NO311903B1 - Opplösbar tempor¶r plugg for bruk i en brönn og fremgangsmåte for setting av pluggen - Google Patents
Opplösbar tempor¶r plugg for bruk i en brönn og fremgangsmåte for setting av pluggen Download PDFInfo
- Publication number
- NO311903B1 NO311903B1 NO19951683A NO951683A NO311903B1 NO 311903 B1 NO311903 B1 NO 311903B1 NO 19951683 A NO19951683 A NO 19951683A NO 951683 A NO951683 A NO 951683A NO 311903 B1 NO311903 B1 NO 311903B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- plug
- well
- fluid
- housing
- temporary
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 93
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 21
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 14
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 claims description 14
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 4
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 14
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 4
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000012945 sealing adhesive Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
- E21B23/006—"J-slot" systems, i.e. lug and slot indexing mechanisms
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
- E21B23/042—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion using a single piston or multiple mechanically interconnected pistons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/134—Bridging plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
- E21B34/102—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Prostheses (AREA)
- Respiratory Apparatuses And Protective Means (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en anordning og fremgangsmåte for temporær lukking av en underjordisk fluidførende rørledning som angitt i ingressen til kravene 1 og 9.
Ved vanlig praksis, når en brønn-rørledning midlertidig skal avstenges, er det vanlig å innsette en plugg i rørledningen for å forhindre strømning av fluider på det utvalgte sted. Med hensyn til olje og gassbrønner er det mange typer plugger som blir benyttet for forskjellige applikasjoner. Som et eksempel er det kjent fjernbare plugger som vanligvis benyttes under sementeringsprosedyrer som er tilvirket av myke metaller som kan bores ut av rørledningen etter bruk. Pluggene som kan fjernes fra en brønn intakt, blir referert til som "opphentbare" plugger. Imidlertid krever fjerning mekanisk inngrep fra brønnens overflate. Vanlige inngreps-teknikker innbefatter gjeninnføring med vaierline, kveilrør eller rørstreng i brønnen.
Etter at en konvensjonell pluggtype er blitt satt og det deretter blir nødvendig å gjenetablere strømning, må ethvert verktøy som har vært i forbindelse med pluggen under dens bruk tas ut eller trekkes ut fra brønnen for å gi adkomst for pluggen for uttaksprosessen. Uttrekking av verktøy og fjerning av pluggen for å gjenetablere strømning inne i en brønn-rørledning medfører ofte betydelig kostnad og avbruddstid for riggen. Det er derfor ønskelig å utvikle en plugg som kan hurtig fjernes eller ødelegges uten verken betydelig kostnad eller avbruddstid for riggen.
Kjente rørledningsplugger som innbefatter skjøre elementer som må brytes fra sin pluggingsposisjon innbefatter spreng-flater som er stasjonært plassert inne i rørformede hus og elementer av klafftypen. Brudd kan initieres ved å gjennomtrenge pluggen for å bevirke ødeleggende spenninger inne i pluggens hus, mekanisk støt og knusing av pluggen, eller øke trykkforskjellen over pluggen inntil pluggen "blåses" av fra sitt sete eller anlegg. Etter brudd har skjedd, må de medfølgende skår og biter skylles ut fra brønnboringen med kompletteringsfluid eller lignende i mange situasjoner. Fordi de fleste kjente konstruksjoner påberoper seg en forholdsvis flat plugg som skal støttes omkring sin periferi, bryter pluggen vanligvis fra innsiden og utad og i forholdsvis store biter.
Norsk patentsøknad 19961386 beskriver en temprær plugg til bruk for å tette en brønn, og der pluggen er bygget opp av et aggregat og et bindemiddel, der bindemiddelet har mindre partikkelstørrelse enn aggregatet. Pluggen fjernes ved at en høytrykksstrøm av brønnfluid ledes på pluggen, slik at pluggen ødelegges og løses opp i brønnfluidet.
US 4,186,803 beskriver en temporær plugg av en sone i en brønn hvor det brukes salt som bindemiddel.
I enkelte tilfeller vil operasjoner i en brønn kreve at en midlertidig plugg blir innsatt i en rørledning, vanligvis produksjonsrørstrengen eller brønnforingsrøret, men det kan også være rørkomponenter i forbindelse med brønnverktøy som blir brukt i brønnen. Et eksempel på et slikt brønnverktøy er en trykkinnsatt ekspansjonspakning. I en typisk utforming vil ekspansjonspakning-enheten ha et halerør som forløper under tetningselementene. En midlertidig plugg vil ha blitt installert i halerøret før pakningen settes i brønnen eller vil bli installert under innsettingsprosessen. Skjøre plugger beskrevet ovenfor kan benyttes til å plugge halerøret. Alternative plugginnretninger kan innbefatte en med vaierline anbragt plugg, en med vaierline anbragt testplugg (dart) eller en kule i anlegg på et sete. Uansett, etter at pakningen er blitt innsatt, er det ønskelig at pluggingskon-struksjonen fjernes for å etablere en passasje gjennom pakningsenheten. Som tidligere beskrevet må en skjør plugg i pakningen mekanisk brytes fra sitt sete. I tilfelle av en kule i anlegg på en krave-fangrørstuss (collet cather sub), må tilstrekkelig trykk pådras over ekspansjonspakningen for å drive kulen inn i brønnen bak pakningsenheten.
En vanlig ulempe ved enten det ødelagte skjøre element eller den utdrevne kule er at potensielt ødeleggende avfall blir igjen i brønnen. Avfallets betydning øker i ikke-vertikale brønner fordi det kan være igjen forholdsvis lokalt på det sted det løsner hvor fortsatt brønnaktivitet og operasjoner kan finne sted, eller i det minste passere i fremtiden. Boreavfallet kan også transporteres oppad i brønnforurens-ningsutstyr langs veien eller overflateutstyr i toppen av brønnen. Dette skal være i motsetning til vertikale brønner hvor avfallet mer sannsynlig faller klar av arbeidsmekanis-mer, men kan også skape forurensningsproblemer.
Ifølge oppfinnelsen er det således tilveiebragt en anordning og fremgangsmåte av den ovenfor beskrevne type og som inngitt i innledningen til de medfølgende krav 1 og 9. Anordningen og fremgangsmåten er således kjennetegnet ved at den temporære plugg er oppbygget i det minste delvis av materiale som kan løses opp i brønnfluidet, og innbefatter et aggregat og bindemiddel i form av et hovedsakelig stivt, skjørt element. Foretrukne trekk ved anordningen ifølge oppfinnelsen fremgår av de medfølgende krav 2 til 8.
Den foreliggende oppfinnelse frembringer en fremgangsmåte og en anordning for å etablere en fluidtypeplugg i brønn-rørledninger som kan fjernes på kommando for å tillate fluidstrømning forbi det pluggede sted innenfor en kort tidsperiode. Det er antatt at pluggeanordningen og fremgangs-måtene vist her vil kunne benyttes på rørledning med enhver dimensjon. Dimensjonene på pluggen vil avhenge av arealet som skal plugges og servicef orholdene i hvilken den vil bli anbragt. Forringelse og uttak av pluggen gjennomføres uten mekanisk inngrep fra brønnens overflate. Videre omfatter de resulterende etterlatenskaper eller "avfall" fra den fjernede plugg tilstrekkelig små partikler som lett transporteres med fluidene i brønnen uten å sperre eller tilstoppe andre sider og utstyr i brønnen. Disse fordeler, såvel som andre som vil fremgå av beskrivelsen, gir tids- og kostnadsbesparelser for en brønnoperatør.
I en eller flere av utførelsene beskrevet her, har pluggen en radiell kant som er sårbar for påføring av ikke-ensartede skjærkrefter. Pluggen kan ødelegges gjennom påsetting av øket trykk i huset som bærer pluggen som aktiviserer en plugg-bristningsmekanisme som i sin tur ødelegger integriteten til pluggen nær dens radielle kant. Dette gjør at puggen i hovedsak kan fjernes fra den blokkerte rørledning innenfor en kort tidsperiode deretter.
Pluggen utgjøres av en salt- og sandblanding som er svært motstandig mot fluidtrykkrefter, men er utsatt for ødeleggelse under ikke-ensartede skjærkrefter nær den radielle kant og strekkrefter på ethvert annet sted. Pluggen er omsluttet med en plugghylse. Hylsen er innelukket i et plugghus som kan plasseres i brønnboringen. I en eksempelvis utførelse er hylsen i forbindelse med huset slik at fluid kan fortrenges omkring plugghylsen når huset anbringes i brønnboringen. I denne egenskap tillater pluggen at brønnfluider passerer gjennom denne og fyller produksjonsrøret over pluggen under utplassering i brønnen. Dette hindrer at produksjonsrøret må fylles fra overflaten for å balansere det hydrostatiske trykk innenfor og utenfor produksjonsrøret. Når pluggen har nådd det ønskede sted inne i brønnboringen, posisjoneres plugghylsen inne i huset slik at fluidstrømmen blokkeres. Dette blir betraktet å være en "kontroll"-posisjon fordi pluggen blokkerer fluidstrømmen en retning (nedad) i denne posisjon mens den ville tillate strømning i den annen retning (oppad).
