NO316333B1 - Frigj degree rbar pakning for bruk i en underjordisk br degree nn - Google Patents

Frigj degree rbar pakning for bruk i en underjordisk br degree nn Download PDF

Info

Publication number
NO316333B1
NO316333B1 NO19971005A NO971005A NO316333B1 NO 316333 B1 NO316333 B1 NO 316333B1 NO 19971005 A NO19971005 A NO 19971005A NO 971005 A NO971005 A NO 971005A NO 316333 B1 NO316333 B1 NO 316333B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
wedge
piston
mandrel
retaining
lower connector
Prior art date
Application number
NO19971005A
Other languages
English (en)
Other versions
NO971005L (no
NO971005D0 (no
Inventor
Marion Dewey Kilgore
John C Gano
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO971005D0 publication Critical patent/NO971005D0/no
Publication of NO971005L publication Critical patent/NO971005L/no
Publication of NO316333B1 publication Critical patent/NO316333B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/1208Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
    • E21B33/1216Anti-extrusion means, e.g. means to prevent cold flow of rubber packing
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/01Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/129Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
    • E21B33/1293Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing with means for anchoring against downward and upward movement
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12Packers; Plugs
    • E21B33/129Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
    • E21B33/1295Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing actuated by fluid pressure

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)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Crushing And Grinding (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Sealing Material Composition (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Piles And Underground Anchors (AREA)

Description

Oppfinnelsen vedrører en fhgjørbar pakning for bruk i en underjordisk brønn, som an-gitt i innledningen til det selvstendige krav 1
Ved behandling og preparering av underjordiske brønner for produksjon, blir en brønn-pakning kjørt ned i brønnen på en arbeidsstreng eller et produksjonsrør Formålet med
ekspansjonspakningen er å bære produksjonsrør og annet komplettenngsutstyr slik som en sil nær inntil en produserende formasjon, og for å avtette nngrommet mellom utsiden av produksjonsrøret og innsiden av brønnfonngsrøret for å blokkere bevegelsen av fluider gjennom nngrommet forbi pakningsstedet Pakningen er utstyrt med foranknng-holdekiler med motstående kammende flater som samvirker med komplementære motstående kilende flater, hvorved anker-holdekilene er radielt forlengbare til gnpende inngrep mot brønnfonngsrørveggen som svar på relativ aksiell bevegelse av de kilende flater
Pakningen bærer også ringformede tetmngselementer som er utvidbare radielt til tettende inngrep mot veggen i brønnfonngsrøret som svar på aksielle trykkrefter Langsgående bevegelse av pakningskomponentene som innsetter anker-holdekilene og tetningselementene kan frembnnges enten hydraulisk eller mekanisk
Etter at pakningen har blitt innsatt og tettet mot brønnfonngsrørveggen, skal den forbli i tettende inngrep ved fjerning av den hydrauliske eller mekaniske innsettingskraft Videre er det vesentlig at pakningen forblir låst i sin innsatte og tettende stilling mens det motstås hydrauliske trykk påført utvendig eller innvendig fra formasjonen og/eller ma-nipulering av rørstrengen og serviceverktøy uten å løsgjøre pakningen eller avbryte tet-ningen Dette gjøres vanskeligere i dype brønner hvor pakningen og dens komponenter er utsatt for høye brønntemperaturer, f eks så høye som 315°C, og høye brønntrykk,
f eks 34,48 MPa Videre bør pakningen kunne motstå vanasjon av utvendig påførte hydrauliske trykk ved nivåer opp til så mye som 103,43MPa i begge retninger, og fortsatt være opphentbare etter eksponering i lange perioder, f eks fra 10 til 15 år eller mer Etter slike lange penoder med lang tjeneste under ekstreme trykk og temperaturforhold, er det ønskelig at pakningen kan hentes opp fira brønnen, hvor anker-holdekilene og tetningselementene blir trukket tilstrekkelig tilbake til å unngå nving mot hindnnger i brønnboringen som er mindre enn den tilbaketrukne tetningsenhet, f eks ved en inn-spenningsunion, krave-union, nippel eller lignende
I dag blir permanentpakninger benyttet for langtidsanbnngelse i brønner som krever at pakningen skal motstå trykk så høye som 103,5 MPa ved 315°C Konvensjonelle per-manente pakninger er konstruert på en slik måte at de blir permanent fiksert til fonngs-rørveggen og i dette hjelper til tetning av elementpakken Imidlertid må permanentpakninger bh freset ut for uttak Et av hovedproblemene som inngår ved fjerning av en permanentpakning er at dens elementpakke vanligvis har store støtte-nnger av metall eller sko som overbygger gapet mellom pakningen og fonngsrøret og tilveiebringer en bærestruktur for tetningselementet og holde det fra å ekstrudere ut inn i nngrommet Problemet med dette arrangement er at de store støttesko av metall virker som et sett holdekiler og vil ikke frigjøre seg fra fonngsrørveggen
For tiden opphentbare høytrykks pakninger benytter multiple C-nng støttesko som er vanskelige å trekke tilbake når man forsøker å hente opp pakningen En ytterligere be-grensning ved bruken av høytrykks opphentbare pakninger av konvensjonell form, for eksempel enkeltstående holdekile-pakninger, er at dersom det er noen slakk ved innset-ting av pakningen, eller noen påfølgende bevegelse i pakningen, avlastes noe av trykkraften på elementpakken Dette reduserer den totale trykkraft utøvet mot tetningselementene mellom doren og fonngsrøret, som derfor gjør at en lekkasjekanal kan utvik-le seg over tetningspakken
Videre er det vanlig kunnskap ved konstruksjon av for tiden benyttet opphentbare høy-trykks pakninger at en lengre holdekile kan benyttes for å fordele jevnere belastninger i fonngsrøret Hva som vanligvis skjer er imidlertid at en holdekile vil nå en lengde med en tilsvarende lengde av holdekiletannkontakt, slik at det blir vanskelig eller umulig å oppnå første holdekiletapp-penetrenng inn i fonngsrørveggen når pakningen lnnspen-nes Det blir så mye tannlengde i kontakt med fonngsrøret at lnnspenmngsbelastning på holdekilen er utilstrekkelig til å forankre pakningen
Et annet problem ved høytemperatur, høytrykkspakninger av enhver type innebærer at holdekilene skader fonngsrøret Med de aksielle belastninger, og forskjellsbelastnmger ved konstruksjonsgrensene, er den totale aksielle kraft på pakning-holdekilen nesten 2240 kN Ved ikke å telle med friksjon blir denne belastning multiplisert med en radial-kraft inn i fonngsrørveggen når delt med tangent til holdekilen/kilens kontaktvinkel Ettersom pakningen kan innsettes inne i usementert fonngsrør, er potensiell fonngs-rørskade en hovedbekymnng
Med konvensjonelle segmenterte holdekiler vil den iboende tre- eller firepunkts belastning mot fonngsrørveggen deformere fonngsrøret til et forhåndsplassert holdekilemøns-ter, og det fullt ut belastede ustøttede fonngsrør vil deformere til grovt sett et tnangel eller et kvadrat, etc tilsvarende antallet individuelle holdekiler som benyttes Knute-punkter vil opptre på fonngsrørets ytre diameter som tilsvarer hvert holdekilesegment Dette resultat er ikke ønskelig, siden det da vil bli svært vanskelig å nedsette og korrekt innsette en annen ekspansjonspakning etter at den første er tatt ut Videre, når produksjonsrøret i slike brønner vanligvis er tilvirket av en kostbar korro-sjonsmotstandig legering må skraper og bulker unngås, ettersom de kan virke som spen-ningsanvisere eller korrosj onspunkter
US-4,512,399 viser en pakning med et pakningselement, holdekile og en låseenhet for å låse pakningen i ekspandert stilling Et stempel som glir langs doren aktiviserer pakningen Pakningen frigjøres ved at doren kuttes, og pakningen hentes opp
US-4,582,134 omhandler en fhgjørbar pakning som settes hydraulisk, med doble dorer som kan koples inn i rørledningen for å tette rørledningen og for å forankre pakningshu-set i brønnfonngen ved hjelp av et forankringssystem Dorene er ghdbart tilknyttet for begrenset bevegelse i lengderetningen i pakningens hus
US-5,492,173 omhandler en fhgjørbar brønnlås for bruk i samband med et verktøy for å sette låsen Låsen innbefatter en aktuenngssammenstilling som er opererbar som en re-aksjon på langsgående bevegelse mellom deler av låsen
Hva som er nødvendig er derfor en pakning som er i stand til sikker anbringelse ved dens konstruksjonsgrenser i fullstendig ubåret fonngsrør, uten skade på fonngsrøret
Nok et problem med høytrykks opphentbare pakninger er at de ikke kan motstå høye produksjonsrørbelastninger under produksjon og stirnulenngsoperasjoner
Et annet problem med høytrykks opphentbare pakninger er at ingen sak uansett hvor godt de er konstruert kan de av og til tilfeldig bh frigjort
Derfor er det et formål med oppfinnelsen å tilveiebnnge en opphentbar pakning som kan virke effektivt ved trykkforskjeller på 103,5 MPa og temperaturer opp til 315°C uten å slippe
Det er et ytterligere formål med oppfinnelsen å tilveiebnnge en opphentbar pakning som har en holdekile-utforming som gjør at lengre holdekiler kan effektivt brukes
Det er et ytterligere formål med oppfinnelsen å tilveiebnnge en strammere elementtetmng og et mer pålitelig tetningssystem
Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å tilveiebnnge en opphentbar pakning som ikke kan tilfeldig frigjøres
De foranstående formål oppnås ifølge oppfinnelsen ved hjelp av en fhgjørbar pakning for bruk i en underjordisk brønn, hvilken pakning innbefatter en holdekilde og en låseenhet for å låse pakningen i sin utplasserte stilling, der låseenheten innbefatter en øvre dor, en nedre konnektorrørstuss forbundet med den øvre dor, og et stempel innpasset konsentnsk og glidende rundt den øvre dor og den nedre konnektorrørstuss, der stempelet er i stand til å gli lengdeveis langs både den øvre dor og den nedre konnektorrørstuss, hvilket stempel er hindret i å gli fullstendig av den øvre dor eller den nedre konnektor-rørstuss, hvilket stempel kan låses i en stilling der stempelet dekker en maksimal del av den øvre dor og pakningen er fullstendig utplassert, og at hele pakningen kan frigjøres for opphenting ved å kappe et parti av låseenheten Den fhgjør-bare pakningen ifølge oppfinnelsen kjennetegnes ved at låseenheten omfatter en klem-holdekile som er operativt innpasset mellom stempelet og den nedre konnektorrørstuss
Ved en annen side ved oppfinnelsen benyttes en innvendig klem-holdekile for å fasthol-de pakningen i sin innsatte stilling Klem-holdekilen er konstruert i likhet med tønne-holdekilen, og er tilstrekkelig fleksibel til lett å bli skralleført over de sammen-passende nedre rørstykke-konnektorgjenger Den er fjærbelastet med enkle bølgefjærer, og elimi-nerer "backlash" vanligvis forbundet med kraftige klem-holdekiler i ett stykke Ehmine-nng av "backlash" skaper en strammere eller tettere elementtetmng og gir et mer pålitelig tetningssystem Klem-holdekilen tjener til å holde ekspansjonspakningen i sin innsatte eller lnnspante stilling og dermed forhindre tilfeldig frigjøring av ekspansjonspakningen
Ekspansjonspakningen ifølge oppfinnelsen er forsettlig konstruert som en pakning som skjæres til frigjøring Dette betyr at denne opphentbare pakning ikke har noen innebyg-get fh<g>jønn<g>smekanisme, men har isteden en låseenhet som låser pakningen i sin utplasserte stilling Den eneste måte den kan frigjøres på er å kappe doren I en foretruk-ken utførelse er en stopp-skulder anordnet i doren for positivt å lokalisere en vaierhne-kjemisk skjærer Skjænngspunktet er dermed opportunt konstruert slik at doren kappes på et nøyaktig sted slik at ikke bare frigjøres pakningen, men hele pakningen og halerø-ret blir deretter hentet opp som en enhet Ingen del av pakningen etterlates i brønnen for påfølgende oppfiskingsoperasjoner, og heller ikke er noen utfresing nødvendig, som tilfelle ville være med en tradisjonell permanent ekspansjons-pakning
Hovedfordelen med en kutte- for å -frigjøre ekspansjonspakmng er at den kan motstå ekstreme produksjonsrørbelastninger som opptrer under dens produksjon og stimule-ring Den forhindrer også positivt tilfeldig frigjøring av pakningen
De nye trekk ved oppfinnelsen er fremsatt spesielt i kravene Oppfinnelsen vil best for-stås fra den følgende beskrivelse når den leses sammen med de vedlagte tegninger
Fig 1 viser et lengdenss og snitt av en opphentbar brønn-ekspansjonspakning som oppviser trekkene ifølge den foreliggende oppfinnelse innsatt i fonngsrøret i en brønnbonng som gir en fhgjørbar tetning med fonngsrørveggen og en produksjons-rørstreng som går inn i pakningen, Fig 2A-2C, inklusive og tatt sammen, danner et lengdenss i snitt av den opphentbare brønnpakmng og tetningsenhet ifølge oppfinnelsen som viser tetningsenheten avspent og paknings-holdekilene tilbaketrukket når pakningen blir kjørt ned i en brønnbonng, Fig 3A-3C, inklusive og tatt sammen, danner et lengdenss i snitt av den opphentbare brønn-pakmng og tetningsenhet ifølge oppfinnelsen som viser tetningsenheten og paknings-holdekilene utplassert når pakningen blir innsatt i en brønnbonng, Fig 4A-4C, inklusive og tatt sammen, danner et lengdenss i snitt av den opphentbare brønnpakmng og tetningsenhet ifølge oppfinnelsen som viser tetningsenheten avspent og pakmngsholdekilene tilbaketrukket når pakningen frigjøres og er klar for opphenting fra en brønnbonng, Fig 5 viser et plannss av en tønne-holdekile ifølge oppfinnelsen tatt ut fra pakningen, Fig 6 viser et innvendig plannss av en tønne-holdekile ifølge oppfinnelsen uttatt fra pakningen,
Fig 7 viser et lengdenss i snitt av en øvre kile tatt ut fra doren, og
Fig 8 viser et langsgående smttnss av den nedre kile tatt ut fra doren
I beskrivelsen som følger er hke deler markert gjennom hele beskrivelsen og tregninge-ne med de samme henvismngstall respektivt Tegningene er ikke nødvendigvis i måle-stokk og forholdene mellom disse deler har blitt forstørret for å illustrere bedre detaljer og trekk ved oppfinnelsen I den følgende beskrivelse skal betegnelser "øvre", "oppad", "nedre", "under", "nede i hullet" og lignende, som benyttet her, bety i forhold til bunnen av eller den lengste utstrekning av den omgivende brønnbonng selv om brønnbonngen eller deler av den kan være avvikende eller honsontal Hvor komponenter av forholdsvis velkjent konstruksjon blir benyttet, vil deres oppbygning og betjening ikke bli beskrevet i detalj
Det vises nå til fig 1 hvor en brønnpakmng 10 er vist i fhgjørbart innsatt, tettende inngrep mot bonngsveggen 12 i et brønnfonngsrør 14 Det rørformede brønnfonngsrør 14 forer en brønnbonng 16 som har blitt boret gjennom en olje- og gassproduserende formasjon som krysser flere overliggende lag 18,20 og 22, og krysser deretter en hydrokar-bonproduserende formasjon 24 Doren 341 pakningen 10 er koplet til en rørstreng 26 som fører til et brønnhode for å lede produserte fluider fra den hydro-karbonbærende formasjon 2 til overflaten Den nedre ende av fonngsrøret som krysser den produserende formasjon perforeres for å tillate at brønnfluider slik som olje og gass strømmer fra den hydrokarbonbærende formasjon 24 gjennom fonngsrøret inn i brønn-bonngen 12
Pakningen 10 er fhgjørbart innsatt og låst mot fonngsrøret 14 med en anker-holdekile-enhet 28 En tetningselement-enhet 30 montert på doren 34 blir ekspandert mot brønnfo-nngsrøret 14 for å tilveiebnnge fluidtett terning mellom doren og brønnfonngs-røret slik at formasjonstrykket holdes i brønnbonngen under tetningsenheten og formasjonsfluider tvinges inn i bonngen i pakningen for å fremme i boreplaten gjennom produksjons-rørstrengen 26
Det vises nå til fig 2A-2C, som viser pakningen som den er utformet for kjønng mn i brønnen for anbnngelse, pakningen 10 blir kjørt inn i brønnbonngen og innsatt med hydrauliske innretninger Anker-holdekilen 1001 anker-holdekileenheten 28 blir først innsatt mot brønnfonngsrøret 14, etterfulgt ved utvidelse av tetningselementenheten 30 Pakningen 10 innbefatter kraftoverførende apparater 104 og 58 med en klem-holdekile 102 som opprettholder den mnspente tilstand etter at det hydrauliske lnnspenmngstrykk er tatt av Pakningen 10 kan lett hentes opp fra brønnbonngen ved å kappe doren 34 og med et oppadrettet trekk som blir utført gjennom doren og dermed tillater ankerholde-kilen 100 å trekke seg tilbake og tetningselementene 30A til å avspenne, som dermed frigjør pakningen for opphenting til overflaten Hele lommen og det tilfestede fonngsrør blir hentet opp til sammen
Anker-holdekileenheten 28 og tetningselementenheten 30 er montert på en rørformet dorlegeme 34 med en syhndnsk bonng 36 som danner en langsgående produksjons-strøm-passasje eller kanal Den nedre ende av doren 34 er fast koplet til en nedre kon-nektorrørstuss 38 Den nedre konnektorrørstuss 38 videreføres under pakningen inne i brønnfonngsrøret for kopling til en sandsil, polert nippel, hale-sil og sump-pakning, for eksempel Den sentrale kanal i pakningsbonngen 36 så vel som den polerte bonng, den nedre rørstuss-bonng, den polerte nippel, sandsilen og lignende er konsentnske med og danner en fortsettelse av den rørformede bonng i den øvre rørstreng
I den foretrukne utførelse beskrevet her blir pakningen 10 innsatt med en hydraulisk aktuatorenhet 40, som omfatter et stempel 42 konsentrisk montert på doren 34, som om-slutter et nngformet kammer 44 som er åpent mot den syhndnske bonng 36 ved porten 46 Den hydrauliske aktuatorenhet 40 er koplet til den nedre kraftoverførende enhet 104 for radiell utfønng av anker-holdekileenheten 28 og tetningselement-enheten 30 til innsatt inngrep mot brønnbonngsveggen Det vises til fig 2B hvor den hydrauliske aktuator innbefatter et rørformet stempel 42 som bærer nngtetninger S for tettende inngrep mot den ytre overflate av doren 34 Stempelet 42 er også glidbart avtettet mot den utvendige overflate av en nedre konnektor-rørstuss 38 Stempelet 42 er fast innfestet til en nedre kile 88 Hydraulisk trykk pådratt gjennom lnnløpsporten 46 som trykksetter det nngformede kammer 44 Når kammeret trykksettes dnves stempelet 42 oppad, som dermed også beveger den nedre kile oppad
Det vises nå til fig 8 der den nedre kile 88 er plassert mellom den utvendige overflate av doren 34 og den nedre bonng av tønne-holdekilen 100 og oppviser et antall oppad vendende avkortede kileflatekonuser 90 I innfønngsposisjonen er den nedre kile 88 og dens konuser 90 helt tilbaketrukket, og er blokkert mot ytterligere nedad rettet bevegelse i forhold til holdekilebæreren av stempelet 42 Den øvre kile 52 har likeledes et antall nedad vendende konisk avkortede kileflatekonuser 92
Holdekile-anker enhet en 28 innbefatter en tønne-holdekile 100 som er fint anpasset på den ytre overflate av den øvre og nedre kile 52 og 88 Det vises nå til fig 5-8, der tøn-nekilen 100 har et antall holdekile-ankere 28A som er montert for radiell bevegelse Et større antall holdekiler, slik som 12 eller 14 er å foretrekke Hver av anker-holdekilene innbefatter nedre gnpeflater 106 og nedre gnpeflater 108 posisjonert til å rage radielt inn i fonngsrørveggen hver av gnpeflatene har honsontalt onenterte gripekanter 106A, 108A som gir gnpende kontakt i hver retning for langsgående bevegelse av pakningen 10 Gnpeflatene, innbefattende de honsontale gripekanter, er radielt krummet for å pas-se formen til den syhndnske innvendige overflate av brønnfonngsrørveggen mot hvilken holdekile-ankerelementene er i inngrep i innsatt stilling Ettersom pakningen vanligvis potensielt må motstå mer belastning i retmng oppad har tønne-holdekilen 100 en lengre nedre overflate til å motstå oppad rettet bevegelse For formålene ifølge denne søknad er senteret av holdekilen det punkt langs den aksielle lengde av pakningen ved hvilket gnpekantene endrer retninger ved 146
Innsiden av tønne-holdekilen 100 omfatter en sene avkortede konuser 94,98 De nedre holdekilekonuser 94 er plassert nær inntil og stort sett komplementært til de nedre kilekonuser 90, mens de øvre holdekilekonuser 98 er plassert nær inntil og stort sett komplementære med de øvre kilekonuser 92 Antallet av nedre holdekilekonuser 94 er høyere enn antallet øvre holdekilekonuser 98, for å komplementere den lengre, nedre gnpeflate 106 på tønneholdekilen I denne utførelsen er de nedre holdekilekonuser 94 plassert med lik avstand fra hverandre De øvre holdekilekonuser 98 er også plassert med hk avstand fra hverandre
Bruken av en tønneholdekile som vist her tillater fullstendig omkretsmessig kontakt med fonngsrøret Denne konstruksjon sprer effektivt ut holdekile-mot-fonngs-rørbelastningen over et større areal og gjør kontaktspenmngene mellom holdekilene og fonngsrøret minst mulig Med bruken av en tønneholdekile blir fonngsrøret alltid presset til et sirkulært tverrsnitt selv ved fulle belastninger Videre er holdekilen utformet til å belaste jevnt slik at like belastninger bæres av alle holdekiletennene Dette sikrer mi-nimal inntrengning av holdekiletennene inn i fonngsrørveggen
De nedre kilekonuser 90 er ikke plassert identisk i hk avstand med de tilsvarende nedre holdekilekonuser 94 Isteden blir de to øverste nedre kilekonuser 90A, 90B plassert ak-kurat noe lenger fra hverandre enn deres tilsvarende holdekilekonuser 94A, 94B Deretter, når man beveger seg nedover, blir hver kilekonus plassert progressivt lenger fra hverandre Mens denne utførelsen er vist med fire nedre kilekonuser ville ethvert antall konuser være akseptabelt Den øvre kile 52 er utformet i likhet med den nedre kile, ved at gapet mellom de øvre kilekonuser 92 er noe større enn gapet mellom tilsvarende holdekilekonuser 98 Denne utførelse er vist med to konuser, men det nye konsept ville virke med ethvert antall konuser, så lenge som konusene blir plassert progressivt lengre fra hverandre, med det minste gap værende mellom de nederste to øvre kilekonuser
Et av de nye konsepter vist i denne ansøkning er bruken av progressiv belastning av holdekilen Det betyr at holdekilen belastes først mot fonngsrørbrønnen nær lengdesenteret av holdekilen, deretter etter hvert som belastningen på holdekilen øker, belastes resten av holdekilen progressivt mot fonngsrørveggen fra lengdesenteret ut mot den ytre kant Den foretrukne utførelse beskrevet her benytter et konstant gap mellom konusene på holdekilen og progressivt bredere gap på kilene Som det tydelig fremgår, finnes det et hvilket som helst antall kombinasjoner av gap i holdekilekonusene og kilekonusene som kan oppnå det ønskede resultat F eks kunne gapene mellom holdekilekonusene være ensartet, og gapene mellom holdekilekonusene kunne være progressiv mindre fra senter til de øvre og nedre kanter Enhver kombinasjon av holdekilekonuser og kilekonuser som ville resultere i at kilekonusene blir progressivt fjernet noe videre lengdeveis fra deres korresponderende holdekilekonuser, når sett fra senteret til de øvre og nedre kanter av holdekilen, ville oppnå det ønskede resultat Mens denne foretrukne utførelse er vist ved bruk av en tønneholdekile, kunne de andre nye konsepter ved denne ansøk-ning benyttes med andre typer holdekiler
Holdekile-bæreren er avtagbart koplet til den nedre kile 88 med anti-forhåndssatte skjærskruer I samsvar med dette arrangement, når stempelet 42 forlenges som svar på trykksettmg gjennom porten 46 blir den nedre kile 88, ankerholdekileenheten 28 og den øvre kraftoverførende enhet 58 forlenget oppad mot tetningselementenheten 30 Den øvre kraftoverførende enhet omfatter en element-holdekrave 68 som er koplet til den øvre kile 52
Tetningselementenheten 30 er montert direkte på en utvendig bæreflate 54 av doren 34 Tetningselementenheten 30 innbefatter en øvre utvendig pakningsendeelement 30A, et senterpakmngselement 30B og en nedre utvendig pakningsendeelement 30C Det øvre endetetningselement 30A er fhgjørbart festet mot aksiell oppad rettet bevegelse ved inngrep mot en øvre støttesko 56, som i sin tur er forbundet til en dekselhylse 80 Den øvre støttesko 56 og dekselhylse 80 er bevegelig montert på doren 34 for lengdeveis bevegelse fra en nedre stilling, som vist i fig 2A, til en øvre stilling (fig 3A) som tillater tetningselementenheten å bevege seg oppad langs den utvendige overflate av doren 34 I dette arrangement gjennomgår tetningselementenheten lengdeveis sammentrykning av den øvre kraftoverførende enhet 58 inntil en forutbestemt trykkstørrelse og utvidelse har blitt oppnådd
Tettende inngrep gis ved propp-anordningen 60 som er montert på doren 34 I den foretrukne utførelse er propp-anordningen etter radielt avtrappet skulderelement 61 som er integrert utformet med doren, hvor propp-overflaten 64 er radielt sideforskjøvet i forhold til tetmngselementets bæreflate 54 I dette arrangement danner propp-anordningen 60 en del av doren 34 Tetmngselementets propp-flate 64 er fortrinnsvis stort sett sylindrisk, og tetmngselementets bæreflate 54 er også fortrinnsvis stort sett sylindrisk Som det kan ses i fig 2A er tetmngselementets proppflate 64 stort sett konsentrisk med tetmngselementets bæreflate 54
Rampeelementet 66 har en ytre overflate 74 som heller på tvers i forhold til tetmngselementets bæreflate 54 og tetmngselementets proppflate 64 Fordelaktig er helningsvinkelen, når målt fra tetmngselementets bæreflate 54 til den ytre flate 74 på rampeelementet 661 området fra omlag 135° til omlag 165° Formålet med rampeflaten er å tilveiebnnge en gradvis overgang for å hindre skade på det øvre tetningselement 30A når det avbøyes på den radielt sideforskjøvne proppflate 64
Det vises til fig 2A hvor en overgangsradius RI ligger mellom dorflaten 54 og den he-lende rampeflate 74, og en andre radius R2 foreligger mellom rampeflaten 74 og den radielt sideforskjøvne proppflate 64 De to radiusflater R1,R2 komplementerer hverandre slik at det skjer en jevn bevegelse av den øvre endeelementtetmng 30A fra dorflaten 54 til den radielt sideforskjøvne proppflate 64 uten skade på elementets tetningsmatena-le For en helningsvinkel A på 135° gis en forholdsvis liten overgangs-radius RI på 1,524 mm, og den andre, forholdsvis store radius er omlag 12,7 mm I samsvar med dette arrangement gir en varsomt hellende rampeflate 74 en lett overgang for det for-håndsbelastede øvre endetetmngselement 30A i å bh bøyd på den radielt forskjøvne propp-flate eller støtteflate 64 Når helningsvinkelen blir øket blir det mer viktig å av-runde hjørnene i overgangen, og de bestemte radiusverdier blir bestemt pnmært basert på størrelsen på pakningen
Som vist i fig 2A har det øvre utvendige tetningselement 30A en vesentlig kortere lengdedimensjon enn det sentrale tetningselement 30B og det nedre utvendige tetningselement 30C Lengdedimensjonen av støtteflaten 64 velges slik at det øvre utvendige tetningselement 30A er fullstendig båret og det sentrale tetningselement 30B er minst delvis båret på den radielt sideforskjøvne støtteflate 641 den innsatte, ekspanderte stilling, som vist i fig 3 A Selv om det nedre utvendige tetningselement 30C og det sentrale tetningselement 30B kan bh utsatt for lengdeveis utdrivelse som et resultat av trykk-svingninger, holdes det tettende inngrep med det øvre utvendige tetningselement 30A til enhver tid
Det nedre og øvre utvendige tetningselement er forsterket med støttesko 70 og 56 av metall respektivt Støtteskoene 70 og 56 gir en radiell overbygning mellom doren 34 og brønnfonngsrøret 14 når tetningselement-enheten utvides til kontakt mot den innvendige bonngs sidevegg i brønnfonngsrøret som vist i fig 3A Formålet med støtteskoene av metall er å overbygge gapet mellom doren og fonngsrøret og gi en bærestruktur for de utvendige tetmngselementer 30A og 30C for å hindre dem i å ekstrudere inn i nngrommet mellom doren og brønnfonngsrøret
Dimensjonene av tetmngselementene og støtteflaten OD er valgt til å gi et mimmum på 5% reduksjon i radielt sammentrykket tykkelse til et maksimum på 30% reduksjon i radielt sammentrykket tykkelse sammenlignet med det nedre utvendige tetningselement 30C når kompnmert i den innsatte stilling, f eks som vist i fig 3 A
Støtteskoene er fortrinnsvis oppbygd i form av nngformede metallskiver, hvor den innvendige skive er tilvirket av messing og den ytre metallskive er tilvirket av type 1018 bløtt stål Begge metallskiver er støpbare og duktile, som er nødvendig for en stram sammenpassende pasning omknng den ytre kant av de utvendige tetmngselementer 30A og30C
Den øvre kraftoverførende anordning 58 som påsetter lnnspenmngskraften til tetmngs-element-pakrungen innbefatter en nedre element-holdenng 72 montert for lengdeveis glidebevegelse langs tetmngselementets bæreflate 54 på doren 34 En element-holdekrave 68 er bevegelig montert på den utvendige overflate av holdenngen 72 for langsgående sjaltebevegelse fra en tilbaketrukken stilling (fig 2A) hvon tetmngselementene er tilbaketrukket, til en utkjørt stilling (fig 3A) hvon tetmngselementene er utplassert
Holdenngen 72 og element-holdekraven 68 har innbyrdes lnngnpbare skulderpartier 72A, 68A respektivt for å begrense forlengelse av element-holdekraven langs den ytre overflate av holdenngen En sphttnng 76 er opptatt i en nngformet spalt 78 som krysser den ytre overflate 64 av doren 34 Sphttnngen 76 begrenser reaksjonsbevegelse av den nedre element-holdenng 72, som dermed indirekte begrenser tilbaketrekkende bevegelse av element-holdekraven 68 som vist i fig 4A
Det vises igjen til fig 2 der pakningen innbefatter en låseenhet 148, som omfatter stempelet 42, doren 34, den nedre konnektor-rørstuss 38 og klem-holdekilen 102 Stempelet 42 konsentrisk og ghdbart passer over en del av den nedre konnektor-rørstuss 38, så vel som en del av doren 34 Stempelet er tettende og konsentrisk anpasset mot doren 34 så vel som den nedre konnektorrørstuss som benytter tetninger S Stempelet 42 passer videre konsentrisk rundt en klem-holdekile 102 som i sin tur passer konsentrisk rundt den nedre konnektorrørstuss 38 Den ytre overflate 110 av klemholdekilen er sammensatt av en sene rygger, som er komplementære til en sene rygger på den indre overflate 112 på stempelet, som dermed låser klem-holdekilen sammen med stempelet Stempelet 42 er videre forbundet til klem-holdekilen 102 med tappen 114
Stempelet 42 og den nedre konnektorrørstuss 38 danner et nngformet gap 116, i hvilket klem-holdekilen 102 er innpasset På den ytre overflate 118 av den nedre konnektor-rørstuss i området fra en radielt forskjøvet skulder 120 nedad til et punkt i nærheten av den nedre ende av klem-holdekilen 122 omfatter en sene av fine radielt avstands-behggende brå rørformede vinkelrygger Disse rygger er komplementære med ryggene på den indre overflate av klem-holdekilen De komplementære rygger på den nedre konnektor-rørstuss 38 og klemholdekilen 102 sammen med den fine pasning over klem-holdekilen 102 rundt den nedre konnektorrørstuss 38, gjør at klemholdekilen 102 kan med kraft beveges oppad i forhold til den nedre konnektorrørstuss 38, mens den ikke tillater at klemholdekilen 102 beveger seg tilbake nedad i forhold til den nedre konnek-tor-rørstuss 38 Oppad rettet bevegelse av klemholdekilen 1021 forhold til den nedre konnektorrørstuss 38 er begrenset av den radielt forskjøvne skulder 120 Klemholdekilen 102 er i utgangspunktet installert i bunnen av det nngformede gap 116 og hviler på enbølgefjær 150
En stoppnng 124 er plassert på den nedre konnektorrørstuss 38 under klemholdekilen 102 og forbundet til klemholdekilen med en skjærtapp 126 Stoppnngenheten 124 er satt på en radielt redusert offset-flate 128 i den nedre konnektorrørstuss, og forhindres fra oppad rettede bevegelse i forhold til den nedre konnektorrørstuss 38 av skulderen 130 som er komplementær til skulderen 124A på stoppnngenheten
Det vises nå til fig 3A-3C, når pakningen har blitt kjørt inn og plassert på det ønskede sted tvinges fluid inn i det nngformede kammer 44 under trykk, som dermed bevirker at stempelet 42 blir presset oppad Stempelet presser i sin tur hele anker-holdekileenheten 28 og den øvre kraftoverførende enhet 58 til å bevege seg oppad, som tvinger holdenngen 72 og element-holdekraven 68 oppad Dette tvinger i sin tur den nedre støttesko
70 oppad mot tetningselementenheten 30 Tetningselementenheten beveger seg oppad, som beveger elementene 30A og 30B opp rampelementet 66 og over på støtteflaten 64, som beveger den øvre støttesko 56 og dekkhylsen 80 oppad fremfor seg Når skulderen 82 på dekkhylsen 80 kontakter den radielt forskjøvne skulder 62 på doren 34 og ikke kan bevege seg videre oppad, sammentrykkes tetningsenheten 30 mellom støtteskoene og tetningene utvider seg radielt, som avtetter nngrommet rundt pakningen Når tetningsenheten 30 er fullstendig utplassert begynner den øvre kile 52 og den nedre kile 88 igjen å bevege seg mot hverandre Se fig 3B Som beskrevet ovenfor er kilekonusene 90,92 stort sett komplementære med holdekilekonusene 94,98, hvorved kilekonusene blir plassert progressivt i lengre avstand fra hverandre, når sett fra den mest sentrale til den ytterste konus Når kilene 52,88 blir tvunget mot hverandre foretar endeko-nusene av kilene 90A, 92A som passer med den mest sentrale konus av holdekilene 94A, 98A kontakt først Når kilene fortsetter mot hverandre tvinges holdekilen 100 ut til inngnpskontakt med brønnfonngsrøret 14 Når det mest sentrale par av konuser er de eneste i virkelig kontakt blir senter av holdekilen belastet først Etter hvert som større krefter blir utøvet mot kilene vil kilene deformere noe og den neste konus av kilene 90B, 92B vil foreta kontakt med deres sammenpassende holdekilekonuser 94B, 98B Som det kan ses, når kilene blir belastet høyere og høyere, kommer flere kilekonuser til anleggskontakt med holdekilen Avstanden mellom konusene på kilene styres svært nøyaktig slik at svak elastisk ettergivenhet finner sted ved å deformere kilene innad
Denne utforming tillater effektivt en første lnnspenning av pakningen med svært liten kontaktflate på holdekiletannen for den øvre og nedre gnpeflate 108,106 Dette gjør at holdekilen 100 hurtig kan få et godt grep inn i fonngsrørveggen Deretter kan høyere belastninger bnnge mer og mer holdekiletenner 132 på gnpeflaten til å ligge an og hindrer overbelastning av fonngsrøret Belastningen videreføres inntil alle kantene 106A, 108 A på gnpeflaten 106,108 er fast i inngrep med fonngsrørets vegg
Denne konstruksjon kan også bh benyttet med et antall individuelle holdekiler isteden-for tønne-holdekilen Videre kan de progressivt spnkende konuser være på holdekilen, med de jevnt spnkende konuser på kilene Videre kan begge sett med konuser ha vane-rende gap, så lenge som de mest sentrale konuser av holdekilene foretar inngrep først, etterfulgt av de deretter nærmeste konuser, osv , etter hvert som kilene blir progressivt belastet
Det vises nå til fig 3C, når stempelet 42 blir forflyttet oppad som svar på trykksetting av nngkammeret 44, trekker stempelet 42 klemholdekilen 102 oppad langs den nedre kon-nektorrørstuss 38, som avskjærer skjærtappen 126 Når klemkilen 102 beveger seg oppad tvinges de fine rygger 134 på den indre overflate 117 av klemholdekilen 102 over de fine rygger 136 på flaten 118 på den nedre konnektorrørstuss 38 Klemholdekilen 102 blir deretter trukket oppad i forhold til den nedre konnektorrørstuss 38 inntil den øvre ende 123 av klemholdekilen 102 kontakter den radielt forskjøvne skulder 120 Når forflyttet oppad i forhold til den nedre konnektorrørstuss blir klemholdekilen hindret i å bevege seg nedad mot de motstående rygger 134,136 av klemholdekilen og den nedre konnektorrørstuss Dermed, når trykk frigjøres fra det nngformede kammer 44 vil pakningen 10 stå fullstendig utplassert, ettersom klemholdekilen 102 ikke vil tillate at stempelet 42, anker-holdekileenheten 28, den øvre kraftoverførende enhet 58 og tetningsenheten 30 fra å bevege seg tilbake nedad i forhold til doren 34 og den nedre kon-nektorrørstuss 38 Klemholdekilen hjelper dermed i å sikre at ingen for tidlig fhgjønng av pakningen skjer og at den forblir låst i dens utplasserte stilling Faktisk er det ingen måte å bevege klemholdekilen tilbake nedad i forhold til den nedre konnektorrørstuss uten bokstavelig talt å demontere pakningen
Denne utførelsen, som beskrevet ovenfor, har blitt utplassert og testet, og vist å kunne motstå trykkforskjeller på 103 kPa og temperaturer på 315°C uten å bevege seg lengdeveis i brønnen
Det vises nå til fig 4A-4C, for å frigjøre pakningen, senkes et skjærverktøy (ikke vist) ned i doren 34 og settes ned på den indre skulder 138 Den hele omkrets av doren 34 blir deretter kappet ved et nivå nær porten 46 Ved dette punkt, dersom det er noen belastning på den nedre konnektorrørstuss 38, vil den nedre konnektorrørstuss bli trukket nedad Alternativt kan rørstrengen 26 og doren 34 bh trukket oppad Nå som doren 34 er kappet kan doren 34 og den nedre konnektorrørstuss 38 bevege seg aksielt bort fra hverandre Når de beveger seg fra hverandre trekkes stempelet 42, som er sikkert koplet til klemholdekilen 102, som i sin tur er sikkert holdt i stilling på den nedre konnektor-rørstuss 38, nedad i forhold til doren 34 Når stempelet beveger seg nedad beveger de øvre og nedre kiler 52,88 seg aksielt fra hverandre, som gjør at holdekilen 100 kan fri-gjøre Når stempelet 42 beveger seg videre nedad i forhold til doren 34, trekkes den øvre kraftoverførende enhet 58 nedad, og tetningsenheten 30 avspenner dermed og beveger seg tilbake ned av støtteflaten 64 og på bæreflaten 54
Den nedad rettede bevegelse 42 i forhold til doren 34 begrenses av settskruen 140 på den øvre kile 52, som kontakter en stoppskulder 142 Ved dette punkt, når holdekilen og tetningsenheten er fullstendig tilbaketrukket, og når stempelet fortsatt er forbundet til både doren og den nedre konnektorrørstuss, kan hele pakningen trekkes oppad og ut av brønnen sammen Når doren 34 trekkes oppad tilveiebringer den radielt reduserte støtte-flate 54 på doren 34 en ringformet lomme i hvilken tetmngselementene blir trukket tilbake ved frigjøring og opphenting av pakningen Det vil si, oppad frigjøring og oppad bevegelse av doren 34, tetmngselementene 30A, 30B blir skjøvet av fra støtteflaten 64 og glir over på den nedre tetningsbæreflate 54 Således tillates tetmngselementene å ekspandere lengdeveis gjennom den nngformede lomme, og bort fra strømnings-klanngen som dermed tillater uhindret opphenting

Claims (3)

1 Fngjørbar pakning (10) for bruk i en underjordisk brønn, hvilken pakning omfatter en holdekile (100), og en låseenhet (148), for å låse pakningen (10) i sin utplasserte stilling, der låseenheten (148) omfatter en øvre dor ("mandrel") (34), en nedre konnektor-rørstuss (38) forbundet med den øvre dor (34), og et stempel (42) innpasset konsentrisk og glidende rundt den øvre dor (34) og den nedre konnektor-rørstuss (38), der stempelet er i stand til å gli lengdeveis langs både den øvre dor (34) og den nedre konnektor-rørstuss (38), hvilket stempel (42) er hindret i å gli fullstendig av den øvre dor eller den nedre konnektorrørstuss, hvilket stempel (42) kan låses i en stilling hvon stempelet dekker en maksimal del av den øvre dor og pakningen er fullstendig utplassert, og at hele pakningen kan frigjøres for opphenting ved å kappe et parti (34) av låseenheten (148), karakterisert ved at låseenheten (148) omfatter en klem-holdekile (102), som er operativt innpasset mellom stempelet (42) og den nedre konnek-torrørstuss (38)
2 Pakning ifølge krav l,karakterisert ved at klemholdekilen (102) er operativt forbundet til stempelet (42), der klemholdekilen er bevegelig i kun en lengderetning over den nedre konnektorrørstuss (38), slik at stempelet kan beveges til å dekke et maksimum av den øvre dor (34) slik at pakningen anbringes, klemholdekilen er ikke bevegelig i den motsatte lengderetning og dermed låser stempelet på plass
3 Pakning ifølge krav 1, karakterisert ved at når låseenheten (148) blir kappet kan resten av den øvre dor og resten av den nedre konnektor-rørstuss bevege seg lengdeveis bort fra hverandre, som tillater stempelet å avdekke et maksimum av den øvre dor uten å miste forbindelse med den øvre dor
NO19971005A 1996-03-06 1997-03-05 Frigj degree rbar pakning for bruk i en underjordisk br degree nn NO316333B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/611,867 US5701954A (en) 1996-03-06 1996-03-06 High temperature, high pressure retrievable packer

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO971005D0 NO971005D0 (no) 1997-03-05
NO971005L NO971005L (no) 1997-09-08
NO316333B1 true NO316333B1 (no) 2004-01-12

Family

ID=24450706

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19971005A NO316333B1 (no) 1996-03-06 1997-03-05 Frigj degree rbar pakning for bruk i en underjordisk br degree nn

Country Status (6)

Country Link
US (3) US5701954A (no)
EP (1) EP0794316B1 (no)
CA (2) CA2199232C (no)
DE (1) DE69730636T2 (no)
DK (1) DK0794316T3 (no)
NO (1) NO316333B1 (no)

Families Citing this family (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6209636B1 (en) 1993-09-10 2001-04-03 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore primary barrier and related systems
NO303296B1 (no) * 1997-02-14 1998-06-22 Tech Line Oil Tools As OppblÕsbar nedihullspakning med trykkompensator
US5685369A (en) * 1996-05-01 1997-11-11 Abb Vetco Gray Inc. Metal seal well packer
US5857520A (en) * 1996-11-14 1999-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Backup shoe for well packer
US5906240A (en) * 1997-08-20 1999-05-25 Halliburton Energy Services, Inc. Slip having passageway for lines therethrough
US6302217B1 (en) * 1998-01-08 2001-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. Extreme service packer having slip actuated debris barrier
US6112811A (en) * 1998-01-08 2000-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Service packer with spaced apart dual-slips
US6102117A (en) 1998-05-22 2000-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Retrievable high pressure, high temperature packer apparatus with anti-extrusion system
US6213204B1 (en) * 1998-12-07 2001-04-10 Baker Hughes Incorporated High load, thin slip system
US6257339B1 (en) 1999-10-02 2001-07-10 Weatherford/Lamb, Inc Packer system
US6269878B1 (en) 1999-10-15 2001-08-07 Weatherford/Lamb, Inc. Drillable inflatable packer and methods of use
US6382323B1 (en) * 2000-03-21 2002-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Releasable no-go tool
US6378606B1 (en) * 2000-07-11 2002-04-30 Halliburton Energy Services, Inc. High temperature high pressure retrievable packer with barrel slip
US6598672B2 (en) 2000-10-12 2003-07-29 Greene, Tweed Of Delaware, Inc. Anti-extrusion device for downhole applications
US6481498B1 (en) * 2000-12-07 2002-11-19 Tuboscope I/P Slip connector for use with coiled tubing
US6702031B2 (en) * 2001-02-02 2004-03-09 Baker Hughes Incorporated Anchoring device removal method and apparatus
US6715560B2 (en) 2001-03-01 2004-04-06 Baker Hughes Incorporated Collet-cone slip system for releasably securing well tools
US6536532B2 (en) 2001-03-01 2003-03-25 Baker Hughes Incorporated Lock ring for pipe slip pick-up ring
AU2006220393B2 (en) * 2001-03-01 2009-06-11 Baker Hughes Incorporated Lock ring for pipe slip pick-up ring
US20040007829A1 (en) * 2001-09-07 2004-01-15 Ross Colby M. Downhole seal assembly and method for use of same
US6907936B2 (en) 2001-11-19 2005-06-21 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7661470B2 (en) 2001-12-20 2010-02-16 Baker Hughes Incorporated Expandable packer with anchoring feature
US7051805B2 (en) * 2001-12-20 2006-05-30 Baker Hughes Incorporated Expandable packer with anchoring feature
CA2473522C (en) * 2002-01-16 2007-05-29 Weatherford/Lamb, Inc. Inflatable packing element
US7156182B2 (en) * 2002-03-07 2007-01-02 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for one trip tubular expansion
US7341110B2 (en) * 2002-04-05 2008-03-11 Baker Hughes Incorporated Slotted slip element for expandable packer
US8167047B2 (en) 2002-08-21 2012-05-01 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7225869B2 (en) 2004-03-24 2007-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating hydrajet stimulated zones
US20050269101A1 (en) * 2004-06-04 2005-12-08 Halliburton Energy Services Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids
US20050269099A1 (en) * 2004-06-04 2005-12-08 Halliburton Energy Services Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids
US20050284637A1 (en) * 2004-06-04 2005-12-29 Halliburton Energy Services Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids
US7325612B2 (en) * 2005-04-28 2008-02-05 Schlumberger Technology Corporation One-trip cut-to-release apparatus and method
US8286713B2 (en) * 2005-05-18 2012-10-16 Argus Subsea, Inc. Oil and gas well completion system and method of installation
US7419001B2 (en) * 2005-05-18 2008-09-02 Azura Energy Systems, Inc. Universal tubing hanger suspension assembly and well completion system and method of using same
US7708080B2 (en) * 2005-06-23 2010-05-04 Schlumberger Technology Corporation Packer
US7588078B2 (en) * 2006-02-02 2009-09-15 Baker Hughes Incorporated Extended reach anchor
US7373973B2 (en) * 2006-09-13 2008-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Packer element retaining system
CA2566986C (en) * 2006-11-02 2015-01-06 Jonathan Jonny Melic Grip anchor for concrete
US8757273B2 (en) 2008-04-29 2014-06-24 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
US7861791B2 (en) * 2008-05-12 2011-01-04 Halliburton Energy Services, Inc. High circulation rate packer and setting method for same
US8037942B2 (en) * 2008-06-26 2011-10-18 Baker Hughes Incorporated Resettable antiextrusion backup system and method
US8469097B2 (en) * 2009-05-14 2013-06-25 Baker Hughes Incorporated Subterranean tubular cutter with depth of cut feature
US20110005779A1 (en) * 2009-07-09 2011-01-13 Weatherford/Lamb, Inc. Composite downhole tool with reduced slip volume
US8087458B2 (en) * 2009-09-08 2012-01-03 Weatherford/Lamb, Inc. Removable hydraulic-set packer
US8291989B2 (en) * 2009-12-18 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Retrieval method for opposed slip type packers
US8511376B2 (en) * 2010-07-15 2013-08-20 Dril-Quip, Inc. Downhole C-ring slip assembly
US8893779B2 (en) 2010-07-19 2014-11-25 Weatherford/Lamb, Inc. Retrievable slip mechanism for downhole tool
US8393388B2 (en) * 2010-08-16 2013-03-12 Baker Hughes Incorporated Retractable petal collet backup for a subterranean seal
US8403036B2 (en) 2010-09-14 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Single piece packer extrusion limiter ring
US8596347B2 (en) 2010-10-21 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Drillable slip with buttons and cast iron wickers
AR079760A1 (es) 2010-12-28 2012-02-15 Texproil S R L Dispositivo de empaquetamiento hidraulico recuperable utilizable en pozos de agua, gas y petroleo o fluidos similares
US9366101B2 (en) 2012-10-04 2016-06-14 Baker Hughes Incorporated Cutting and pulling tool with double acting hydraulic piston
US9725977B2 (en) 2012-10-04 2017-08-08 Baker Hughes Incorporated Retractable cutting and pulling tool with uphole milling capability
WO2014077830A1 (en) * 2012-11-16 2014-05-22 Halliburton Energy Servcies, Inc. Assisting retrieval of a downhole tool
US9175533B2 (en) 2013-03-15 2015-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Drillable slip
US8936102B2 (en) 2013-04-09 2015-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Packer assembly having barrel slips that divert axial loading to the wellbore
GB2526954B (en) * 2013-04-09 2017-01-25 Halliburton Energy Services Inc Packer assembly having barrel slips that divert axial loading to the wellbore
SG11201606312QA (en) * 2014-03-24 2016-08-30 Halliburton Energy Services Inc Cut-to-release packer with load transfer device to expand performance envelope
US9771768B2 (en) 2014-04-15 2017-09-26 Baker Hughes Incorporated Slip release assembly with cone undermining feature
US9719319B2 (en) 2014-06-17 2017-08-01 Baker Hughes Incorporated Disintegrating packer slip/seal
US20170145780A1 (en) 2014-11-19 2017-05-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Downhole Tool having Slips Set by Stacked Rings
CA2993521C (en) 2015-09-02 2021-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Top set degradable wellbore isolation device
MX2018006485A (es) 2015-12-29 2018-08-15 Halliburton Energy Services Inc Dispositivos de aislamiento de pozos con bandas de mordazas y bandas de desgaste con superficies modificadas.
CN108019180B (zh) * 2016-10-31 2023-05-02 天津汇铸石油设备科技有限公司 双向承压封隔器
US10260310B2 (en) 2017-07-10 2019-04-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature and pressure packer
US10458194B2 (en) 2017-07-10 2019-10-29 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Mandrel supported flexible support ring assembly
US11162313B2 (en) * 2017-07-13 2021-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Anchor for a downhole linear actuator
CN107829706B (zh) * 2017-09-30 2024-04-05 上海优强石油科技有限公司 一种可回收封隔器
US20190257178A1 (en) * 2018-02-22 2019-08-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Additively manufactured downhole component including fractal geometry
US11098542B2 (en) 2018-11-19 2021-08-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Anchor and method for making
US11441371B2 (en) 2020-12-23 2022-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. 3D printed barrel slip
US11434711B2 (en) 2021-02-09 2022-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Anchor slip assembly with independently deployable wedges
US20220316295A1 (en) * 2021-04-05 2022-10-06 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Packer
US11492869B2 (en) * 2021-04-05 2022-11-08 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Backup and packer
AU2021470432A1 (en) * 2021-10-18 2024-05-02 Schlumberger Technology B.V. Expanding and collapsing apparatus having bookend seal cartridges

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4127168A (en) * 1977-03-11 1978-11-28 Exxon Production Research Company Well packers using metal to metal seals
US4176715A (en) * 1977-12-23 1979-12-04 Baker International Corporation High temperature well packer
US4573537A (en) * 1981-05-07 1986-03-04 L'garde, Inc. Casing packer
US4512399A (en) * 1983-04-01 1985-04-23 Otis Engineering Corporation Well packer
US4582134A (en) * 1983-04-01 1986-04-15 Otis Engineering Corporation Well packer
US4516634A (en) * 1983-04-14 1985-05-14 Otis Engineering Corporation Hydraulic running and setting tool for well packer
US4664188A (en) * 1986-02-07 1987-05-12 Halliburton Company Retrievable well packer
US4669539A (en) * 1986-06-18 1987-06-02 Halliburton Company Lock for downhole apparatus
US4754814A (en) * 1987-06-10 1988-07-05 Baker Hughes Incorporated Well packer with internally adjustable shear release mechanism
US4840230A (en) * 1987-09-14 1989-06-20 Electric Power Research Institute, Inc. Retrievable wedging system for coupling downhole devices into cased bore holes
US5327975A (en) * 1991-04-08 1994-07-12 Rotating Production Systems, Inc. Tubing anchor catcher with rotating mandrel
US5431230A (en) * 1991-04-08 1995-07-11 Rotating Production Systems, Inc. Slant wellbore tubing anchor catcher with rotating mandrel
US5178219A (en) * 1991-06-27 1993-01-12 Halliburton Company Method and apparatus for performing a block squeeze cementing job
US5433269A (en) * 1992-05-15 1995-07-18 Halliburton Company Retrievable packer for high temperature, high pressure service
US5492173A (en) * 1993-03-10 1996-02-20 Halliburton Company Plug or lock for use in oil field tubular members and an operating system therefor
US5564503A (en) * 1994-08-26 1996-10-15 Halliburton Company Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion

Also Published As

Publication number Publication date
NO971005L (no) 1997-09-08
US5944102A (en) 1999-08-31
EP0794316B1 (en) 2004-09-15
EP0794316A2 (en) 1997-09-10
US5701954A (en) 1997-12-30
US5720343A (en) 1998-02-24
CA2444588A1 (en) 1997-09-06
CA2199232A1 (en) 1997-09-06
DE69730636T2 (de) 2005-02-03
EP0794316A3 (en) 1999-02-03
CA2444588C (en) 2004-07-27
NO971005D0 (no) 1997-03-05
DE69730636D1 (de) 2004-10-21
DK0794316T3 (da) 2004-12-20
CA2199232C (en) 2004-07-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO316333B1 (no) Frigj degree rbar pakning for bruk i en underjordisk br degree nn
CA2096068C (en) Retrievable well packer
US4531581A (en) Piston actuated high temperature well packer
CN104395552B (zh) 井下设备
US4359090A (en) Anchoring mechanism for well packer
US4457369A (en) Packer for high temperature high pressure wells
NO315867B1 (no) Tetningsanordning for å stenge et rør, og fremgangsmåter for å sette og trekke en slik fremgangsmåte
NO862615L (no) Foringsroer-kopling.
NO315720B1 (no) Gjenvinnbar, ekspanderbar pakningsanordning med antiutpressingssystem for avtetning av et hovedsakelig ringformet rom mellom et sylindriskobjekt og en boring
GB2283516A (en) Retrievable well packer
JPS5833359B2 (ja) イノパツカ
NO20130596L (no) Toveis, innvendig-trykk-innesperrende pakningselementsystem
NO163751B (no) Sirkulasjonsventil.
NO338074B1 (no) Fremgangsmåte for opphenging av rør i brønner
NO338233B1 (no) Frigjørbar pakningsenhet, system for frigjørbar setting av en pakningsenhet og fremgangsmåte for selektiv setting og frigjøring av en pakningsenhet
US2602513A (en) Well packer
US20150300122A1 (en) Axially compressed and radially pressed seal
NO332607B1 (no) Bronnplugg med kuleventil for gjentatt utplassering
US3799260A (en) Well packer
NO157991B (no) Kopling for tett forbindelse av to roerformede elementer.
NO20141001A1 (no) Brønnverktøy
US10138698B2 (en) External locking mechanism for seal energizing ring
NO830208L (no) Broenn-pakker
US4669539A (en) Lock for downhole apparatus
US3422897A (en) Anchoring device

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired