig for brønnen å fortsette produksjonen uten det lange avbrudd som normalt ville være nødvendig for å erstatte den lekkende produksjonspakning. By releasing or pumping a second ball B2 so that it comes into contact with the upwardly facing ball seat surface 31c arranged in the drive-in tool 12, fluid pressure supplied through the coiled tube 10 can be increased to a level which causes the release of the drive-in tool 12 from the inflatable tool 2, thereby enabling withdrawal of the tool from the well together with the coiled pipe 10, as indicated in fig. 9C and 9D. Thus, leakage through the leaking packing P is effectively eliminated, and the inflatable packing can remain in place throughout its useful life and enable the well to continue production without the long interruption that would normally be required to replace the leaking production packing.

Fagmannen vil forstå at de foran beskrevne konstruksjonsmo-difikasjoner av de oppblåsbare verktøyer ifølge foreliggende oppfinnelse muliggjør mange forskjellige anvendelser av slike verktøyer ved kjemisk behandling, formasjonsisolering, strømningskontroll og sementering av formasjoner i produksjons- eller injeksjonsbrønner uten at det er nødvendig å fjerne pakningen og den primære rørstreng. Videre kan lekkasje i en pakning effektivt stanses uten at det er nødven-dig å fjerne den lekkende pakning. De økonomiske fordeler ved fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelse er derfor åpen-bar. The person skilled in the art will understand that the previously described construction modifications of the inflatable tools according to the present invention enable many different applications of such tools in chemical treatment, formation isolation, flow control and cementing of formations in production or injection wells without it being necessary to remove the packing and the primary pipe string. Furthermore, leakage in a gasket can be effectively stopped without it being necessary to remove the leaking gasket. The economic advantages of the method according to this invention are therefore obvious.

Alle de beskrevne modifikasjoner forutsatte at brønnen var foret og at den primære rørstreng var forankret i brønnen ved hjelp av en konvensjonell pakning. Fremgangsmåtene og apparatet ifølge oppfinnelsen kan imidlertid benyttes i uforede brønner og med rørstrenger som understøttes i brøn-nen ved hjelp av andre elementer enn en pakning. All the described modifications assumed that the well was lined and that the primary pipe string was anchored in the well using a conventional packing. However, the methods and apparatus according to the invention can be used in unlined wells and with pipe strings that are supported in the well by means of elements other than a gasket.

I alle modifikasjonene illustrert på tegningene ble frikoblingen av innkjøringsverktøyet 12 fra det oppblåsbare verk-tøy 1 vist utført ved hjelp av fluidtrykk. Det skal imidlertid nevnes at slik frigjøring også kan oppnås mekanisk ved hjelp av oppadrettet strekkraft i det kveilede rør ved innsetting av en konvensjonell strekkfrigjøringsanordning mellom innkjøringsverktøyet 12 og det oppblåsbare verktøy 1. In all the modifications illustrated in the drawings, the disengagement of the drive-in tool 12 from the inflatable tool 1 is shown to be carried out by means of fluid pressure. However, it should be mentioned that such release can also be achieved mechanically by means of upward tension force in the coiled pipe by inserting a conventional tension release device between the run-in tool 12 and the inflatable tool 1.

Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med spesielle utførelser som er angitt i detalj, vil det forstås at dette er gjort kun av illustrative hensyn og at oppfinnelsen ikke nødvendigvis er begrenset til disse i og med at alternative utførelser og bruksmåter vil være åpenbare for fagmannen i lys av denne beskrivelse. Således har man under overveielse modifikasjoner som kan gjøres uten å avvike fra tanken bak den beskrevne oppfinnelse. Although the invention has been described in connection with particular embodiments which are indicated in detail, it will be understood that this has been done for illustrative purposes only and that the invention is not necessarily limited to these as alternative embodiments and methods of use will be obvious to the person skilled in the art in light of this description. Thus, one has under consideration modifications that can be made without deviating from the idea behind the described invention.

Claims

1. Method for isolating a formation that produces an unwanted fluid in a production well having a casing (C) passing through several production formations (P1,P2,P3), one of which (P2) produces an unwanted fluid and the others (P1,P3 ) produces desired hydrocarbon fluids, which well has a production pipe (T) which is suspended in the well and terminates above the production formations, which method comprises: attaching an inflatable packing (16) to the end of a small diameter pipe (10) by means of a run-in tool (12) having a fluid pressure operated release mechanism, drive the inflatable packing (16) on the pipe (10) through the production pipe (T) to place the inflatable packing (16) in the casing (C) below the production pipe (T), and pass pressurized fluid through the pipe (10) to add the inflatable packing (16) in the liner (C), characterized by the steps of: assembling two inflatable gaskets (16,16') with sufficient axial distance to be placed on either side of the formation (P2) which produces unwanted fluid, which assembled gaskets (16,16') have central bores communicating with each other and inflation passages communicating with the central bores, run the assembled inflatable packings (16, 16') on the pipe (10) through the production pipe (T) to place the two inflatable packings on each side of the production formation (P2) which produces unwanted fluid, and pass pressure fluid through the pipe (10) to add the inflatable packings (16, 16') in the well and isolate the formation (P2) which produces unwanted fluid.

2. Method according to claim 1, characterized in that it comprises the further steps of: providing a fluid pressure in the bore of the tubular drive-in tool (12) to activate the fluid-pressure-operated release mechanism and cause release of the drive-in tool (12) from the upper inflatable packing (16), and pick up said pipe (10) and the run-in tool (12) from the well.

3. Method according to claim 2, characterized in that the upper inflatable packing (16) is connected with a wire to first relieve pressure and then pick up both pressure-relieved packings (16, 16') from the well.

4. Method according to claim 1, characterized in that the lower inflatable seal (16') is provided with a ball seat sleeve (72) which can be cut into its bore, while the drive-in tool (12) is provided with a larger ball seat (31c), that the step of supplying pressure fluid to add the inflatable gaskets (16,16') comprises first placing a ball (100) in contact with the ball seat sleeve (72), that after the inflation of said inflatable gaskets (16,16'), to increase the fluid pressure in said pipe (10) to force the shearably attached ball seat sleeve (72) downwards to open the central bore of the lower inflatable gasket (16), that a second ball is guided through the channel to abut against said larger ball seat (31c) the run-in tool (12), and that the fluid pressure is increased in the pipe (10) to a sufficient extent to activate the pressure-operated release mechanism (30b, 44a), thereby enabling the retrieval of the pipe (10) and the run-in tool (12) from the well.