Et ringformet skjærelement som oppviser et punktbelastningsparti holdes inne i plugghylsen og er løsbart forbundet til denne. Når det er ønsket frigjøres skjærelementet fra den omgivende plugghylse og det punktbelastede parti presses mot den radielle pluggkant for i hovedsak å ødelegge pluggkon-struksjonen. Pluggmaterialet er i det vesentlige oppløsbart i brønnboringsfluidet for å tillate gjenetablering av fluidgjennomstrømning og operasjonene inne i brønnboringen kort etterpå.
En anordning som vanligvis blir referert til som en pluggenhet for midlertidig avstengning av en underjordisk fluidledende rørledning som kan innbefatte brønnforingsrør, produksjonsrørstreng eller rørledninger inne i brønnutstyr er illustrert og beskrevet her. Pluggenheten innbefatter et hult hus plassert i fluidet i en undervannsbrønn. Det er en temporær plugg plassert inne i huset for å sperre fluidpassasje gjennom dette hus. Også plassert i huset er en mekanisk fraktureringsinnretning for å bryte den temporære plugg slik at fluidstrøm gjennom huset tillates. Den temporære plugg er oppbygd minst delvis av materialet som er oppløsbart i brønnfluidet. Det oppløsbare parti av den temporære plugg innbefatter et aggregat og bindemiddel som størknes til et hovedsakelig stivt skjørt element som er plugglegemet. Fordi bindemiddelet oppløses i brønnfluidet frigjøres de individuelle deler av aggregatet fra hverandre. Ved å inkludere aggregatet påskyndes tiden nødvendig for å oppløse bindematerialet fordi aggregatet faller bort fra bindemiddelet som dermed avdekker avdekker økende mengder av overflateareal av bindemiddelet for de oppløsende brønnflui-der. Størrelsen på aggregatet er slik at hver partikkel er tilstrekkelig liten slik at det ikke vil hemme andre operasjoner som utføres i brønnen etter at pluggen er nedbrutt. Det er påtenkt at aggregatet også kan være oppløsbart i brønnfluidene. Hastigheten med hvilken aggregatet går i oppløsning i brønnfluidet ville imidlertid avvike fra tiden det tar å oppløse bindemiddelet.
I en eksempelvis utførelse er aggregatet sandpartikler og bindemiddelet er salt. For å sikre at sandpartiklene ikke tilstopper andre operasjoner, er det blitt funnet å være fordelaktig, men ikke kritisk, å benytte sandpartikler som har en diameter på omlag 1 mm.
I en foretrukken utførelse er den temporære plugg i det minste delvis holdt innenfor en oppløsningsmotstandig omslutning sammensatt av hovedsakelig rent bindemiddel. En innretning for å trenge gjennom omslutningen for å gi brønnfluidet adkomst til innsiden av den temporære plugg kan være anordnet.
En fremgangsmåte for å utnytte den ovenfor beskrevne temporære plugg vil innbefatte installasjon av en temporær skjør plugg inne i et hus plassert i en fluidledende rørledning og deretter anbringe dette hus i en brønn slik at pluggen blir neddykket i brønnfluidet. Den temporære plugg blir deretter frakturert slik at den brister i biter som ikke kan bæres i huset og deretter tillater fluidstrømning gjennom huset. Pluggen blir så oppløst i partikler tilstrekkelig små til at de ikke vil tilstoppe fremtidig operasjoner i brønnen.
I en annen foretrukken utførelse har den midlertidige plugg en indre kjerne av ubundet aggregat holdt inne i en fleksibel membran. Aggregatet er vakuumpakket inne i membranen slik at den midlertidige plugg er i hovedsak stiv mens undertrykk opprettholdes inne i membranen. For å fjerne den midlertidige plugg er en innretning for å trenge membranet anordnet som åpner en gang for å tillate adkomst av brønnfluid til innsiden av den temporære plugg. En tilsvarende metode for utnyttelse av denne utførelsen innbefatter installering av den temporære plugg i huset som befinner seg inne i en fluidledende rørledning. Huset blir så plassert i en fluidfyllt brønn slik at pluggen er neddykket. Membranen blir så gjennomtrengt slik at undertrykket (forskjellen over membranen) balanseres for å tillate en tidligere i hovedsak stive plugg å klappe sammen og ikke kunne understøttes i huset. Som et resultat tillates samtidig fluidstrømning gjennom huset. Etter sammenklapping frigjøres det løse aggregat fra membranet og tas bort fra huset med brønnflui-det .
Nok en utførelse har en temporær plugg båret i et hus med en periferi av pluggen. Pluggen er i hovedsak sfærisk kuppelformet. På grunn av denne form er kreftene som opptrer i pluggen nesten utelukkende i form av trykk. Dette kan være i motsetning til kjente bruddplater som er flate og sårbare for lekkasje på grunn av strekk- og skjærspenninger som frem-kalles under operasjonen. I en flat bruddplate kan store strekkspenninger opptre på den nedre flate av plugglegemet som vender bort fra det påførte trykk mens store skjærkrefter opptrer omkring flatens periferi ved de steder hvor kanten av platen ligger mot bærestrukturen. I kombinasjon omfatter disse spenninger integriteten for den flate plates virkemåte.
Det kan likeledes fastslås at oppfinnelsen vist her innbefatter en skjør plugg for utplassering i en brønnboring for å sperre fluidgjennomstrømning. Pluggen har en radiell kant og er brytbar ved påføring av ikke-ensartede skjærkrefter nær pluggens kant. Etter brudd fjernes pluggen i hovedsak fra brønnboringen ved oppløsning av de resulterende stykker i brønnfluider. En fremgangsmåte for å anvende pluggen vil innbefatte plassering av den skjøre plugg i en brønnboring for å sperre fluidgjennomstrømning. Etter bruk blir pluggen så avhended ved å bruke en pluggbristemekanisme nær pluggen som kan aktiviseres ved innføring av øket trykk i den pluggede rørledning. I en utførelse omfatter pluggbriste-mekanismen et par i hverandre lagte radielle bæreelementer som er valgvis skillbare for å endre radiell støtte av pluggen som dermed gjør pluggen sårbar for vesentlig ødeleggelse med brønnboringstrykket.
Alternative utførelser er beskrevet der pluggen utgjøres av vakuumpakket aggregat inne i en fleksibel omslutning eller tilvirket av et kjeramisk materiale eller glassmateriale eller av væskeoppløselige metaller.
Fig. IA til 1C viser alternative utførelser av en eksempelvis plugg oppbygd i samsvar med den foreliggende oppfinnelse. Fig. 2A viser en pluggenhet oppbygd i samsvar med den foreliggende oppfinnelse under anbringelse i en brønnboring. Fig. 2B viser en pluggenhet oppbygd i samsvar med den foreliggende oppfinnelse med pluggen innsatt mot fluidstrømning.
Fig. 2C viser destruksjon av pluggen med skjærelementet.
Fig. 3 viser en alternativ pluggenhet der pluggen utgjøres
av et kuppelformet glass- eller kjeramisk materiale.
Fig. 4 og 5 viser en utførelse der valgvis brønnfluidadkomst
fås ved å bryte hylsen der plugglegemet bæres.
Det vises til fig. IA hvor det er vist en eksempelvis, temporær plugg 10 med en konveks øvre side 11 og en konkav nedre side 12, såvel som en oppad, utad vinklet vertikal konisk flate 13. Det indre parti av pluggen 10 kan utgjøres av ethvert materiale, eller kombinasjoner av materialer, som vil enten løse seg opp i brønnfluider eller nedbryte til partikler som er tilstrekkelig små til at disse partikler ikke forurenser eller tilstopper andre komponenter i brønnen eller funksjoner utført i brønnen. Det er antatt at pluggen 10 typisk vil utgjøres av et lite aggregat og et bindemiddel-materiale. Bindemiddelet vil vanligvis være oppløsbart i brønnfluidene og aggregatet vil være tilstrekkelig lite til at det blir svevende i brønnfluidene for transport med disse. I tilfelle at brønnfluidene er for tynne til å bære aggregatet, så vil de individuelle partikler være tilstrekkelig små til at deres nærvær ikke kommer i konflikt med andre operasjoner i brønnen. Et eksempel på et akseptabelt bindemiddel er salt og et eksempel på et akseptabelt aggregat er sand. Bruken av sand i pluggens 10 sammensetning hjelper nedbrytningen av pluggmaterialet i brønnfluidet etter at den første integritet av pluggen 10 er mekanisk ødelagt. Sanden øker porøsiteten og permiabiliteten i pluggen 10, som dermed gir større overflateareal hvorpå de oppløsende krefter i fluidet kan virke.
Som vist utgjøres pluggen 10 av en salt- og sandblanding. I en foretrukken utførelse er sanden svært fin og har hovedsakelig ingen partikler større enn 1 mm i diameter. Saltet kan være av granulert "bordsalt" variant. De eksakte proporsjoner mellom sand og salt er ikke kritisk; en blanding på omlag 50 vektprosent av hver har vist seg å være akseptabelt. En liten væskemengde tilsettes blandingen slik at en plugg 10 kan dannes ved å densifisere og størkne bestanddels-materialene under trykk og varme.
Pluggen 10 dannes i en hensiktsmessig utformet form hvortil trykk og varme påføres. Temperaturen må være tilstrekkelig til å drive bort fuktigheten i sand- og saltblandingen. I typiske applikasjoner nede i olje- og gassbrønner bør den resulterende støpte plugg 10 være istand til å motstå trykkrefter i størrelsesorden 20,8 MPa og temperaturer på 100° C. Pluggen bør også ha vært tilstrekkelig komprimert slik at den motstår vibrasjoner som erfares inne i brønn-miljøet.
I en utførelse er overflatearealene av pluggen 10 som blir avdekket for brønnfluid forseglet. Samtidig bør pluggen 10 være tilstrekkelig sprø til å være sårbar for destruktive skjærkrefter slik som ved påsetting av en punktbelastning av en valgt størrelse.
Det antas at trykkene som pluggen 10 skal holde vil være ovenfra. Derfor blir pluggen 10 orientert til å holde disse trykk mens størrelsen på strekkspenningene som opptrer inne i selve pluggen 10 gjøres minst mulig. Det antas imidlertid at pluggen 10 kunne orienteres til å holde trykk nedenfra, eller i enhver annen retning. Derfor, i de eksempelvise illustra-sjoner er pluggen oppad bueformet for å gi optimal motstand mot nedad virkende fluid-trykkrefter i en brønnboring. Det skal bemerkes at i den foretrukne utførelse ifølge fig. IA ville buen i den konkave flate 12 tilsvare grovt et segment av en mindre sfære enn den hvortil buen av en konveks flate 11 tilsvarer. Flaten 13 er fortrinnsvis vinklet utad i en konisk form. Det skal imidlertid forstås at dimensjonene av pluggen 10 styres av avstanden den må omspenne for å plugge en bestemt rørledning og er derfor varierbar.
Integriteten til salt- og sandpluggen 10 nettopp beskrevet kan forbedres ved påføring av et tynt beskyttende fluidugjen-nomtrengelig belegg 15, slik som epoxy, på overflatene 11 og 12 for å forsegle pluggflaten mot brønnfluid. I tillegg kan deler av pluggens 10 utside innkapsles i et fleksibelt hylster eller omslutning 17 for beskyttelse mot brønnborings-fluider. Neoprengummi eller annen myk gummi er egnet for oppbygning av omslutningen 17.
Alternativt kan pluggmaterialet i omslutningen 17 kun være sand som er vakuumpakket i denne. Undertrykket i omslutningen 17, med en størrelse på omlag 1 atmosfære, vil opprettholde sandkornene i tett inngrep med hverandre for å hindre relativ bevegelse mellom disse. Det skal forstås at det relative trykk på det innkapslede materialet vil øke når pluggen 10 plasseres lengre ned i brønnen på grunn av det hydrostatiske trykk. Derfor vil undertrykket påført aggregatet under drift være likt med det hydrostatiske trykk, pluss 1 atmosfære. Når det er ønsket å fjerne en slik vakuumpakket plugg 10 fra en rørledning, punkteres omslutningen 17 eller fås til å briste på annen måte, som bevirker at sanden i pluggen blir frigjort og omslutningen klapper sammen. Det er også mulig at hylsteret eller omslutningen 17 vil bryte opp i flere biter. Derfor bør hylsteret 17 være tilstrekkelig tynt slik at de resulterende biter ikke representerer impedanser på verktøyet plassert i brønnboringen etter destruksjon av pluggen. Videre kan omslutningen 17 være oppbygd av et materiale som tilslutt vil løse seg opp i brønnf luidene, men ikke innenfor den forventede levetid av pluggen 10.
Det vises nå til fig. IB, hvor den alternative utførelse av en plugg 20 er vist som er utformet hovedsakelig likt med pluggen 10. Pluggen 20 har et sentralt parti 21 som kan utgjøres av en sand/saltblanding som tidligere beskrevet. En ytre skorpe 22 er dannet rundt det sentrale parti 21. Fig. 1C viser en variant av pluggen 20 der lokk 27 og 28 er oppbygd i likhet med skorpen 22. Skorpen 22 kan utgjøres av hovedsakelig 100$ bindemiddel som er komprimert og oppvarmet for å bli tildannet i ett med det sentrale parti 21 av pluggen 20. I en eksempelvis utførelse har salt blitt benyttet som skorpe 22. Testing har vist at pluggmateriale tildannet i hovedsak av bare salt er mer motstandig mot trykkrefter og forringelse av brønnboringsfluider enn pluggmaterialet av en salt/sandblanding. Derfor gir en skorpe-kombinasjon som vist en sterkere plugg som i utgangspunktet bibeholder sin stive form, men deretter bryter hurtig ned når skorpen eroderer som tillater brønnfluid inn i det sentrale parti. Under oppbygning av pluggen 20 vil tykkelsen av skorpen 22 bli bestemt av den ønskede tidsperiode før den oppløsbare skorpe er tilstrekkelig oppløst til å eksponere en del av det sentrale parti 21, hvoretter destruksjon av pluggen skjer hurtig.
Det vises nå til fig. 2A der en eksempelvis pluggenhet 50 er vist som innbefatter et ytre plugget hus 52 som er hovedsakelig rørformet og tilpasset for kopling i en produk-sjonsrørstreng (rørledning) plassert i en brønnboring hvori en temporær plugg er ønsket. Huset 52 innbefatter et øvre parti 53 skruekoplet i sjøten 57 til en nedre seksjon 55. Den øvre seksjon 53 har en radielt utvidet boringsseksjon 54 med en nedad vendende, innad konisk avkortet skulder 56 og den øvre avsluttende ende av den nedre seksjon 55 danner en oppad vendende, konisk avkortet tetningsskulder 58. En oppad vendende tetningsskulder 58 er fortrinnsvis vinklet innad ved en vinkel på omlag 45° .
Innenfor den radielt utvidede boringsseksjon 54 er en plugghylse 60 glidbart anordnet som har en øvre lengde-ende 62 tilpasset til å kontakte den øvre innad anordnede ringskulder 56 i huset 52. Fluidstrømningsporter 64 er plassert omkring omkretsen av hylsen 60 nær den øvre ende 62. Hylsen 60 danner også en avsmalnet konisk seksjon 66 som er nedad, innad tilspisset og plassert under strømningsportene 64. En radielt utvidet seksjon 68 er plassert under den koniske seksjon 66 og danner en ringformet lagerdel 69 mellom seksjonene 66,68. Den nedad rettede skulder 74 er plassert omkring den innvendige omkrets av hylsen 60.
Innenfor den avsmalnede seksjon 66 av hylsen 60 er det plassert en skjør plugg 70 som kan være enhver blant typene beskrevet eller avbildet med hensyn til fig. 1A-1C. Pluggen 70 er fortrinnsvis tett opptatt i den koniske seksjon 66. I en foretrukken utførelse kan pluggen 70 tildannet og forhåndsbelastet Inne i den tilspissede seksjon for å gi den større styrke mot væske-trykkrefter mens den plasseres i en brønnboring. Alternativt kan pluggen tildannes separat og presses og bundet i hylsen med en egnet tettende limforbi-ndelse, slik som gummisement eller lignende. Uansett vil det indre sentrale parti av pluggen være avskjermet fra brønn-fluidet.
Et ringformet skjærelement 72 er plassert i hylsen 60 og oppviser et øvre parti 61 med redusert diameter som danner en utad vendende ringskulder 74 som er opptatt i den radielt utvidede seksjon 68 av hylsen 60. Den øvre avsluttende ende av elementet 72 bæres av lagerpartiet 69. En eller flere elastomere tetninger 76 kan benyttes til å avtette for-bindelsen mellom skjærelementet 72 og hylsen 60. En skjær-ring 78 forbinder løsbart hylsen 60 til skjærelementet 72. Skjærelementet 72 oppviser et punktbelastningsparti 80 rettet mot pluggen 70. Fortrinnsvis omfatter punktbelastningspartiet en buet baereskulder 81 som befinner seg nær en del av den nedre radielle kant av pluggen 70 og en bueformet tilspisset ikkebærende skulder 83 som skrår nedad fra bæreskulderen 81 og bort fra bunnen av pluggen 70. Skjærelementet 72 oppviser en nedre ringformet konisk avkortet skulder 82 tilpasset for tettende inngrep med skulderen 58. I drift vil skjærringen 78 fortrinnsvis kreve en forhåndsvalgt skjærkraft for å avskjære og frigjøre skjærelementet 72 fra hylsen 60. En låsetråd 84 er anordnet omkring den indre omkrets av den utvidede boringsseksjon 54.
Pluggenheten 50 monteres hovedsakelig som vist i fig. 2A under innføring av pluggenheten 50 i en brønnboring. Fluid fortrenges rundt pluggen 70 etterhvert som pluggenheten 50 settes ned i brønnboringen. Motstanden representert ved fluidet i brønnen bevirker at pluggen 70, skjærelementet 72 og hylsen 60 blir transportert i en øverste stilling under nedføring gjennom fluidet. I den øvre stilling strømmer nedenfra mellom skuldrene 82 og skulderen 58, inn i det ringformede området 89 dannet av hylsen 60 og huset 52, og tilslutt gjennom strømningsporter 64 oppad inn i strømnings-boringen 91.
Når pluggenheten 50 er blitt plassert i riktig dybde i brønnboringen, pådras fluidtrykk mot toppen av pluggen 70 som bevirker at pluggen 70, skjærelementet 72 og hylsen 60 forflyttes nedad, som vist i fig. 2B slik at hylsen 60 beveger seg nedad inne i huset 52 inntil skulderen 82 møter og tetter mot skulderen 58, som dermed etablerer en metall-mot-metall tetning mot fluidstrømmen. I denne posisjon tetter pluggenheten 50 mot fluidoverføring over pluggen 70.
Når det er ønsket å bryte ned pluggen 70 pådras tilstrekkelig fluidtrykk mot pluggen 70 for å tvinge nedad rettet bevegelse av hylsen 60 inne i huset 52. Nedad rettet bevegelse av hylsen 60 vil skyldes trykksetting av innsiden av huset 52 i en grad som er tilstrekkelig til at skjærringen 78 avskjærer. Fig. 2C illustrerer denne operasjon. Når skjærringen 78 er avskåret bevirker fluiddtrykket på toppen av pluggen 70 og hylsen 60 at pluggen 70 og hylsen 60 snepper nedad inne i huset 52 ettersom hylsen 60 ikke lenger bæres av skjærringen 78. Pluggen 70 blir så tvunget nedad mot den bueformede bæreskulder 81 for punktbelastningspartiet 80 av skjærelementet 72 som virker som en pluggbrytningsmekani sme. Punktbelastningspartiet 80 påfører ikke-ensartede skjærkrefter nær den radielle kant av pluggen 70. De ikke-ensartede skjærkrefter påført av skjærelementet 72 er tilstrekkelig til å gjennomtrenge ethvert beskyttende belegg eller omslutning som kan være tilstede og deretter bryte den skjøre plugg 70 i biter. Nedad rettet bevegelse av hylsen 60 i forhold til skjærelementet 72 vil tilslutt begrenses av inngrepet av motstående skuldre. Låsetråden 84 opprettholder huset 52 og hylsen 60 i ikke-glidende inngrep etter at hylsen 60 har forflyttet seg nedad.
Når pluggen 70 er blitt brutt til mindre biter eller innsiden utsatt for brønnfluider følger fullstendig nedbrytning straks etterpå. Saltet i pluggen 70 oppløses av brønnboringsfluid som etterlater sanden til å avkonsolidere og enten uskadelig bunnfelle i brønnen eller blande seg med brønnfluidene.
Fig. 3 viser en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse som oppviser en pluggenhet 100 med en plugg 102 tilvirket av stivt og sprøtt materiale slik som glass eller kjeramisk materiale. Det kjeramiske materiale eller glass-pluggen 102 kan innta en form forskjellig fra den til pluggene tidligere beskrevet, men ha lignende virkninger som en fluidbarriere. Pluggen 102 kan være betraktelig tynnere enn sand- og salttypen plugger tidligere beskrevet og være hovedsakelig kuppelformet med krumningsradien for de øvre og nedre flater 104 og 105 grovt sett de samme.
Pluggenheten 100 innbefatter et øvre hus 106 og nedre hus 108 som danner en strømningsboring 109 derigjennom. Det øvre og nedre hus 106 og 108 er gjengeforbundet ved 110 for å danne et radielt utvidet boringsparti 112. Pluggen 102 er plassert i et fast forhold inne i den øvre husseksjon 106 for slik å blokkere fluidstrømning gjennom fluidstrømningsboringen 109; ved orientering av pluggen 102 slik at det konvekse parti av kuppelen vender oppad, kan en større fluidkraft motstås over pluggen 102. Fluidstrømning vil imidlertid være blokkert i begge retninger. Et øvre stempel 114 omgir og kontakter radielt de ytre kanter av den øvre flate 104 av pluggen 102. 0-ringer 116 og 118 sikrer en fluidtett tetning mellom pluggen 102 og stempelet 114. Pluggen 102 bæres radielt av ytre bæreelement 120 og indre bæreelement 122 som der er lagt i hverandre. Indre bæreelement 122 er et ringformet element med et antall spalter 124 skåret inn i sitt øvre parti. Det oppviser også innad vendende øvre buede skuldere 126 på hvilke de radielle kanter av pluggen 102 er i anlegg. Ytre bæreelement 120 er også en ringformet konstruksjon som omgir det indre bæreelement 122 og oppviser innad stikkende fremspring som ligger inne i spaltene 124 når det indre bæreelement 122 er innlagt i det ytre bæreelement 120. Hylsen 130 bærer de ytre og indre bæreelementer 120 og 122. Hylsen 130 er løsbart koplet til ringen 132 ved hjelp av en skjærtråd eller annen skjærmekanisme 134. Ringen 132 er i anlegg på skjærelementet 136 som ligger an mot det nedre hus 108.
I virksomhet vil pluggen 102 motstå nedad rettet trykk gjennom strømningsboringen 109 ettersom glasset eller den kjeramiske struktur av pluggen 102 vil for det meste belastes med forholdsvis jevne trykkrefter ettersom kantene av pluggen 102 er fast båret mellom stempelet 114 overfor og de indre og ytre bæreelementer 120 og 122 nedenfor.
Dersom det er ønskelig å ødelegge pluggen 102 må et trykk pådras i strømningsboringen 109 som overskrider en skjærverdi av skjærtråden 134. Av denne årsak må verdien av skjærtråden eller annen skjærmekanisme innstilles i overkant av de driftstrykk under hvilke pluggen 102 er konstruert å motstå.
Øket trykk nedad gjennom strømningsboringen 109 vil virke over flatene av pluggen 102 og stempelet 114, som presser disse nedad sammen med ytre og indre bæreelementer 120 og 122 og hylsen 130. Når skjærtråden 134 er avskåret vil den indre hylse 130 bevege seg nedad i forhold til ringen 132 og skjærelementet 136. Når dette inntreffer sperrer ringen 132 for nedad bevegelse av det ytre bæreelement 120, men ikke det indre bæreelement 122. Den radielle støtte av kantene på pluggen 102 ved skuldrene 126 vil nå bli fjernet og pluggen 102 vil bæres kun av fremspringene 128 på det ytre bæreelement 120. Dette skaper ikke-ensartede skjærkrefter nær kantene av pluggen 102. Mangelen på ensartet bæring for pluggen 102 vil tillate at trykket i strømningsboringen 109 ødelegger pluggen 102 som dermed virker som pluggsprengningsmekanismen. Ideelt bryter pluggen 102 opp i et antall små biter som et resultat av spenningsmønstrene. Når oppbrutt bør bitene av pluggen 102 være tilstrekkelig små slik at de ikke tilstopper eller kommer i konflikt med andre operasjoner som utføres deretter i brønnen. Som et resultat elimineres pluggen 102 i hovedsak fra brønnboringen.
I en variant av denne utførelsen er det påtenkt at et vannløselig metall kan benyttes for oppbygning av pluggen 102. Etter fysisk destruksjon av metallpluggen oppløser brønnboringsfluidet pluggfragmentene innenfor en kort tid deretter.
En ytterligere eksempelvis utførelse av den foreliggende oppfinnelse er vist i fig. 4 og 5. I denne utførelsen gir pluggsprengningsmekanismen selektivt brønnfluid adkomst til partier av den radielle kant av pluggen 70 som er radielt forringbart ved fluidkontakt. Det skal bemerkes at pluggene som er egnet for bruk i pluggenheter av denne type er de oppbygd i likhet med eller vist i fig. 1A-C.
Fig. 4 og 5 illustrerer tverrsnittsriss av en eksempelvis pluggenhet 150. For å hjelpe til å illustrere virkemåten av pluggenheten 150 oppviser figurene inntilstilte halvdeler av verktøyet i forskjellige betjeningstrinn. Den høyre halvdel av fig. 4 viser enheten 150 som den ville fremstå når den blir innført i brønnboringen og som tillater fluidstrømning oppad rundt pluggen 70. Den venstre halvdel av fig. 4 viser pluggenheten 150 innsatt for fluidstrømningsblokkering. Den høyre halvdel av fig. 5 viser pluggenheten 150 etter den første pluggbristning. Den venstre halvdel av fig. 5 viser utformingen av enheten 130 etter betraktelig destruksjon av pluggen 70. Enheten 150 innbefatter et øvre adapter 152 med øvre gjenger eller koplingsorganer 154 som tillater at enheten 150 kan innarbeides i en rørledning. Det øvre adapter 152 er koplet med gjengen 156 til plugghuset 158. Plugghuset 158 innbefatter nedre adaptergjenger 160 for kopling med andre partier av en rørledning. Et sentralt parti av huset 158 innbefatter hylse-boringen 162 med indre oppad vendende skuldre 164, 166 og 167.
Over hylse-boringen 162 er en radielt ekspandert fluidstrøm-ningsboring 168 som oppviser en ringformet oppad vendende skulder 170. Ringen 172 er plassert nær fluidstrømningsbor-ingen 168 i huset 158 og oppviser en ringformet nedre skulder 174 som er tilpasset til å være hovedsakelig komplementær med skulderen 170. Det er foretrukket at skuldrene 170 og 174 ikke danner en tetning, men når i inngrep vil tillate fluidstrømning derimellom. Ringen 172 oppviser et antall sideporter 176 omkring sin periferi.
Hylseboringen 162 inneholder en hylse 178 som er glidbart opptatt i denne. Hylsen 178 oppviser en utad tilspisset pluggbæringsseksjon 180 med et øvre ringkontaktende parti 182. Den ytre radielle flate av hylsen 178 oppviser en nedad vendende skulder 184. Hylsen oppviser også en nedre kant 186 som er komplementær til setet 188 i hylsens bæreelement 190. Hylse-bæreelementet 190 er festet med skjærtapper ved 192 for å plugge huset 158 og har en nedre kant 191. Under plassering i en brønnboring tillater enheten 150 fluidstrømning rundt plugghylsen 178 på en måte i likhet med den beskrevet med hensyn til tidligere utførelser og som vist til høyre i fig. 4.
Når anordnet i en brønnboring for å blokkere fluidgjennom-strømning som illustrert i venstre halvdel av fig. 4, beveges plugghylsen 178 nedad i boringen 162 inntil den nedre kant 186 kontakter setet 188 for å danne en tetning mot fluidstrø-mning gjennom denne. I dette parti tillates liten eller ingen fluidstrømning mellom skulderen 174 og det ringkontaktende parti 182 mot partiene av pluggen 70.
Ved påsetting av øket trykk inne i brønnboringen 151 forflyttes hylsen 178 nedad som vist til høyre halvdel i fig. 5 inntil den nedad vendende skulder 184 av hylsen 178 kontakter skulderen 164. Den oppad vendende skulder 166 kan også virke til å begrense nedad rettet bevegelse av hylsens bæreelement 190 og kanten 191 vil tilslutt bli begrenset fra for stor nedad rettet bevegelse av skulderen 167. I denne nedad rette posisjon passerer trykksatt fluid i brønnboringen 151 gjennom porter 176 utad inn i den radielt utvidede fluidstrømningsboring 168 og mellom skulderne 170 og 174. På grunn av adskillelsen av det ringkontaktende parti 182 og skulderen 174 tillates fluid å kontakte pluggen 70 nær dens øvre radielle kant for å begynne oppløsning av pluggen 70 som tidligere beskrevet. Etter en tidsperiode løser pluggen 70 seg opp som vist i venstre halvdel av fig. 5.
Claims (9)
1.
Anordning for temporær lukking av en underjordisk fluid-førende rørledning, omfattende et rørformet hus (52) som kan anordnes i fluidet i en underjordisk brønn; en temporær plugg (70) plassert inne i huset (52) for å blokkere fluidpassasje gjennom huset; en mekanisk fraktureringsinnretning (72) for å bryte opp den temporære plugg (70) slik at f luidstrømning gjennom huset (52) tillates, karakterisert ved at den temporære plugg (70) er oppbygd i det minste delvis av materiale som kan løses opp i brønnfluidet, og omfatter et aggregat og bindemiddel i form av et hovedsakelig stivt, skjørt element.
2.
Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at bindemiddelet er oppløsbart i brønnfluidet, for derved å frigjøre individuelle deler av aggregatet, den ene fra den andre.
3.
Anordning ifølge krav 2, karakterisert ved at aggregatet er tilstrekkelig lite for at det ikke vil hemme andre operasjoner inne i brønnen.
4 .
Anordning ifølge kravene 1, 2 eller 3, karakter! s-e r t ved at aggregatet er sandpartikler og bindemiddelet er salt.
5.
Anordning ifølge krav 4, karakterisert ved at sandpartiklene har en maksimal diameter på 1 mm.
6.
Anordning ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5, karakterisert ved at den temporære plugg (70) er minst delvis innelukket i en oppløsningsmotstandig omslutning (22;27,28).
7 .
Anordning ifølge krav 6, karakterisert ved at den oppløsningsmotstandige omslutning (22;27,28) i hovedsak er rent bindemiddel.
8.
Anordning ifølge kravene 6 eller 7, karakterisert ved at nevnte fraktureringsinnretning (72) er innrettet for å gjennomtrenge omslutningen (22;27,28) som dermed tillater adkomst av brønnfluidet til innsiden av den temporære plugg.
9.
Fremgangsmåte for temporær lukking av en underjordisk, fluidførende rørledning, omfattende følgende trinn: en temporær, skjør plugg (70) installeres i et hus (52) som befinner seg i en fluidførende rørledning; huset plasseres i en underjordisk brønn slik at pluggen er neddykket i brønnfluid; den temporære plugg (70) fraktureres slik at pluggen brister i biter som ikke kan understøttes inne i huset (52) som dermed tillater fluidstrømning gjennom huset; og at pluggen oppløses i partikler som er tilstrekkelig små til ikke å tilstoppe eller forhindre fremtidige operasjoner inne i brønnen, karakterisert ved at den temporære plugg (70) er oppbygd i det minste delvis av materiale som kan løses opp i brønnfluidet og omfatter et aggregat og bindemiddel i form av et hovedsakelig stivt, skjørt element.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/236,436 US5479986A (en) | 1994-05-02 | 1994-05-02 | Temporary plug system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO951683D0 NO951683D0 (no) | 1995-05-02 |
NO951683L NO951683L (no) | 1995-11-03 |
NO311903B1 true NO311903B1 (no) | 2002-02-11 |
Family
ID=22889502
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19951683A NO311903B1 (no) | 1994-05-02 | 1995-05-02 | Opplösbar tempor¶r plugg for bruk i en brönn og fremgangsmåte for setting av pluggen |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5479986A (no) |
EP (1) | EP0681087B1 (no) |
CA (1) | CA2148169C (no) |
DE (1) | DE69518689T2 (no) |
NO (1) | NO311903B1 (no) |
Families Citing this family (244)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5479986A (en) * | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US5765641A (en) * | 1994-05-02 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional disappearing plug |
US5826661A (en) * | 1994-05-02 | 1998-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus and methods of using same |
US5803176A (en) | 1996-01-24 | 1998-09-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sidetracking operations |
US5607017A (en) * | 1995-07-03 | 1997-03-04 | Pes, Inc. | Dissolvable well plug |
AU720558B2 (en) * | 1995-11-22 | 2000-06-01 | Halliburton Company | Linear indexing apparatus and methods of using same |
US5947205A (en) * | 1996-06-20 | 1999-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Linear indexing apparatus with selective porting |
US5730221A (en) | 1996-07-15 | 1998-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc | Methods of completing a subterranean well |
US5813465A (en) | 1996-07-15 | 1998-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
AU719919B2 (en) | 1996-07-15 | 2000-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
US5833003A (en) | 1996-07-15 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
US5862862A (en) | 1996-07-15 | 1999-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
AU714721B2 (en) | 1996-07-15 | 2000-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
CA2209958A1 (en) | 1996-07-15 | 1998-01-15 | James M. Barker | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
CA2210563C (en) | 1996-07-15 | 2004-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
NO313763B1 (no) | 1996-07-15 | 2002-11-25 | Halliburton Energy Serv Inc | Fremgangsmåte ved reetablering av adgang til en brönnboring og styredel til bruk ved tildannelse av en åpning i en brönnfôring |
CA2241027C (en) * | 1996-10-25 | 2004-04-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus to isolate a formation zone |
US5947204A (en) * | 1997-09-23 | 1999-09-07 | Dresser Industries, Inc. | Production fluid control device and method for oil and/or gas wells |
US6095246A (en) * | 1997-09-24 | 2000-08-01 | Gray; John D. | Sand-bearing water-soluble stick and methods of use |
US6059038A (en) * | 1998-02-26 | 2000-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Auto-fill sub |
US6076600A (en) * | 1998-02-27 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug apparatus having a dispersible plug member and a fluid barrier |
AU756023B2 (en) * | 1998-05-27 | 2003-01-02 | Stephen Mitchell Collinsworth | Borehole closure plug |
US6161622A (en) * | 1998-11-02 | 2000-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote actuated plug method |
US6220350B1 (en) * | 1998-12-01 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength water soluble plug |
NO310693B1 (no) * | 1999-10-04 | 2001-08-13 | Sandaband Inc | Lösmasseplugg for plugging av en brönn |
US6237688B1 (en) * | 1999-11-01 | 2001-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pre-drilled casing apparatus and associated methods for completing a subterranean well |
US6328109B1 (en) | 1999-11-16 | 2001-12-11 | Schlumberger Technology Corp. | Downhole valve |
US6334488B1 (en) | 2000-01-11 | 2002-01-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tubing plug |
NO20001801L (no) * | 2000-04-07 | 2001-10-08 | Total Catcher Offshore As | Anordning ved testplugg |
US6472068B1 (en) | 2000-10-26 | 2002-10-29 | Sandia Corporation | Glass rupture disk |
WO2002088514A1 (en) | 2001-04-30 | 2002-11-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Automatic tubing filler |
US6554068B1 (en) * | 2002-01-29 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of downhole fluid separation and displacement and a plug utilized therein |
US6772841B2 (en) | 2002-04-11 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable float shoe and associated methods |
US6772835B2 (en) | 2002-08-29 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for disconnecting a tail pipe and maintaining fluid inside a workstring |
CN1703566B (zh) * | 2002-10-02 | 2010-05-26 | 贝克休斯公司 | 水泥贯穿侧穴心轴 |
US7063152B2 (en) * | 2003-10-01 | 2006-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Model HCCV hydrostatic closed circulation valve |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US8403037B2 (en) * | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8327931B2 (en) * | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US8297364B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Telescopic unit with dissolvable barrier |
US6863130B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-layer deformable composite construction for use in a subterranean well |
US6926086B2 (en) * | 2003-05-09 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
NO321976B1 (no) * | 2003-11-21 | 2006-07-31 | Tco As | Anordning ved en plugg for trykktesting av borehull |
US7225875B2 (en) * | 2004-02-06 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-layered wellbore junction |
US7093664B2 (en) * | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7353879B2 (en) * | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7168494B2 (en) * | 2004-03-18 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole tools |
US8211247B2 (en) * | 2006-02-09 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use |
US10316616B2 (en) * | 2004-05-28 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
US8061388B1 (en) * | 2004-11-08 | 2011-11-22 | O'brien Daniel Edward | Chemical barrier plug assembly and manufacturing and dislodgement methods for hydrostatic and pneumatic testing |
US7350582B2 (en) * | 2004-12-21 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tool with disintegratable components and method of controlling flow |
US7320366B2 (en) * | 2005-02-15 | 2008-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Assembly of downhole equipment in a wellbore |
US8567494B2 (en) * | 2005-08-31 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well operating elements comprising a soluble component and methods of use |
US8231947B2 (en) * | 2005-11-16 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield elements having controlled solubility and methods of use |
CA2535439C (en) * | 2006-01-27 | 2009-04-21 | Rhondalynne Pombert, Minnie | Dissolving drain plug |
US8770261B2 (en) | 2006-02-09 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys |
US8220554B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable whipstock apparatus and method of use |
US7325617B2 (en) * | 2006-03-24 | 2008-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Frac system without intervention |
US7513311B2 (en) * | 2006-04-28 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Temporary well zone isolation |
US20070284097A1 (en) | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US20080257549A1 (en) * | 2006-06-08 | 2008-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable Downhole Tools |
US8211248B2 (en) * | 2009-02-16 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Aged-hardenable aluminum alloy with environmental degradability, methods of use and making |
NO20063074L (no) * | 2006-07-03 | 2008-01-04 | Rune Freyer | Fremgangsmate og anordning for a motvirke at en ventils funksjonsdyktighet reduseres |
US7591318B2 (en) * | 2006-07-20 | 2009-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a sealing plug from a well |
US7464764B2 (en) | 2006-09-18 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Retractable ball seat having a time delay material |
US7726406B2 (en) * | 2006-09-18 | 2010-06-01 | Yang Xu | Dissolvable downhole trigger device |
GB0618687D0 (en) * | 2006-09-22 | 2006-11-01 | Omega Completion Technology | Erodeable pressure barrier |
US7472752B2 (en) * | 2007-01-09 | 2009-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for forming multiple plugs in a wellbore |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US20080251253A1 (en) * | 2007-04-13 | 2008-10-16 | Peter Lumbye | Method of cementing an off bottom liner |
US20090038801A1 (en) * | 2007-08-08 | 2009-02-12 | Ravi Krishna M | Sealant Compositions and Methods of Use |
US8276666B2 (en) * | 2007-08-08 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Sealant compositions and methods of use |
CA2639341C (en) * | 2007-09-07 | 2013-12-31 | W. Lynn Frazier | Downhole sliding sleeve combination tool |
NO328882B1 (no) | 2007-09-14 | 2010-06-07 | Vosstech As | Aktiveringsmekanisme og fremgangsmate for a kontrollere denne |
US8544548B2 (en) | 2007-10-19 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids |
US7806189B2 (en) * | 2007-12-03 | 2010-10-05 | W. Lynn Frazier | Downhole valve assembly |
US9194209B2 (en) | 2007-12-03 | 2015-11-24 | W. Lynn Frazier | Hydraulicaly fracturable downhole valve assembly and method for using same |
US7708066B2 (en) * | 2007-12-21 | 2010-05-04 | Frazier W Lynn | Full bore valve for downhole use |
NO331150B2 (no) * | 2008-03-06 | 2011-10-24 | Tco As | Anordning for fjerning av plugg |
US7690427B2 (en) * | 2008-03-07 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand plugs and placing sand plugs in highly deviated wells |
NO20081229L (no) * | 2008-03-07 | 2009-09-08 | Tco As | Anordning ved plugg |
US8235102B1 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-07 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Consumable downhole tool |
US8327926B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-12-11 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Method for removing a consumable downhole tool |
US20090255691A1 (en) * | 2008-04-10 | 2009-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Permanent packer using a slurry inflation medium |
US7775286B2 (en) * | 2008-08-06 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices |
US8267177B1 (en) | 2008-08-15 | 2012-09-18 | Exelis Inc. | Means for creating field configurable bridge, fracture or soluble insert plugs |
US8678081B1 (en) | 2008-08-15 | 2014-03-25 | Exelis, Inc. | Combination anvil and coupler for bridge and fracture plugs |
NO328980B1 (no) | 2009-02-03 | 2010-07-05 | Gustav Wee | Plugg av sprott materiale som er knuselig ved mekanisk pavirkning |
US9624750B2 (en) | 2009-04-17 | 2017-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of diverting fluids in a wellbore using destructible plugs |
US8826985B2 (en) * | 2009-04-17 | 2014-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Open hole frac system |
US9074453B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-07-07 | Bennett M. Richard | Method and system for hydraulic fracturing |
US8276670B2 (en) * | 2009-04-27 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dissolvable plug |
US8215394B2 (en) * | 2009-06-09 | 2012-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Control line patch |
US20110005759A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing system and method |
US20110042099A1 (en) * | 2009-08-20 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote Actuated Downhole Pressure Barrier and Method for Use of Same |
US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8573295B2 (en) * | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US8739881B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-06-03 | W. Lynn Frazier | Hydrostatic flapper stimulation valve and method |
US20110155392A1 (en) * | 2009-12-30 | 2011-06-30 | Frazier W Lynn | Hydrostatic Flapper Stimulation Valve and Method |
NO332601B1 (no) | 2010-01-07 | 2012-11-12 | Aker Subsea As | Havbunnshette |
NO331210B1 (no) | 2010-01-07 | 2011-10-31 | Aker Subsea As | Tetningsholder samt fremgangsmåte for tetting av et løp |
US8584746B2 (en) * | 2010-02-01 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield isolation element and method |
US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
NO332526B1 (no) | 2010-03-30 | 2012-10-08 | Tco As | Anordning ved pluggkonstruksjon |
US8430174B2 (en) | 2010-09-10 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Anhydrous boron-based timed delay plugs |
US8430173B2 (en) | 2010-04-12 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US8579023B1 (en) | 2010-10-29 | 2013-11-12 | Exelis Inc. | Composite downhole tool with ratchet locking mechanism |
US8833443B2 (en) | 2010-11-22 | 2014-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable swellable packer |
US8839873B2 (en) | 2010-12-29 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Isolation of zones for fracturing using removable plugs |
US8668019B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable barrier for downhole use and method thereof |
US8668018B2 (en) | 2011-03-10 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Selective dart system for actuating downhole tools and methods of using same |
US8668006B2 (en) | 2011-04-13 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having ball support member |
US8770276B1 (en) | 2011-04-28 | 2014-07-08 | Exelis, Inc. | Downhole tool with cones and slips |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US8479808B2 (en) | 2011-06-01 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tools having radially expandable seat member |
US9145758B2 (en) | 2011-06-09 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Sleeved ball seat |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9038719B2 (en) * | 2011-06-30 | 2015-05-26 | Baker Hughes Incorporated | Reconfigurable cement composition, articles made therefrom and method of use |
US9181781B2 (en) | 2011-06-30 | 2015-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a reconfigurable downhole article |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US8887816B2 (en) | 2011-07-29 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer compositions for use in downhole tools and components thereof |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US8622141B2 (en) | 2011-08-16 | 2014-01-07 | Baker Hughes Incorporated | Degradable no-go component |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
DE102011053171A1 (de) | 2011-08-31 | 2013-02-28 | Hitachi Power Europe Gmbh | Formierkörper zum Abdichten eines zu schweißenden Gegenstandes, insbesondere eines Rohres |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
US9004091B2 (en) | 2011-12-08 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Shape-memory apparatuses for restricting fluid flow through a conduit and methods of using same |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9546529B2 (en) | 2012-02-01 | 2017-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Pressure actuation enabling method |
US9016388B2 (en) | 2012-02-03 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment |
US9068428B2 (en) * | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
GB201206157D0 (en) * | 2012-04-05 | 2012-05-23 | Rmspumptools Ltd | Apparatus and method |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US8997859B1 (en) | 2012-05-11 | 2015-04-07 | Exelis, Inc. | Downhole tool with fluted anvil |
US9068411B2 (en) | 2012-05-25 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Thermal release mechanism for downhole tools |
US9279295B2 (en) | 2012-06-28 | 2016-03-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Liner flotation system |
NO337410B1 (no) | 2012-07-23 | 2016-04-11 | Plugtech As | Plugg for midlertidig installasjon i en brønn |
EP2877678B1 (en) * | 2012-08-31 | 2017-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electronic rupture discs for interventionless barrier plug |
MX360054B (es) | 2012-10-26 | 2018-10-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Control de flujo en el fondo de la perforación, ensamble de junta y método. |
CA2819681C (en) | 2013-02-05 | 2019-08-13 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Casing float tool |
NO336554B1 (no) * | 2013-03-25 | 2015-09-28 | Vosstech As | Plugganordning |
US9359863B2 (en) | 2013-04-23 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole plug apparatus |
US20190078414A1 (en) * | 2013-05-13 | 2019-03-14 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Dissolvable aluminum downhole plug |
US9441437B2 (en) | 2013-05-16 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electronic rupture discs for interventionless barrier plug |
US9677349B2 (en) | 2013-06-20 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Downhole entry guide having disappearing profile and methods of using same |
US9845659B2 (en) | 2013-07-01 | 2017-12-19 | Conocophillips Company | Fusible alloy plug in flow control device |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
US9816361B2 (en) | 2013-09-16 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
US9657547B2 (en) | 2013-09-18 | 2017-05-23 | Rayotek Scientific, Inc. | Frac plug with anchors and method of use |
US9353596B2 (en) | 2013-09-18 | 2016-05-31 | Rayotek Scientific, Inc. | Oil well plug and method of use |
US20150191986A1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Frangible and disintegrable tool and method of removing a tool |
US10018010B2 (en) | 2014-01-24 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Disintegrating agglomerated sand frack plug |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
WO2015127174A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
WO2015130258A1 (en) | 2014-02-25 | 2015-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frangible plug to control flow through a completion |
US9518440B2 (en) | 2014-04-08 | 2016-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Bridge plug with selectivity opened through passage |
WO2015199678A1 (en) | 2014-06-25 | 2015-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plugging compositions using swellable glass additives |
GB201416720D0 (en) * | 2014-09-22 | 2014-11-05 | Spex Services Ltd | Improved Plug |
US9835016B2 (en) * | 2014-12-05 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and apparatus to deliver a reagent to a downhole device |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US9845658B1 (en) | 2015-04-17 | 2017-12-19 | Albany International Corp. | Lightweight, easily drillable or millable slip for composite frac, bridge and drop ball plugs |
NO343753B1 (no) * | 2015-06-01 | 2019-05-27 | Tco As | Hydraulisk knusemekaniskme |
US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
US10156119B2 (en) | 2015-07-24 | 2018-12-18 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
NO340829B1 (no) * | 2015-08-27 | 2017-06-26 | Tco As | Holde- og knuseanordning for en barriereplugg |
US10208564B2 (en) * | 2015-10-06 | 2019-02-19 | Ncs Multistage Inc. | Tubular airlock assembly |
NO20151496A1 (en) * | 2015-11-05 | 2016-06-07 | Interwell Technology As | Well tool device with frangible disc sealed to seat by a rubber material |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
US10316611B2 (en) | 2016-08-24 | 2019-06-11 | Kevin David Wutherich | Hybrid bridge plug |
WO2018101960A1 (en) | 2016-12-02 | 2018-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable whipstock for multilateral wellbore |
WO2018111749A1 (en) * | 2016-12-13 | 2018-06-21 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
US10364648B2 (en) | 2017-02-14 | 2019-07-30 | 2054351 Alberta Ltd | Multi-stage hydraulic fracturing tool and system |
US10364650B2 (en) | 2017-02-14 | 2019-07-30 | 2054351 Alberta Ltd | Multi-stage hydraulic fracturing tool and system |
WO2018174902A1 (en) * | 2017-03-24 | 2018-09-27 | Vertechs Oil & Gas Technology Usa Company Llc | Dissolvable bridge plug |
CA3070391C (en) | 2017-06-29 | 2024-01-02 | Conocophillips Company | Methods, systems, and devices for sealing stage tool leaks |
NO343059B1 (en) | 2017-07-12 | 2018-10-22 | Vosstech As | Well Tool Device |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
US11066900B2 (en) | 2017-10-17 | 2021-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Removable core wiper plug |
GB2581880A (en) | 2017-11-20 | 2020-09-02 | Halliburton Energy Services Inc | Full bore buoyancy assisted casing system |
WO2019164632A1 (en) * | 2018-02-22 | 2019-08-29 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for a temporary seal within a wellbore |
US10883333B2 (en) | 2018-05-17 | 2021-01-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Buoyant system for installing a casing string |
US10808490B2 (en) | 2018-05-17 | 2020-10-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Buoyant system for installing a casing string |
US10989016B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-04-27 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve, grit material, and button inserts |
US10422199B1 (en) * | 2018-09-07 | 2019-09-24 | Gryphon Oilfield Solutions, Llc | Dissolvable frac plug |
WO2020061463A1 (en) | 2018-09-20 | 2020-03-26 | Conocophillips Company | Dissolvable thread tape and plugs for wells |
US11125039B2 (en) | 2018-11-09 | 2021-09-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Deformable downhole tool with dissolvable element and brittle protective layer |
US11965391B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-04-23 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sealing ring |
US11346171B2 (en) | 2018-12-05 | 2022-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole apparatus |
US11293260B2 (en) | 2018-12-20 | 2022-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool |
US11293261B2 (en) | 2018-12-21 | 2022-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool |
US11396787B2 (en) | 2019-02-11 | 2022-07-26 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with ball-in-place setting assembly and asymmetric sleeve |
US11261683B2 (en) | 2019-03-01 | 2022-03-01 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sleeve and slip |
US11203913B2 (en) | 2019-03-15 | 2021-12-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool and methods |
WO2020214145A1 (en) | 2019-04-15 | 2020-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool with degradable nose |
US11492867B2 (en) | 2019-04-16 | 2022-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole apparatus with degradable plugs |
WO2020226655A1 (en) * | 2019-05-09 | 2020-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole apparatus with removable plugs |
WO2021007024A2 (en) | 2019-07-11 | 2021-01-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Well treatment with barrier having plug in place |
US11391115B2 (en) * | 2019-08-01 | 2022-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug piston barrier |
NO346908B1 (en) * | 2019-08-22 | 2023-02-27 | Interwell Norway As | Well tool device |
US11499395B2 (en) | 2019-08-26 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flapper disk for buoyancy assisted casing equipment |
US11105166B2 (en) | 2019-08-27 | 2021-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool with floating piston |
US11072990B2 (en) * | 2019-10-25 | 2021-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool with overlapping membranes |
US10995583B1 (en) | 2019-10-31 | 2021-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool with debris barrier |
US10989013B1 (en) * | 2019-11-20 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool with center diaphragm debris barrier |
US11230905B2 (en) | 2019-12-03 | 2022-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool with waffle debris barrier |
US11639641B2 (en) * | 2019-12-17 | 2023-05-02 | Klx Energy Services, Llc | Degradable in-line buoyant system for running casing in a wellbore |
US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
US11142994B2 (en) | 2020-02-19 | 2021-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool with annular cavity and piston |
US11149522B2 (en) | 2020-02-20 | 2021-10-19 | Nine Downhole Technologies, Llc | Plugging device |
US11293252B2 (en) * | 2020-04-16 | 2022-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid barriers for dissolvable plugs |
NO346282B1 (en) * | 2020-05-04 | 2022-05-23 | Nine Downhole Norway As | Shearable sleeve |
US11359454B2 (en) | 2020-06-02 | 2022-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Buoyancy assist tool with annular cavity and piston |
US11603726B2 (en) | 2020-06-30 | 2023-03-14 | Rubicon Oilfield International, Inc. | Impact-triggered floatation tool |
US12006786B2 (en) * | 2021-04-15 | 2024-06-11 | Canadian Casing Accessories, Inc. | Modified casing buoyancy system and methods of use |
CN113445995A (zh) * | 2021-08-19 | 2021-09-28 | 西南石油大学 | 一种配合暂堵剂使用的温度测试装置 |
US11332999B1 (en) | 2021-09-21 | 2022-05-17 | Tco As | Plug assembly |
US11441382B1 (en) | 2021-09-21 | 2022-09-13 | Tco As | Plug assembly |
WO2023230706A1 (en) * | 2022-05-30 | 2023-12-07 | Interra Energy Services | Actuation device and related systems and methods |
US12078026B2 (en) | 2022-12-13 | 2024-09-03 | Forum Us, Inc. | Wiper plug with dissolvable core |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3362476A (en) * | 1966-10-10 | 1968-01-09 | Marathon Oil Co | Process and device for restoring lost circulation |
US4186803A (en) * | 1976-10-26 | 1980-02-05 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over method |
US4160484A (en) * | 1978-01-16 | 1979-07-10 | Camco, Incorporated | Surface control well safety valve |
US4154303A (en) * | 1978-02-13 | 1979-05-15 | The Dow Chemical Company | Valve assembly for controlling liquid flow in a wellbore |
US4216830A (en) * | 1978-11-02 | 1980-08-12 | Otis Engineering Corporation | Flapper valve |
US4374543A (en) * | 1980-08-19 | 1983-02-22 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Apparatus for well treating |
US4433702A (en) * | 1981-07-06 | 1984-02-28 | Baker International Corporation | Fully opening flapper valve apparatus |
US4423773A (en) * | 1981-07-17 | 1984-01-03 | Baker International Corporation | Single acting subterranean well valve assembly with conduit fluid stripping means |
US4541484A (en) * | 1984-08-29 | 1985-09-17 | Baker Oil Tools, Inc. | Combination gravel packing device and method |
US4597445A (en) * | 1985-02-19 | 1986-07-01 | Camco, Incorporated | Well subsurface safety valve |
US4691775A (en) * | 1986-03-25 | 1987-09-08 | Dresser Industries, Inc. | Isolation valve with frangible flapper element |
NZ218143A (en) * | 1986-06-10 | 1989-03-29 | Takenaka Komuten Co | Annular paper capsule with lugged frangible plate for conveying plugging agent to borehole drilling fluid sink |
US4813481A (en) * | 1987-08-27 | 1989-03-21 | Otis Engineering Corporation | Expendable flapper valve |
US4919989A (en) * | 1989-04-10 | 1990-04-24 | American Colloid Company | Article for sealing well castings in the earth |
US5188182A (en) * | 1990-07-13 | 1993-02-23 | Otis Engineering Corporation | System containing expendible isolation valve with frangible sealing member, seat arrangement and method for use |
US5417285A (en) * | 1992-08-07 | 1995-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore |
AU687366B2 (en) * | 1993-10-04 | 1998-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transferring force in awellbore |
US5479986A (en) * | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
-
1994
- 1994-05-02 US US08/236,436 patent/US5479986A/en not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-04-28 CA CA002148169A patent/CA2148169C/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-05-02 NO NO19951683A patent/NO311903B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-05-02 EP EP95303024A patent/EP0681087B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-05-02 DE DE69518689T patent/DE69518689T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-11-22 US US08/561,754 patent/US5685372A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0681087A3 (en) | 1997-07-02 |
NO951683L (no) | 1995-11-03 |
DE69518689T2 (de) | 2001-01-04 |
US5685372A (en) | 1997-11-11 |
CA2148169C (en) | 1996-12-03 |
EP0681087A2 (en) | 1995-11-08 |
EP0681087B1 (en) | 2000-09-06 |
DE69518689D1 (de) | 2000-10-12 |
NO951683D0 (no) | 1995-05-02 |
US5479986A (en) | 1996-01-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO311903B1 (no) | Opplösbar tempor¶r plugg for bruk i en brönn og fremgangsmåte for setting av pluggen | |
US10883315B2 (en) | Casing float tool | |
EP3523497B1 (en) | Downhole test tool and method of use | |
US3779263A (en) | Pressure responsive auxiliary disc valve and the like for well cleaning, testing, and other operations | |
US7712521B2 (en) | Device of a test plug | |
US4813481A (en) | Expendable flapper valve | |
EP3730735B1 (en) | Shunt tube flowpaths extending through swellable packers | |
US7513311B2 (en) | Temporary well zone isolation | |
CA2071721C (en) | Downhole tool apparatus with non-metallic components and methods of drilling thereof | |
NO325711B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for blokkering av fluidstrom gjennom en stromnings boring | |
NO338385B1 (no) | Brønnbarriere og fremgangsmåte ved bruk av samme | |
NO761369L (no) | ||
EP0327405A1 (en) | Well cementing stage tool and method and device for alleviating a hydraulic lock | |
NO323606B1 (no) | Anordning for selektiv trykk-oppbygging i en rordel | |
RU2697439C2 (ru) | Керамическая разрывная куполообразная мембрана для управления давлением | |
BRPI0911071B1 (pt) | Construção de plugue compreendendo um corpo hidráulico esmagável | |
US20210017827A1 (en) | Targeted Downhole Delivery | |
EP0454466A2 (en) | Drillable well bore packing apparatus | |
CN101144383B (zh) | 一种岩石或混凝土的裂开方法及其装置 | |
US6536349B2 (en) | Explosive system for casing damage repair | |
US11230905B2 (en) | Buoyancy assist tool with waffle debris barrier | |
CN217106938U (zh) | 一种桥塞总成 | |
CN114585799A (zh) | 用于井筒中导管的现场可调、无密封且易碎的井下压力控制和隔离装置以及子组件 | |
CN114320221A (zh) | 一种桥塞总成 | |
NO335817B1 (no) | Fremgangsmåte for å fjerne filterkake i en åpen brønn |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |