NO323035B1 - Sementeringspluggsett - Google Patents

Sementeringspluggsett Download PDF

Info

Publication number
NO323035B1
NO323035B1 NO20016299A NO20016299A NO323035B1 NO 323035 B1 NO323035 B1 NO 323035B1 NO 20016299 A NO20016299 A NO 20016299A NO 20016299 A NO20016299 A NO 20016299A NO 323035 B1 NO323035 B1 NO 323035B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
plug
release
ring
receiver
fluid
Prior art date
Application number
NO20016299A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20016299D0 (no
NO20016299L (no
Inventor
Peter Budde
Richard Lee Giroux
Original Assignee
Weatherford Lamb
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
Publication of NO20016299L publication Critical patent/NO20016299L/no
Application filed by Weatherford Lamb filed Critical Weatherford Lamb
Publication of NO20016299D0 publication Critical patent/NO20016299D0/no
Publication of NO323035B1 publication Critical patent/NO323035B1/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
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
    • E21B33/16Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes using plugs for isolating cement charge; Plugs therefor
    • E21B33/165Cementing plugs specially adapted for being released down-hole
    • 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
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • 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
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/04Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
    • E21B33/05Cementing-heads, e.g. having provision for introducing cementing plugs
    • 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
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/063Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Containers And Packaging Bodies Having A Special Means To Remove Contents (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Types And Forms Of Lifts (AREA)
  • Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
  • Dental Tools And Instruments Or Auxiliary Dental Instruments (AREA)
  • Materials For Medical Uses (AREA)

Description

Oppfinnelsen vedrører et pluggsett bestående av et antall se-raenteringsplugger til bruk ved oppbygging av olje- og gass-brønner, omfattende en topplugg, en bunnplugg og et rørformet element som strekker seg mellom nevnte topplugg og nevnte bunnplugg og har en vegg som er forsynt med et primært og et sekundært middel som vil sprenges ved ulike trykk, idet arrangementet er slik at i bruk vil fluid under trykk, dersom nevnte sekundære middel sprenges etter at nevnte bunnplugg er stengt, passere gjennom nevnte sekundære middel og virke mellom nevnte topplugg og nevnte bunnplugg for å skille disse fra hverandre; i overensstemmelse med første, selvstendige patentkrav 1.
Under oppbygging av olje- og gassbrønner bores et boréhull i jorden. Deretter senkes foringsrør ned i borehullet, og ringrommet mellom foringsrørets utside og borehullet fylles med sement. Foringsrøret sentreres i borehullet ved hjelp av sentreringssplugger. Typisk monteres en tilbakeslagsventil kjent som en "flottørventil" på eller i tilstøting til bunnen av foringsrøret. Under en typisk sementeringsoperasjon rens-kes først ringrommet ved å pumpe sirkulasjonsfluid nedover innsiden av foringsrøret og la den strømme oppover gjennom ringrommet. En bunnplugg plasseres deretter i foringsrøret og pumpes foran sement for å skille sementen fra boreslam og andre borehullsfluider. Når pluggen kommer i kontakt med flottørventilen ved bunnen av foringsrørstrengen, sprenger fluidtrykket et sprengbart element på pluggen, og sement strømmer gjennom bunnpluggen og flottørventilen og opp i ringrommet.
Når det nødvendige sementvolum er ført inn i foringsrøret, utløses en øvre sementeringsplugg som følger sementen og re-duserer forurensning eller kanaldannelse i sementen ved boreslam som brukes til å forskyve sementsøylen ned i foringsrø-ret og inn i ringrommet. Den øvre sementeringsplugg går tettende i kontakt med bunnsementeringspluggen ved flottørutsty-ret for å bevirke en avstengning av fluider som pumpes inn i foringsrøret. Returstrømmen av sement tilbake i foringsrøret hindres av flottørventilen. Når sementen har størknet, bores toppluggen, bunnpluggen, flottørventilen og restsement ut.
På land er det en forholdsvis enkel sak å føre inn bunnplug-ger og topplugger manuelt på korrekt tidspunkt. Denne enkle operasjon kan imidlertid ikke utføres til havs, og dette har ført til utviklingen av undervanns-sementeringsapparat som generelt omfatter et pluggsett omfattende en åpen topplugg og en åpen bunnplugg som er løsbart forbundet med hverandre. I bruk anbringes undervanns-sementeringsapparatet i foringsrø-ret ved eller i tilstøting til undervannsbrønnhodet ved hjelp av en verktøystreng. Sirkulasjonsfluid blir deretter pumpet nedover fra boreplattformen gjennom verktøystrengen, den åpne topplugg, den åpne bunnplugg og foringsrøret og strømmer oppover gjennom ringrommet mellom foringsrørets utside og borehullet. Denne operasjon pågår typisk i flere timer, hvoretter et første stengeelement, typisk en kule eller utløsnings-plugg, slippes ned i foringsrøret, passerer gjennom toppluggen, men stenger bunnpluggen. En nødvendig mengde sement blir deretter pumpet ned fra boreplattformen. Dette løsner bunnpluggen fra toppluggen og tvinger bunnpluggen til å gli nedover i foringsrøret. Straks den nødvendige sementmengde er pumpet inn i foringsrøret, plasseres et andre stengeelement, typisk en kule eller en utløsningsplugg med større diameter enn den første utløsningsplugg, på toppen av sementen og pumpes ned med borefluidet. Når det andre stengeelement. går i inngrep med toppluggen, stenger det åpningen i denne, og ytterligere trykk fra borefluidet frigjør toppluggen og fører den ned i foringsrøret. Når bunnpluggen går i inngrep med flottørventilen ved bunnen av foringsrøret, økes trykket på toppluggen til et sprengbart element i bunnpluggen sprenges, hvorved sementen tillates å passere gjennom flottørventilen og inn i ringrommet mellom foringsrørets utside og borehullet. Når toppluggen går i inngrep med bunnpluggen, frigjøres det hydrauliske trykk på borefluidet, og sementen får størk-ne, hvoretter toppluggen, bunnpluggen, flottørventilen og se-mentrest blir boret ut.
Ulempen med eksisterende undervannsutstyr er at det har vært ytterst vanskelig å kontrollere trykket, ved hvilket bunnpluggen frigjøres, og enda vanskeligere å kontrollere trykket hvorved toppluggen frigjøres. Ett ytterst alvorlig problem er når trykket som må anvendes for å utløse bunnpluggen, er så høyt at toppluggen frigjøres samtidig, hvorved sementerings-operasjonen blir sterkt forsinket.
US-A-5 004 048 beskriver en plugg forsynt med en festeanord-ning for løsbart å feste nevnte plugg til en støtte som har en skulder. Festeanordningen omfatter en rørformet hylse som pluggen er festet til. Den rørformede hylse og støtten er forsynt med et utvendig, henholdsvis et innvendig spor som vender mot hverandre og rommer en skjæring som rager inn i det innvendige og det utvendige spor.
US 5.323.858 som danner grunnlaget for innledningen i krav 1, beskriver et pluggsett som består av en topplugg og en bunnplugg. Bunnpluggen har en øvre og nedre sprengplate, som brister når trykket i røret når et gitt trykk.
Arrangementene i ovennevnte publikasjoner lider av ulempen vist til i foregående avsnitt.
Ifølge den herværende oppfinnelse tilsiktes tilveiebragt et pluggsett som omfatter en topplugg, en bunnplugg og et rør-formet element som strekker seg mellom nevnte topplugg og nevnte bunnplugg, og har en vegg som er forsynt med et primært og et sekundært middel som vil sprenges ved ulike trykk, idet arrangementet er slik at i bruk vil fluid under trykk, dersom nevnte sekundære middel sprenges etter at nevnte bunnplugg er stengt, passere gjennom nevnte sekundære middel og virke mellom nevnte topplugg og nevnte bunnplugg for å skille disse fra hverandre.
Ytterligere trekk er beskrevet i krav 2 til 8.
For bedre forståelse av den herværende oppfinnelse vil det nå som eksempel bli vist til de medfølgende tegninger, hvor
Fig. 1 er et sideriss, delvis i tverrsnitt, av et sementeringssystem hvori pluggsettet ifølge den herværende oppfinnelse vil kunne inngå; Fig. 2 er et sideriss, i tverrsnitt, av en stengeelementdispenser ifølge den herværende oppfinnelse; Fig. 3 er et oppriss langs linje III-III på fig. 2; Fig. 4a er et planriss, sett ovenfra, av en øvre spole som utgjør en del av stengeelementdispenseren på fig. 2; Fig. 4b er et sideriss av den øvre spole på fig. 4a; Fig. 5a er et planriss, sett ovenfra, av en avleder som ut-gjør en del av stengeelementdispenseren på fig. 2; Fig. 5b er et snitt tatt etter linje Vb-Vb på fig. 5a; Fig. 6 er et sideriss i tverrsnitt av en utførelse av et pluggsett; Fig. 7 er et oppriss langs linje X-X på fig. 6; Fig. 8 er et sideriss i tverrsnitt av en alternativ utførelse av et pluggsett; Fig. 9 er et oppriss tatt langs linje XII-XII på fig. 8; Fig. 10 er et sideriss i tverrsnitt av en utførelse av et pluggsett ifølge den herværende oppfinnelse; Fig. 11 er et oppriss langs linje XIV-XIV på fig. 10; Fig. 12 er et sideriss i tverrsnitt av et kraveelement som utgjør en del av pluggsettet vist på fig. 10. Fig. 13 er et planriss, sett nedenfra, av kraveelementet på fig. 12; Fig. 14 er et sideriss i tverrsnitt av en finger på et alter-nativt kraveelement; Fig. 15 er et planriss, sett ovenfra, av en flerhet av krav-elementer som på fig. 14, slik de ville være arrangert i bruk; Fig. 16 er et sideriss i tverrsnitt av en bunnutløsnings-pluggmottaker som utgjør en del av pluggsettet vist på fig. 10; Fig. 17 er et sideriss i tverrsnitt av en øvre frigjørings-hylse som utgjør en del av pluggsettet vist på fig. 10; Fig. 18 er et sideriss av en strømningsdel som utgjør en del av pluggsettet vist på fig. 10; Fig. 19 er et oppriss langs linje XXII-XXII på fig. 16; Fig. 20 er et oppriss langs linje XXIII-XXIII på fig. 16; Fig. 21 er et sideriss i tverrsnitt av pluggsettet vist på fig. 10, idet det viser delenes innbyrdes stilling ved slut-ten av en sementeringsoperasjon; Fig. 22 er et sideriss i tverrsnitt en alternativ utførelse av et pluggsett; Fig. 23 er et sideriss i tverrsnitt av en alternativ utførel-se av et pluggsett; Fig. 24a er et sideriss i tverrsnitt av en alternativ utfø-relse av et pluggsett; Fig. 24b er et planriss, sett ovenfra, av en skjærring som utgjør en del av pluggsettet vist på fig. 24a; Fig. 24c er et sideriss av skjaerringen vist på fig. 24b; Fig. 25a er et sideriss i tverrsnitt av en åttende utførelse av et pluggsett; Fig. 25b viser de relative deler av pluggsettet på fig. 25a umiddelbart etter atskillelse.
Det vises til fig. 1, hvor det er vist et sementeringssystem som er generelt angitt med henvisningsbokstaven S.
Sementeringssystemet omfatter en stengeelementdispenser A for selektivt å frigi to stengeutløsningsplugger; en svivelutjevner Z; og et pluggsett B.
Pluggsettet B er anbrakt inne i et innerste foringsrør E i et indre foringsrør F i et ytre foringsrør G.
En flottørsko C er montert ved bunnen av det innerste foringsrør E.
Borerør D strekker seg fra stengeelementdispenseren A til og gjennom en foringsrørhenger 50 i en undervannsbrønnramme T ved havbunnsnivå M.
Som vist på fig. 2, har dispenseren A et hovedlegeme 12 med en gjennomgående boring 14. En hette 16 med en gjennomgående boring 18 er skrudd på hovedlegemet 12. Fluid, f.eks. for-trengningsfluid, kan flyte gjennom hettens 16 boring 18 for å tre inn i boringen 22 i en fluidavleder 20. Fluidet går i kontakt med en avleder 24 som leder fluidet bort fra en øvre spoles 30 senter og inn i mellomrom 26 mellom ribber 28 på den øvre spole 30 (se fig. 3) og hovedlegemets 12 indre flate. Den øvre spole 30 holder en topputløsningsplugg (ikke vist på fig. 2) for selektiv utløsning og bevegelse ned i hullet for å aktivere en topplugg som beskrevet i neden-stående .
Avlederens 24 bunn 32 strekker seg over og ovenfor en vesent-lig del av en øvre åpning 34 i den øvre spole 30, mest fortrinnsvis over 80 % av det samlede åpningsarea1.
En utløsningsplugg i spolen 3 0 kan utløses ved manuelt eller automatisk å dreie et ventilratt 42 festet til en gjenget ak-sel 44, hvilket fører til uttrekking av et stempel 46 fra hovedlegemet 12.
En nedre spole 40 er montert i hovedlegemet 12 nedenfor den øvre spole 30. Den nedre spole 40 ligner den øvre spole 30 konstruksjonsmessig og holder en bunnutløsningsplugg (ikke vist på fig. 2) som kan utløses ved å trekke stemplet 46<* >tilbake. ;I visse utførelser er pluggbeholderen A forsynt med en føler 47 som føler en utløsningsplugg eller plugg idet denne passerer føleren, og som genererer et signal som overføres til et tilknyttet apparat som positivt angir utløsningsplugg- eller pluggutsendelse. I ett aspekt er en slik føler en magnetisk føler, og et egnet stykke, innlegg eller bånd av magnetisk materiale er påført på, rundt eller i utløsningspluggen eller -pluggene, pluggen eller pluggene som skal frigjøres fra be-holderen. I ett aspekt er føleren anbrakt i eller gjennom en overgangsstuss 48 med egnet ledningsopplegg 45 som strekker seg derfra til signalbehandlings/visningsapparat. ;I drift frigjøres den nedre spole 40 ved å dreie på ventilrattet 42' for å trekke tilbake stemplet 46' som holder den nedre spole 40 på plass. Den nedre spole 40 er tilbøyelig til å bevege seg nedover inntil ribbenes 28 skråflate 52 støter mot en skråflate 54. Ved sammenstøtet utløses en bunnutløs-ningsplugg (ikke vist) i den nedre spole 4 0 for å bevege seg nedover i hullet, for å gå i kontakt og samvirke med en bunnplugg i et pluggsett som beskrevet nedenfor. ;Som og når ønsket, dreies ventilrattet 42 slik at det trekker ut stemplet 46 som bærer den øvre spole 30, hvorved den øvre spole 30 tillates å bevege seg nedover for å støte mot den nedre spole 40 og således frigjøre topputløsningspluggen (ikke vist) i den øvre spole 30. Topputløsningspluggen beveger seg gjennom den nedre spole 40 for å bevege seg nedover i hullet, for å gå i kontakt med og samvirke med en topplugg i et pluggsett som beskrevet nedenfor. ;Strømningsavledning via avlederen 24 gjennom vinduer 62 i avlederen 20 hindrer at det oppstår overbelastning ved fluidtrykk på stemplene 46, 46', hvilket ville kunne gjøre dem skjeve og/eller hindre deres bevegelse, og dermed hemme eller hindre utløsning av utløsningspluggen. ;Svivelutjevneren Z er innkoplet mellom borerørets D nedre ende og pluggsettet B. ;Fig. 6 og 7 viser et pluggsett 150 som omfatter en topplugg 160 og en bunnplugg 170. ;Bunnpluggen 170 har en utside 156, forsynt med ribber, langs omkretsen av en kjerne 158 som har en gjennomgående, avtrappet boring 162. Anbrakt i den avtrappede boring 162 er et strømningsstykke 164 med fire gjennomgående fluidstrømvinduer 166. Strømningsstykket 164 har en trykkutjevningspassasje 168 som strekker seg fra strømningsstykkets 164 innvendige rom for å tillate fluid som er innestengt av eller mellom de to plugger, å unnslippe. ;En sprengbar membran 172 er anbrakt på en skulder 174 i bunnpluggen 170. Innledningsvis hindrer den sprengbare membran 172 fluid fra å strømme gjennom bunnpluggens 170 øvre boring 176 til fluidstrømvinduene 166 og deretter ut gjennom en åpning 178 i bunnen av bunnpluggen 170. ;Strømningsstykket 164 er forbundet med et koplingsstykke 184 ved skjærpinner 182. Koplingsstykket 184 er festet med en skjærbar låsering 186 til et innlegg 188 (ifølge ett aspekt laget av aluminium). Innlegget 188 er festet via gjenger i nedre parti 192 av en boring 194 i toppluggen 160. ;Toppluggen 160 har en ytterside 196 forsynt med ribber og en indre kjerne 198 som boringen 194 strekker seg igjennom. Et kjernestykke 202, laget av plast, er festet i den indre kjerne 198 (f.eks. med klebemiddel, friksjonspasning, ultralyd-sveising eller en sammenføyning av de to stykker via gjenger) og har en gjennomgående boring 204 og en gjenget indre flate 206 for gjengekopling til den nedre ende 108 av et kraveelement 210. ;Kraveelementet 210 (laget, for eksempel, av aluminium eller plast) har åtte fingrer 212 med tupper 214 som holdes i en utsparing 216 i en øvre overgang 220. En frigjøringshylse 222 inne i en boring 224 i den øvre overgang 220 hindrer fingrene 212 fra å bevege seg innover, hvilket hindrer kraveelementet fra å frigjøres fra den øvre overgang 220, og derved hindrer toppluggen 160 fra å frigjøres fra den øvre overgang 220. Frigjøringshylsen 222 er forbundet med kraveelementet 210 gjennom skjærpinner 224' som skjærer ved et trykk på omtrent 165 til omtrent 179 bar (2400 til omtrent 2600 p.s.i.). ;En tetning 226 tetter grenseflaten mellom frigjøringshylsen 222 og den øvre overgang 220. En tetning 228 tetter grenseflaten mellom frigjøringshylsen 222 og kraveelementet 210. ;I drift utløses en bunnutløsningsplugg (ikke vist på fig. 6) fra stengeelementdispenseren A og beveger seg nedover gjennom borerøret d, gjennom en svivelutjevner (ikke vist), gjennom den øvre overgang 220, gjennom frigjøringshylsen 222 og gjennom toppluggen 160, slik at et haleparti av bunnutløsnings-pluggen ligger tettende an mot en tetningsflate 232 på koplingsstykket 184. Ettersom påfølgende fluidtrykk bygger seg opp på bunnutløsningspluggen, når trykket et tilstrekkelig nivå (f.eks. omtrent 103 til omtrent 117 bar (1500 til omtrent 1700 p.s.i.)) til å bevirke skjæring av den skjærbare låsering 186, hvilket forårsaker frigjøring av bunnpluggen 170 fra toppluggen 160. ;Bunnpluggen 170 beveger seg, når det først er frigjort, nedover i hullet, typisk foran sement, for å gå i kontakt med og samvirke med flottørskoen C. For at fluid, f.eks. sement, skal strømme gjennom bunnpluggen 170 og gjennom flottørskoen C og inn i ringrommet mellom et borehulls indre flate og ut-siden av det rør som flottørskoen er montert i, blir fluidet pumpet med tilstrekkelig trykk til å sprenge den sprengbare membran 172 (f.eks. trykk på omtrent 400 p.s.i./28 bar), hvorved fluid tillates å strømme gjennom toppboringen 176 til og gjennom fluidstrømvinduene 166, gjennom bunnåpningen 178 og gjennom flottørskoen C. ;For å frigjøre toppluggen 160 utløses en topputløsningsplugg fra den øvre spole 30 i stengeelementdispenseren A. Topput-løsningspluggen beveger seg nedover til dens spiss kommer i kontakt med og ligger tettende an mot en tetningsflate 234 på frigjøringshylsen 222. Når fluidtrykk på topputløsningsplug-gen når et ønsket nivå {f.eks. omtrent 165 til 179 bar) {omtrent 2400 til omtrent 2600 p.s.i.), skjærer skjærpinnene 224' som fester frigjøringshylsen 222 til kraveelementet 210, og frigjøringshylsen 222 skyves nedover av topputløsnings-pluggen, hvorved fingrene 212 frigjøres til innadrettet bevegelse, hvilket resulterer i frigjøring av toppluggen 160 fra den øvre overgang 220. ;Toppluggen 160 beveger seg deretter nedover for å gå i kontakt med bunnpluggen 170. Toppluggens 160 spiss 236 går i kontakt med og legger seg tettende an mot en motsvarende utsparing 238 i toppen av bunnpluggen 170. Fortrinnsvis opptas hele eller i det vesentlige hele bunnutløsningspluggen i bunnpluggen 170. ;Om ønskelig kan toppluggens 160 spiss 236 være korrugert, og utsparingen 238 øverst i bunnpluggen 170 kan være motsvarende korrugert for å hindre relativ rotasjon mellom toppluggen 160 og bunnpluggen 170, hvilket gjør det lettere å bore dem ut ved fullført sementeringsoperasjon. ;Fig. 8 og 9 viser et pluggsett 200 lignende det på fig. 6, men med forskjellige ulikheter. En bunnplugg 260 har en utside 262 forsynt med ribber; en kjerne 264; en avtrappet boring 266; og et strømningsstykke 268. Innledningsvis hindres fluid fra å strømme gjennom pluggens 260 toppboring 272 til utløpet 276 i den avtrappede boring 266 av et sprengbart rør 278 som blokkerer vinduer 274 i strømningsstykket 268. Røret 278 kan være limt til strømningsstykket 268, eller det. kan være holdt på plass ved friksjonspasning. En nedre skulder ;277 på det sprengbare rør 278 gjør det lettere å plassere det sprengbare rør 278 ordentlig. Ifølge andre aspekter er strøm-ningsstykket 268 laget som ett enkelt, helstøpt stykke med et tynnere og/eller svekket område plassert på ønsket sted eller ønskede steder for vindu eller vinduer. ;Strømningsstykket 268 (og videre bunnpluggen 260) er frigjør-bart festet til en ring 282 med skjærpinner 284 som skjæres ved omtrent 103 til omtrent 117 bar (omtrent 1500 til omtrent 1700 p.s.i.). Ringen 282 har en nedre ende 286 som ligger an mot en indre skulder 288 i et kjernestykke 292 (laget av aluminium i én utførelse eller av plast i en annen utførelse). ;En tetning 294 tetter grenseflaten mellom strømningsstykket 268 og ringen 282. En tetning 296 tetter grenseflaten mellom ringen 282 og kjernestykket 292. Det er ikke brukt lim i dette pluggsett 200, og alle større deler er skrudd sammen. Ringen 282 flyter fritt i en boring 293 i kjernestykket 292. Dette gjør det lettere for toppluggen 270 å oppta en del av strømningsstykket 268, som rager ut fra bunnpluggen 260, etter at bunnpluggen 260 har landet på flottørskoen C. Det fo-retrekkes at sprengrør 278 sprenges innover, slik at nedadrettet fluid-strøm ikke hindres av rørdeler som rager utover. ;Kjernestykket 292 er festet i en boring 295 i toppluggen 270. Toppluggen 270 har en utvendig flate 296 forsynt med ribber samt en kjerne 298. Denne utførelse benytter samme kraveelement 210, frigjøringshylse 222 og øvre overgang 220 som vist på fig. 6. ;En flerhet av avstandsstykker 297 (f.eks. myk gummi, polyure-tan, eller annet fleksibelt materiale) strekker seg oppover fra bunnpluggen 260 for innledningsvis å holde pluggene at-skilt og hindre at de to pluggene er i så nær kontakt, at det dannes vakuum mellom dem, hvilket ville kunne hindre dem fra å bli skilt fra hverandre (og således hindre utsendingen av dem) . ;Fig. 10 og 11 viser et pluggsett 300. Pluggsettet 300 omfatter en bunnplugg 360 med en ytterflate 302 forsynt med ribber, en kjerne 304, en øvre boring 306, en midtboring 308 og en nedre boring 310. Et strømningsstykke 312, som vises bedre på fig. 18, 19 og 20, er festet til boringen 308, og strøm-ningsstykkets 312 øvre parti 314 er festet til en bunnutløs-ningspluggmottaker 320 som innledningsvis er anbrakt i en topplugg 370. Et sprengbart rør 316 hindrer innledningsvis fluid fra å strømme gjennom vinduer 318 i strømningsstykket 312. Det sprengbare rør 316. kan være limt til strømningsstyk-ket 312, eller være forbundet ved friksjonspasning. Vinduene 318 kan ha hvilken som helst fasong (rektangulær, oval, kvadratisk, sirkelrund, osv.) og være plassert som ønsket på strømningsstykket 312. ;Som bedre vist på fig. 16, har bunnutløsningspluggmottakeren 320 et legeme 322, en boring 324, en skjærring 326 og en tetningsflate 328. Skjærringen 326 hviler innledningsvis på en innvendig skulder 332 i en kjerne 334 i toppluggen 370. Toppluggen 370 har en utside 336 forsynt med ribber samt en boring 338 i kjernen 334. ;Toppluggen 370 er frigjørbart festet til en øvre overgang 340 med et kraveelement 350. En frigjøringshylse 361, vist bedre på fig. 17, hindrer innledningsvis fingrer 352 fra å bevege seg innover for å frigjøre toppluggen 370 fra den øvre overgang 340. Frigjøringshylsen 361 har et legeme 362, en boring 364, en skjærring 366 og en tetningsflate 368. Skjaerringen 366 hviler på en øvre flate 372 på kraveelementet 350. En låsering 374 i et spor 378 i den øvre overgang 340 holder på plass en holdering 376 som holder kraveelementet 350 på plass. ;Som vist på fig. 11, opprettholder avstandsstykker 384 (f.eks. laget av myk plast) montert på bunnpluggen 360 en mi-nimumsavstand mellom toppluggen 370 og bunnpluggen 360. ;Som vist på fig. 12 og 13, er kraveelementet 350 et element i ett stykke med en flerhet av fingrer 352 som snarere forblir i den øvre overgang 340 enn går ned med toppluggen 370. ;Som vist på fig. 10, tilveiebringer en klaring 327 mellom fingrenes 352 nedre flate og en skulder 329 i kjernen 334 et mellomrom, hvor fingrene 352 kan bevege seg innover fra kjernen 334. På grunn av en skråflate 331 på kjernen 334 og en motsvarende skråflate på fingrene 352, fører nedadrettet bevegelse av toppluggen 370 til en innadrettet kraft på fingrene 352 så snart frigjøringshylsen 361 er forskjøvet, for å frigjøre fingrene 352. Ifølge ett aspekt er kraveelementet laget slik, at fingrene er forspent innover. Frigjøringshyl-sen 361 kan ha en knivegg i legemets 362 nedre ende for å skjære et parti av utløsningspluggen, f.eks. en bakre ribbe. ;Ifølge ett aspekt er det i stedet for integrerte skjærringer (som ringene 326 og 366) enten å klebe skjærringer (med hvilket som helst tverrsnitt, eksempelvis, men ikke begrenset til sirkelformet, ovalt, kvadratisk, rektangulært osv.) til utsi-den av en frigjøringshylse eller utløsningspluggmottaker, eller å sørge for et spor i dennes utside til å oppta og holde en skjærring. I en annen utførelse består kraveelementet 350 av en flerhet av individuelle fingrer 386 (se fig. 14, 15). I en slik utførelse rommer hvert enkelt av en flerhet av radia-le, med innbyrdes avstand plasserte, avtrappede nøklespor en-keltvise og bestemte fingrer. Hver finger 386 er generelt C-formet og har et vertikalt parti 387, et nedre radialt forlø-pende parti 385 som strekker seg inn i et utsparingsparti i dens respektive, avtrappede nøklespor, og et øvre radialt forløpende parti 383, som strekker seg over et innadragende flensparti av et koplingsstykke som er forbundet med en verk-tøys treng (ikke vist). Fingrene 386 holdes i de radialt i avstand plasserte, avtrappede nøklespor av en hylse som generelt ligner frigjøringshylsen 361 (se fig 17), men har litt større innvendig diameter. ;Eksempel på materialer som noen av komponentene nevnt ovenfor kan fremstilles av: 1. Bunnut1øsningspluggmottakeren 320 kan være laget av poly-karbonat (f.eks. LEXAN<tW>)-materiale), og skjærringen 326 er omtrent 2 millimeter tykk. Ifølge en annen aspekt er bunnut-løsningspluggmottakeren 320 laget av Riton<<TM>->plast og er omtrent 3,5 millimeter tykk. Typisk er bunnutløsningspluggmot-takerens 320 skjærring 326 utformet, oppbygd og innrettet til å skjæres mellom 103 og 117 bar (1500 og 1700 p.s.i.). 2. Frigjøringshylsen 361 (se fig. 17) (som virker som topp-utløsningspluggmottaker) kan være laget av Riton'™<1->plast, og den integrerte skjærring kan være utformet, oppbygd og innrettet til å skjæres mellom 165 og 180 bar (2400 til 2600 p.s.i.). 3. Et sprengrør (f.eks. rør 278, 316) kan være laget av omtrent 2 millimeter tykk "PPS" eller polyfenylensulfid, (Riton<*>™<1->plast er én kommersiell utgave av PPS) .
Pluggsettets 300 virkemåte er i ett aspekt generelt lik vir-kemåten som er beskrevet tidligere i dette skrift under henvisning til pluggsettet 200. Særlig lander ved begynnelsen av en sementeringsoperasjon en haledrevet bunnutløsningsplugg (eller en kule) på bunnutløsningspluggmottakeren 320; trykk bygger seg opp på utløsningspluggen; og bunnutløsningsplugg-mottåkerens 320 skjærring 326 skjæres, hvorved bunnpluggen 360 får bevege seg til flottørskoen C. Bunnpluggen 360 lander på flottørskoen C, og trykk bygger seg opp til et nivå tilstrekkelig til å sprenge det sprengbare rør 316, hvorved sement tillates å bevege seg gjennom flottørskoen C til ringrommet. Bunnutløsningspluggmottakeren 320 er limt til strømningsrøret og beveges nedover med bunnpluggen 360. På ønsket tidspunkt utløses topputløsningspluggen og lander på frigjøringshylsen 361. Når trykk påføres topputløsningsplug-gen, skjæres skjærringen 366, og frigjøringshylsen beveger seg nedover og inn i toppluggen 370, hvorved kravemekanismens 350 fingrer 352 fri-gjøres, og toppluggen 370 derved får bevege seg nedover til å gå i kontakt med bunnpluggen 360. Toppluggen 370 opptar strømningsstykket 312 som strekker seg oppover fra bunnpluggen 360. Om ønskelig kan en øvre ribbe av bunnutløsningspluggen skjæres på dette tidspunkt.
Delenes posisjoner innbyrdes på dette tidspunkt vises best på fig. 21. Særlig hviler bunnpluggen 360 på en flottørsko C (ikke vist). En haleribbe 402 på en bunnutløsningsplugg 400 har tettet mot tetningsflaten 328 på bunnutløsningspluggmot-takeren 320. Det sprengbare rør 316 er blitt sprengt innover ved vinduet 318, hvorved det er åpent for fluidstrøm. Toppluggen 370 har beveget seg til å gå tettende og ikke ro-terbart i kontakt med bunnpluggen 360. Spissen 412 av topput-løsningspluggen 410 har gått tettende i kontakt med frigjø-ringshylsens 361 tetningsflate 368, og frigjøringshylsen 361 har beveget seg ned og inn i toppluggen 370. Som vist, er et trykkutjevningshull 404 gjennom strømningsstykket 312 effek-tivt tettet av bunnutløsningspluggens 400 nedre ribbe 406 og øvre ribbe 408, slik at strøm ut gjennom trykkutjevningshul-let 404 hindres.
Det vises nå til fig. 22, hvor et pluggsett 500 ifølge den herværende oppfinnelse har en øvre overgangsstuss 501 laget av metall, f.eks. stål. Overgangsstussen 501 har et legeme 502 med en sentral, gjennomgående strømningsboring 503. En låsering 504 i en utsparing 505 holder en tetningsring 506 på plass mot en del (en øvre skjærring) av en topputløsnings-pluggmottaker 520.
Tetningsringen 506 har en O-ring 507 i en utsparing 508 for å tette grenseflaten mellom tetningsringen 506 og legemet 502; og en O-ring 509 i en utsparing 510 tetter grenseflaten mellom tetningsringen 506 og topputløsningspluggmottakeren 520. En utsparing 511 huser en øvre skjærring 525 på topputløs-ningspluggmottakeren 520. En flerhet av kraveelementer 512 strekker seg fra en hovedkravering 515 ut fra nedre ende 516 av overgangsstussen 501, idet hver av dem ender i et nedre kraveelement 514. (Skjærringen 525 og enhver skjærring i denne, kan være en fullstendig sirkelrund ring, eller den kan omfatte bare partier av denne; f.eks. tre femti graders partier plassert med sytti graders mellomrom. Enhver skjærring kan ha spor eller fordypninger for å gjøre sprengningen eller skjæringen lettere.)
Innledningsvis er de nedre kraveelementer 514 plassert i et kravespor 533 i en toppluggsylinder 530 og holdes i dette av den utvendige flate av topputløsningspluggmottakeren 520. Topputløsningspluggmottakeren 520 har et legeme 521 med en
fluidstrømboring 522 som strekker seg gjennom legemet fra den ene ende til den andre. Den øvre ende av topputløsningsplugg-mottakeren 520 har den øvre skjærring 525 som rager derfra og inn i tetningsringens 506 utsparing 511. Den øvre skjærring
525 hviler innledningsvis på toppen av hovedkraveringen 515, hvorved den holder topputløsningspluggmottakeren 520 inne i overgangsstussen 501 med dens nedre ende 527 ragende inn i en toppluggsylinder 530. Topputløsningspluggmottakeren 520 har en nedre leppe 523 som etter mottakelse av utløsningspluggen i topputløsningspluggmottakeren 520, hviler på en innvendig skulder i toppluggsylinderen 530. Topputløsningspluggmottake-ren 520 har en øvre seteflate 524, som en del av en topput-løsningsplugg hviler på og tetter mot.
Toppluggsylinderen 530 har et legeme 531 med en gjennomgående strømningsboring 532. En støttering 534 hviler i en utsparing 535. Støtteringen 534 frigjøres når topputløsningspluggmotta-keren 520 beveger seg nedover i toppluggsylinderen 530 forbi støtteringen 534. Deretter trekker støtteringen 534 seg sammen for å hindre topputløsningspluggmottakeren 520 fra å bevege seg opp igjen inne i toppluggsylinderen 530. En O-ring 536 i en utsparing 537 tetter grenseflaten mellom topputløs-ningspluggmottakeren 520 og toppluggsylinderen 530.
Toppluggsylinderen 530 holdes i en sentral boring 583 i en
topplugg 580, f.eks. ved et egnet festemiddel eller klebemiddel, f.eks. epoksylim. Toppluggsylinderen 530 kan være laget av hvilket som helst egnet metall-, keramikk-, sement-, kompositt-, plast- eller glassfibermateriale, og det gjelder også hver komponent i pluggsettet 500.
I den viste utførelse er toppluggsylinderen 530 laget av komposittplast eller av aluminium, toppluggens 580 kjerne 584 er laget av fylt uretan eller fenolplastmateriale, og epoksylim holder de to sammen. Ifølge ett aspekt er én toppluggsylinder (f.eks. laget av plast, glassfiber eller metall; laget av f.eks. PDC-borbart materiale) støpt inn i en pluggkjerne (f.eks. en kjerne av fylt uretan, uretan eller fenolmateriale) under pluggstøpningsprosessen.
En O-ring 549 i en utsparing 548 tetter grenseflaten mellom toppluggsylinderen 530 og den øvre del av bunnutløsnings-pluggmottakeren 550. En utsparing 539 er utformet i nedre ende 542 av legemet 531.
Bunnutløsningspluggmottakeren 550 har et legeme 551 med en gjennomgående fluidstrømboring 552. En øvre skjærring 553 festet til eller utformet i ett med legemet 551 rager ut fra legemet 551 og hviler innledningsvis på toppluggsylinderens 530 skulder 538. Dette kan være en segmentert skjærring med en utstrekning mindre enn tre hundre og seksti grader, og/eller den kan være rillet, skåret, eller inntrykket for å lette sprengningen.
Innledningsvis stenger en sekundær sprenghylse 555 for fluid-strøm gjennom en åpning 554. Som feilsikringstiltak kan det være sørget for mer enn én åpning, hvor den svakeste er den som skal åpnes. Den sekundære sprenghylse 555 holdes på plass ved friksjonspasning, av et klebemiddel, av varmeforsegling eller sammensmelting eller en eller annen kombinasjon av disse. Ifølge ett aspekt er den sekundære sprenghylse 555 laget av aluminium, f.eks. 0,44 mm (0,0175 tommer) tykk for å sprenges ved et fluidtrykk på 70,75 bar (1026 p.s.i.). Ifølge ett aspekt er en slik hylse laget ved å benytte to hule sy-lindriske aluminiumelementer, varme opp det ene, kjøle det andre og deretter føre det avkjølte element inn i det oppvarmede element. Når de to elementer når omgivelsestemperatur, er de fast sammenføyd, idet det oppvarmede element avkjøles slik at det krymper på det avkjølte element, og det avkjølte element utvider seg mot det først oppvarmede og siden avkjøl-te element.
Ifølge ett aspekt er åpningen dekket av en del av hylsen, hvor de to aluminiumstykker overlapper hverandre. Ifølge en annen aspekt benyttes ett enkelt, støpt stykke.
Bunnutløsningspluggmottakeren 550 har en indre seteflate 556 som en tetningsflate på en bunnutløsningsplugg hviler og sitter på. Legemets 551 nedre skulder 558 hviler på en bunn-pluggsylinder 560. Fluidtrykkutjevningsåpninger 557 strekker seg gjennom legemet 551 og tillater fluidstrøm innenfra bunn-utløsningspluggmottakeren til et innvendig rom 588 i spissen 582 og.derfra til et rom mellom toppluggen 580 og bunnpluggen 590, slik at de to plugger på plass i et borehull (på plass under overflaten som borehullet strekker seg nedover fra) ikke låser seg til hverandre på grunn av det hydrostatiske trykk av fluider på de to plugger, hvilket skyver dem sammen.
Bunnutløsningspluggmottakeren 550 har en nedre ende 559 som rager nedover og inn i bunnpluggsylinderen 560, som strekker seg fra en topp av bunnpluggen 590 og til et punkt nær pluggens bunn ovenfor en spiss 592. Bunnpluggen 590 har et legeme 591 med en kjerne 594 og en sentral fluidstrømboring 593. Bunnpluggsylinderen 560 har et legeme 561 med et gjennomgående hull 565 (mer enn ett hull kan brukes) og en nedre ende 564.
Et primært sprengrør 570 med et legeme 571 omslutter en del av bunnpluggsylinderen 560 og blokkerer innledningsvis fluid-strøm gjennom hullet 565. En utvidet nedre ende 572 hviler på en indre skulder 599 i bunnpluggen 590. Denne utvidede ende letter korrekt plassering av det primære sprengrør 570 på bunnpluggsylinderen 560 og hindrer ekstrusjon av utsprengt materiale innenfra bunnpluggen 590 mellom bunnpluggsylinde-rens 560 utside og den sentrale fluidstrømborings 593 indre flate.
Ved en typisk virkemåte for pluggsettet 500 faller en kule eller bunnutløsningsplugg fritt eller pumpes nedover og opptas i bunnutløsningspluggmottakeren 550, idet den setter seg på den indre seteflate 556. Når trykk bygger seg opp, skjæres den øvre skjærring 553 (f.eks. ved omtrent 110 bar (1600 p.s.i.)), hvorved bunnutløsningspluggmottakeren 550 og bunnpluggen 590 frigjøres. Denne kombinasjon beveger seg nedover i det forede borehull, f.eks. for å gå i kontakt med en flot-tør sko som allerede er anbrakt på et ønsket sted i borehullet. Utløsningspluggen som sitter på den innvendige seteflate 556, og det intakte primære sprengrør 570 hindrer fluid fra å strømme gjennom bunnpluggens 590 sentrale fluidstrømboring 593.
Straks bunnpluggen 590 er anbrakt og sitter som ønsket, økes fluidtrykket (f.eks. sement), og fluid strømmer ned i et innvendig rom 595, og når et ønsket trykk er nådd, f.eks. omtrent 48 bar til 55 bar (700 til omtrent 800 p.s.i.), sprenges det primære sprengrør 570 ved hullet 565, hvorved fluid tillates å strømme gjennom bunnpluggen 590 til flottørskoen.
Når det er ønskelig å sende ut toppluggen 580, føres en topp-utløsningsplugg inn i strengen over den øvre overgangsstuss 501 og pumpes nedover, slik at utløsningspluggen setter seg på topputløsningspluggmottakerens 520 øvre seteflate 524. Når fluidtrykket deretter når et tilstrekkelig nivå, f.eks. omtrent 83 bar (1200 p.s.i.), skjæres den øvre skjærring 525 og frigjør topputløsningspluggmottakeren 520 fra overgangsstussen 501 og skyver topputløsningspluggmottakeren 520 ned i toppluggsylinderen 530.
Dette frigjør bunnkraveelementet 514, hvorved toppluggsylinderen 530 og toppluggen 580 frigjøres. Topputløsningspluggen hindrer fluidstrøm gjennom toppluggens 580 sentrale boring 583, og fluidtrykk forskyver toppluggen 580 nedover til å gå i kontakt med bunnpluggen 590. Toppluggens 580 sentrale boring 583 er dimensjonert og utformet til å motta bunnutløs-ningspluggmottakeren 550. Toppluggens 580 spiss 582 går i kontakt med og tetter mot bunnpluggen 590.
Dersom toppluggen 580 av en eller annen grunn sendes ut sammen med bunnpluggen 590, sørger sprengning av den sekundære sprenghylse 555 for en fluidstrømningsbane gjennom toppluggen 580, hvilket normalt ikke ville være mulig med toppluggen 580 sittende på bunnpluggen 590. For eksempel, dersom bunnutløs-ningspluggen uforvarende blir pumpet nedover for fort med for høyt moment idet den treffer bunnpluggen 590, kan støtet være tilstrekkelig til å bryte kraveelementene 514, hvorved de to plugger 580, 590 sendes ut sammen. I en slik situasjon virker det sekundære sprengrør som et trykktopp- eller pulsavlast-ningssystem, og selv om de to plugger sendes ut sammen, kan det fremdeles være mulig å fullføre en sementeringsoperasjon. Nærmere bestemt, når en bunnutløsningsplugg blir pumpet nedover med høy hastighet, f.eks. hastigheter som overskrider 318 l/min. (2 fat i minuttet) (84 US gallons i minuttet) eller utløsningsplugghastighet som overskrider 2 m/s (7 fot i sekundet), dannes en trykkpuls eller trykktopp, f.eks. så høy som 159 bar (2300 p.s.i.). En slik puls kan vare ett sekund, et halvt sekund, en femdels sekund, eller tre hundredels sekund eller mindre. I én situasjon ble et så høyt trykk re-gistrert over et tidsrom på 2/100 sekund på store plugger for rør med en diameter på 31 cm (12,25") . Grunnen til disse • trykkpulser eller topper er at bunnutløsningspluggen beveger seg med stor hastighet, og bunnpluggen er stasjonær. Bunnut-løsningspluggmottakeren 550 i bunnpluggen 590 fanger opp ut-løsningspluggen, stanser dens bevegelse, og pumpetrykket og fluidmomentet bak utløsningspluggen forårsaker trykktoppen eller pulsen som sprenger den sekundære sprenghylse 555. Straks pulsen er avlastet gjennom den utblåste sekundære sprenghylse 555, blir pumpetrykket påført hele toppen av bunnpluggen 590. Dette trykk bevirker at bunnpluggen 590 be-gynner å bevege seg og skille seg fra toppluggen 580 ved å skjære bunnutløsningspluggmottakeren 550 bort fra toppluggen 580. Det nødvendige skjærtrykk, som typisk er mindre enn 13,8 bar (200 p.s.i..), og som blir påført hele toppen av bunnpluggen 590, er imidlertid mye lavere enn det trykk som er nød-vendig for å sprenge det primære sprengrør 570, typisk 48 til 55 bar (700 til 800 p.s.i.). Hver plugg 580, 590 har henholdsvis to skraper 587 og to ribber 597.
Ifølge ett aspekt er bunnpluggsylinderen 560 av glassfiber og bunnutløsningspluggmottakeren 550 av plast, glassfiber eller aluminium; og de to er festet til hverandre med et egnet klebemiddel, f.eks. epoksy. Ifølge ett aspekt har den sekundære sprenghylse 555 et legeme laget av plast, glassfiber eller kompositt med et parti laget av aluminium. Dette parti er dimensjonert til å overlappe åpningen(e) 554 i bunnutløsnings-pluggmottakeren 550. Ifølge ett aspekt er topputløsnings-pluggmottakeren 520 laget av aluminium, og ifølge ett aspekt er bunnutløsningspluggmottakeren 550 laget av aluminium.
Det vises nå til fig. 23, hvor et pluggsett 700 (likt pluggsettet 500 hvor like tall angir lik konstruksjon) har en bunnutløsningspluggmottaker 550 som ikke har en sekundær sprenghylse 555, men har et legeme 751 med et svekket område 752 som sprenges som reaksjon på fluid med et ønsket trykk. Svekningen er tilveiebrakt gjennom et sirkelspor 753 i legemets 751 vegg, men hvilken som helst kjent svekkutforming, spor, fordypninger, innsnitt osv. kan benyttes. To sirkelfor-mede svekkede områder er vist. Straks det svekkede område er sprengt, er det tilveiebrakt en strømningsåpning for nedadrettet fluidstrøm, hvilken tidligere var blokkert av en nedre utløsningsplugg 755 som tettet mot strøm gjennom bunnpluggen 590. En topputløsningspluggs 765 anliggende skulder 760 tetter mot strøm gjennom toppluggen 580.
I tilfelle en topplugg sendes ut sammen med en bunnplugg, blir fluid med relativt høyt trykk, f.eks. 159 bar (2300 p.s.i.) da påført i toppluggen og deretter bunnutløsnings-pluggmottakeren, det svekkede område sprenges, og fluidstrøm gjennom den nydannede åpning er derfor mulig, f.eks. slik at sementering kan fortsette, og sement kan fortsette å strømme inn i et ringrom mellom borehullets innervegg og ytterveggen av røret eller foringsrøret, i hvilket pluggene er plassert.
Den herværende oppfinnelse viser i visse utførelser apparat som beskrevet ovenfor, men som ikke bruker en integrert sylindrisk hylse for å kontrollere strømning gjennom et hull eller en åpning, men som benytter et parti av en hylse (f.eks. en hylsehalvdel eller en tredel av en hylse) eller benytter en lapp eller et stykke materiale til å dekke hullet eller åpningen. En slik lapp eller et slikt stykke er festet over hullet eller åpningen, klebet fast over det/den med et klebemiddel, bundet eller sveist, eller varmsmeltet over det (dette gjelder hvilken som helst av de ovenfor beskrevne hyl-ser) .
Det er innenfor oppfinnelsens ramme at hvilket som helst pluggsett ifølge denne oppfinnelse kan være laget (i sin hel-het eller i det vesentlige alt av det) av plast, glassfiber, polytetrafluoretylen eller hvilket som helst lett borbart metall (messing, beryllium, kopper, kopperbasert legering, sink, sinklegering) eller materiale som ikke er metall. Det er innenfor rammen av denne oppfinnelse å lage den øvre overgang for hvilket som helst pluggsett beskrevet eller gjort krav på i dette skrift (og hvilken som helst låsering, slik som låseringen 374; hvilken som helst holdering, slik som holderingen 376, og hvilket som helst kraveelement) av egnet materiale (f.eks. plast, metall, glassfiber), slik at disse deler kan brukes om igjen når de først er blitt hentet ut fra et borehull.
Fig. 24a viser et pluggsett 800 med en plugg 802 og en dertil forbundet øvre overgang 804. Den øvre overgang 804 har et legeme 806 med en gjennomgående fluidstrømboring 808. En låsering 810 i et spor 812 holder en tetningsring 814 på plass i et spor 816. En O-ring 818 i en utsparing 820 tetter grenseflaten mellom tetningsringen 814 og den øvre overgang. En O-ring 822 i en utsparing 824 tetter grenseflaten mellom tetningsringen 814 og utløsningspluggmottakeren 830.
Utløsningspluggmottakeren 830 har en øvre ende 832 som holdes i den øvre overgang 804 av en skjærlåsering 834 som har et parti som strekker seg inn i en utsparing 836 i topputløs-ningspluggmottakeren 830, og et parti i en utsparing 838 i tetningsringen 814. Tetningsringen 814 har en nedre leppe 840 som hviler på et element 842, og skjærlåséringen 834 hviler på elementet 842.
Utløsningspluggmottakeren 830 er limt eller på annen måte festet med festemidler til pluggens 802 kjerne 844. Pluggen 802 har et legeme 846 og en gjennomgående strømningsboring 848. En flerhet av skraper og/eller ribber 850 finnes på legemet 846. For å skille utløsningspluggmottakeren (og dermed pluggen 802) fra den øvre overgang 804, slippes og/eller pumpes en kule eller en utløsningsplugg til anlegg på en sete-tetningsflate 852 på utløsningspluggmottakeren. Oppbygning av hydrostatisk trykk på skjærlåséringen 834 bryter ører som stikker ut fra ringen, hvorved utløsningspluggmottakeren fri-gjøres til å skille seg fra den øvre overgang 804. Ifølge ett aspekt er systemet 800 nyttig som et "rent topplugg"-system, og pluggen 802 kan, ifølge ett aspekt, være en typisk topplugg som er boret ut for å motta utløsningspluggmottake-ren. Ifølge ett aspekt er systemet 800 laget av PDC-borbart materiale, f.eks., men ikke begrenset til, plast. Slike plugger kan benyttes med høyt væsketrykk, f.eks. over 4000 p.s.i.
(276 bar), opp til 12000 p.s.i. (827 bar) og mer. Selv om pluggen 802 har en gjennomgående strømningsboring, kan den benyttes som topplugg.
Som vist på fig. 24a og 24c, har skjærlåséringen 834 et legeme 860 med et ringparti 862 og en flerhet av skjærbare ører 864. En åpning 866 tillater plassering av ringen rundt et rørformet eller sylindrisk element (slik som en utløsnings-pluggmottaker) når ringen er laget av materiale som tillater utvidelse av ringen for slik plassering (f.eks. plast, glassfiber, komposittplast osv.). Ett eller flere skjærbare ører 864 av hvilken som helst ønsket størrelse og utstrekning kan anvendes.
Fig. 25a og 25b viser et pluggsett 900 som omfatter en øvre overgang 902 og en plugg 904. Pluggen 904 har en utløsnings-pluggmottaker 906 laget integrert med pluggens 904 kjerne 908. Utløsningspluggmottakeren 906 har en seteflate 910 som en pluggs 914 skulder 912 (se fig. 25b) kan ligge an og tette mot, for å bevirke oppbygning av væsketrykk for å skille en topputløsningspluggmottaker 920 fra den øvre overgang 902. Mekanismen som skal tillate selektiv fraskillelse av topput-løsningspluggmottakeren 920 fra den øvre overgang 902 er lik den for utløsningspluggmottakeren 830 på fig. 24A. Topputløs-ningspluggmottakeren 920 har et nedre parti 924 limt eller festet til bunnutløsningspluggmottakeren 906. Et nedre parti 926 av en strømningsboring 928 som strekker seg gjennom pluggen 904, kan være skrådd for å lette uttak fra en form.

Claims (8)

1. Pluggsett som omfatter en topplugg (580), en bunnplugg (590) og et rørformet element som strekker seg mellom nevnte topplugg (580) og nevnte bunnplugg (590), og har en vegg som er forsynt med et primært (570) og et sekundært sprengbart middel (555), karakterisert ved at nevnte primære og sekundære sprengbare middel (570, 555) vil sprenges ved ulike trykk, idet arrangementet er slik at i bruk vil fluid under trykk, dersom nevnte sekundære sprengbare middel (555) sprenges etter at nevnte bunnplugg (590) er stengt, passere gjennom nevnte sekundære sprengbare middel (555) og virke mellom nevnte topplugg (580) og nevnte bunnplugg (590) for å skille disse fra hverandre.
2. Pluggsett ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte sprengbare middel er en sprenghylse (555, 570).
3. Pluggsett omfattende minst én pluggstøtte som innbefatter en overgangsdel (340).
4. Pluggsett ifølge krav 1-3, hvor overgangsdelen (340) innbefatter en annen plugg (370).
5.. Pluggsett ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 4, karakterisert ved at pluggsettet videre omfatter en stengeelementdispenser som sender ut et stengeelement, idet nevnte stengeelementdispenser omfatter et hovedlegeme (12), en spole (30) anbrakt i nevnte hovedlegeme (12), en avleder (24) til avledning av fluid som kommer inn i nevnte hovedlegeme (12), henimot veg-gen(e) av nevnte hovedlegeme (12), og middel (46) som kan beveges i bruk, for å frigjøre et stengeelement fra nevnte spole (30).
6. Pluggsett ifølge krav 5, karakterisert ved at nevnte avleder (24) er et konisk element med en bunn (32) som strekker seg over i det minste et stør-re parti av nevnte spole (30).
7. Pluggsett ifølge krav 5 eller 6, karakterisert ved at nevnte spole (30) er plassert i avstand fra nevnte hovedlegeme (12) , og nevnte avleder (24) er innrettet til å avlede nevnte fluid inn i mel-lomrommet (26) mellom nevnte hovedlegeme (12) og nevnte spole (30).
8. Pluggsett ifølge krav 5, 6 elier 7, karakterisert ved at pluggsettet innbefatter en føler (45) som er innrettet til å kunne registrere frigjøring av et stengeelement fra nevnte stengeelementdispenser.
NO20016299A 1995-04-26 2001-12-21 Sementeringspluggsett NO323035B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/429,763 US5553667A (en) 1995-04-26 1995-04-26 Cementing system
PCT/GB1996/001007 WO1996034175A2 (en) 1995-04-26 1996-04-26 Cementing plug

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20016299L NO20016299L (no) 1997-12-10
NO20016299D0 NO20016299D0 (no) 2001-12-21
NO323035B1 true NO323035B1 (no) 2006-12-27

Family

ID=23704654

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19974757A NO312733B1 (no) 1995-04-26 1997-10-15 Plugg forsynt med en festeanordning, samt pluggsett og dispenser omfattende slike plugger
NO20016299A NO323035B1 (no) 1995-04-26 2001-12-21 Sementeringspluggsett

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19974757A NO312733B1 (no) 1995-04-26 1997-10-15 Plugg forsynt med en festeanordning, samt pluggsett og dispenser omfattende slike plugger

Country Status (7)

Country Link
US (3) US5553667A (no)
EP (2) EP0969183B1 (no)
AU (1) AU710356B2 (no)
CA (1) CA2218106C (no)
DE (2) DE69609604T2 (no)
NO (2) NO312733B1 (no)
WO (1) WO1996034175A2 (no)

Families Citing this family (87)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5909771A (en) * 1994-03-22 1999-06-08 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore valve
US6056053A (en) * 1995-04-26 2000-05-02 Weatherford/Lamb, Inc. Cementing systems for wellbores
GB9525044D0 (en) * 1995-12-07 1996-02-07 Nodeco Ltd Plugs for downhole tools
US5918673A (en) * 1996-10-04 1999-07-06 Frank's International, Inc. Method and multi-purpose apparatus for dispensing and circulating fluid in wellbore casing
US5735348A (en) * 1996-10-04 1998-04-07 Frank's International, Inc. Method and multi-purpose apparatus for dispensing and circulating fluid in wellbore casing
US5722491A (en) * 1996-10-11 1998-03-03 Halliburton Company Well cementing plug assemblies and methods
NO303742B1 (no) 1996-12-06 1998-08-24 Nodeco As Anordning for innfaring av ön eller flere skrapeplugger i et forlengelsesraar
US5960881A (en) * 1997-04-22 1999-10-05 Jerry P. Allamon Downhole surge pressure reduction system and method of use
US5971079A (en) * 1997-09-05 1999-10-26 Mullins; Albert Augustus Casing filling and circulating apparatus
GB9721537D0 (en) 1997-10-11 1997-12-10 Weatherford Lamb An apparatus and a method for launching plugs
US5967231A (en) * 1997-10-31 1999-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Plug release indication method
US6390190B2 (en) 1998-05-11 2002-05-21 Offshore Energy Services, Inc. Tubular filling system
US6675889B1 (en) 1998-05-11 2004-01-13 Offshore Energy Services, Inc. Tubular filling system
GB2341404A (en) 1998-09-12 2000-03-15 Weatherford Lamb Plug and plug set for use in a wellbore
US6779599B2 (en) 1998-09-25 2004-08-24 Offshore Energy Services, Inc. Tubular filling system
US6196311B1 (en) * 1998-10-20 2001-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Universal cementing plug
US6173777B1 (en) 1999-02-09 2001-01-16 Albert Augustus Mullins Single valve for a casing filling and circulating apparatus
US6374918B2 (en) 1999-05-14 2002-04-23 Weatherford/Lamb, Inc. In-tubing wellbore sidetracking operations
US7325610B2 (en) 2000-04-17 2008-02-05 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for handling and drilling with tubulars or casing
US8171989B2 (en) * 2000-08-14 2012-05-08 Schlumberger Technology Corporation Well having a self-contained inter vention system
US6520257B2 (en) 2000-12-14 2003-02-18 Jerry P. Allamon Method and apparatus for surge reduction
US6554076B2 (en) 2001-02-15 2003-04-29 Weatherford/Lamb, Inc. Hydraulically activated selective circulating/reverse circulating packer assembly
US6527057B2 (en) * 2001-03-27 2003-03-04 Baker Hughes Incorporated Wiper plug delivery apparatus
US6491103B2 (en) 2001-04-09 2002-12-10 Jerry P. Allamon System for running tubular members
US6672384B2 (en) * 2002-01-31 2004-01-06 Weatherford/Lamb, Inc. Plug-dropping container for releasing a plug into a wellbore
US7055611B2 (en) * 2002-01-31 2006-06-06 Weatherford / Lamb, Inc. Plug-dropping container for releasing a plug into a wellbore
US6776228B2 (en) 2002-02-21 2004-08-17 Weatherford/Lamb, Inc. Ball dropping assembly
US6715541B2 (en) 2002-02-21 2004-04-06 Weatherford/Lamb, Inc. Ball dropping assembly
US6799638B2 (en) * 2002-03-01 2004-10-05 Halliburton Energy Services, Inc. Method, apparatus and system for selective release of cementing plugs
US6802372B2 (en) 2002-07-30 2004-10-12 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for releasing a ball into a wellbore
US7275592B2 (en) * 2003-02-21 2007-10-02 Davis Raymond C Oil well pump apparatus
US8225873B2 (en) 2003-02-21 2012-07-24 Davis Raymond C Oil well pump apparatus
NO322829B1 (no) * 2003-05-22 2006-12-11 Fmc Kongsberg Subsea As Gjenopptagbar plugg, ventiltre med plugg og fremgangsmate for bronnintervensjon i bronn med minst en plugg
US6978844B2 (en) * 2003-07-03 2005-12-27 Lafleur Petroleum Services, Inc. Filling and circulating apparatus for subsurface exploration
US7182135B2 (en) * 2003-11-14 2007-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Plug systems and methods for using plugs in subterranean formations
GB0409189D0 (en) * 2004-04-24 2004-05-26 Expro North Sea Ltd Plug setting and retrieving apparatus
US7533729B2 (en) * 2005-11-01 2009-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse cementing float equipment
DE602006013702D1 (de) 2005-12-12 2010-05-27 Weatherford Lamb Vorrichtung zum zugriff auf eine röhre auf einer bohrvorrichtung
US7445050B2 (en) * 2006-04-25 2008-11-04 Canrig Drilling Technology Ltd. Tubular running tool
US7552764B2 (en) * 2007-01-04 2009-06-30 Nabors Global Holdings, Ltd. Tubular handling device
US7559363B2 (en) * 2007-01-05 2009-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. Wiper darts for subterranean operations
US7845400B2 (en) * 2008-01-28 2010-12-07 Baker Hughes Incorporated Launching tool for releasing cement plugs downhole
US8276665B2 (en) * 2008-04-03 2012-10-02 Halliburton Energy Services Inc. Plug release apparatus
US8720541B2 (en) 2008-06-26 2014-05-13 Canrig Drilling Technology Ltd. Tubular handling device and methods
US8074711B2 (en) * 2008-06-26 2011-12-13 Canrig Drilling Technology Ltd. Tubular handling device and methods
US7900696B1 (en) 2008-08-15 2011-03-08 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Downhole tool with exposable and openable flow-back vents
US8267177B1 (en) 2008-08-15 2012-09-18 Exelis Inc. Means for creating field configurable bridge, fracture or soluble insert plugs
EP2161405A1 (en) * 2008-09-08 2010-03-10 Services Pétroliers Schlumberger An assembly and method for placing a cement plug
US8069922B2 (en) * 2008-10-07 2011-12-06 Schlumberger Technology Corporation Multiple activation-device launcher for a cementing head
US9163470B2 (en) 2008-10-07 2015-10-20 Schlumberger Technology Corporation Multiple activation-device launcher for a cementing head
EP3269920A3 (en) 2008-11-17 2018-09-12 Weatherford Technology Holdings, LLC Subsea drilling with casing
EP2194226A1 (en) * 2008-12-04 2010-06-09 Services Pétroliers Schlumberger Apparatus and Method for Deploying Cementing Plugs
US8316931B2 (en) * 2009-09-03 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation Equipment for remote launching of cementing plugs
US8327930B2 (en) * 2009-09-24 2012-12-11 Schlumberger Technology Corporation Equipment for remote launching of cementing plugs
US8327937B2 (en) 2009-12-17 2012-12-11 Schlumberger Technology Corporation Equipment for remote launching of cementing plugs
US8322443B2 (en) * 2010-07-29 2012-12-04 Vetco Gray Inc. Wellhead tree pressure limiting device
US8789582B2 (en) * 2010-08-04 2014-07-29 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for well cementing
US8579023B1 (en) 2010-10-29 2013-11-12 Exelis Inc. Composite downhole tool with ratchet locking mechanism
US8770276B1 (en) 2011-04-28 2014-07-08 Exelis, Inc. Downhole tool with cones and slips
US10060219B2 (en) 2012-02-07 2018-08-28 Premiere, Inc. Cementing tool
US9109419B2 (en) * 2012-05-01 2015-08-18 Vetco Gray U.K. Limited Plug installation system and method
US8997859B1 (en) 2012-05-11 2015-04-07 Exelis, Inc. Downhole tool with fluted anvil
US9464505B2 (en) 2012-06-08 2016-10-11 Schlumberger Technology Corporation Flow control system with variable staged adjustable triggering device
US9816331B2 (en) 2013-01-12 2017-11-14 Weatherford Technology Holdings, Llc Apparatus and methods of running casing
CA2900502A1 (en) 2013-02-12 2014-08-21 Weatherford Technology Holdings, Llc Apparatus and methods of running casing in a dual gradient system
US9611713B2 (en) 2013-03-12 2017-04-04 Weatherford Technology Holdings, Llc Cement device release mechanism
CA2834003C (en) * 2013-08-02 2016-08-09 Resource Well Completion Technologies Inc. Liner hanger and method for installing a wellbore liner
CA2925009C (en) 2013-10-11 2019-02-12 Marcel Budde System and method for sealing a wellbore
US9777569B2 (en) 2013-11-18 2017-10-03 Weatherford Technology Holdings, Llc Running tool
US9428998B2 (en) 2013-11-18 2016-08-30 Weatherford Technology Holdings, Llc Telemetry operated setting tool
US9523258B2 (en) 2013-11-18 2016-12-20 Weatherford Technology Holdings, Llc Telemetry operated cementing plug release system
US9528346B2 (en) 2013-11-18 2016-12-27 Weatherford Technology Holdings, Llc Telemetry operated ball release system
US10718180B2 (en) 2014-01-07 2020-07-21 Top-Co Inc. Wellbore sealing systems and methods
US9797220B2 (en) 2014-03-06 2017-10-24 Weatherford Technology Holdings, Llc Tieback cementing plug system
NO347098B1 (en) * 2014-05-13 2023-05-15 Weatherford Tech Holdings Llc Closure device and tool and methods for surge pressure reduction
US10246968B2 (en) 2014-05-16 2019-04-02 Weatherford Netherlands, B.V. Surge immune stage system for wellbore tubular cementation
US20150330534A1 (en) * 2014-05-19 2015-11-19 Thercom Holdings, Llc Bundled pipe and method of manufacture
GB2552103B (en) * 2015-03-17 2020-11-04 Halliburton Energy Services Inc Cementing methods and systems employing a smart plug
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
MY196512A (en) 2015-05-12 2023-04-18 Shell Int Research Inducibly Degradable Polyacetal Compositions for use in Subterranean Formations
AU2016268394B2 (en) 2015-05-26 2020-12-24 Weatherford Netherlands, B.V. Multi-function dart
CA2956937A1 (en) * 2017-02-03 2018-08-03 Beyond Energy Services & Technology Corp. Rotating control device clamping mechanism
US10378304B2 (en) 2017-03-08 2019-08-13 Weatherford Netherlands, B.V. Sub-surface release plug system
CA2994290C (en) 2017-11-06 2024-01-23 Entech Solution As Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore
US11078750B2 (en) 2018-08-22 2021-08-03 Weatherford Technology Holdings, Llc Plug system
CN114026310A (zh) * 2019-07-15 2022-02-08 哈利伯顿能源服务公司 形成有高压密封的注水泥塞
RU2767495C1 (ru) * 2021-08-23 2022-03-17 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Устьевой модуль для цементирования обсадной колонны в скважине

Family Cites Families (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2630179A (en) * 1949-06-24 1953-03-03 Cicero C Brown Method of and apparatus for cementing wells
US2620037A (en) * 1951-07-02 1952-12-02 Halliburton Oil Well Cementing Cementing head
US3545542A (en) * 1968-06-10 1970-12-08 Byron Jackson Inc Cementing plug launching apparatus
US3635288A (en) * 1969-12-29 1972-01-18 Maurice P Lebcurg Liner-cementing apparatus
US3616850A (en) * 1970-04-20 1971-11-02 Byron Jackson Inc Cementing plug launching mandrel
US3796260A (en) * 1972-01-10 1974-03-12 Halliburton Co Multiple plug release system
US3863716A (en) * 1974-04-05 1975-02-04 Halliburton Co Cementing plug release assist apparatus
US3926253A (en) * 1974-05-28 1975-12-16 John A Duke Well conduit cementing adapter tool
US3915226A (en) * 1974-10-11 1975-10-28 Halliburton Co Double collet release mechanism
US3971436A (en) * 1975-02-25 1976-07-27 Fishing Tools, Inc. Cementing head
US4047566A (en) * 1976-02-27 1977-09-13 Duke John A Well cementing method and apparatus
US4078810A (en) * 1976-09-14 1978-03-14 Otis Engineering Corporation Piston type seal unit for wells
US4083074A (en) * 1976-12-16 1978-04-11 Mustang Services Co. Multipurpose pipeline pig
US4164980A (en) * 1978-08-02 1979-08-21 Duke John A Well cementing method and apparatus
US4190112A (en) * 1978-09-11 1980-02-26 Davis Carl A Pump down wipe plug and cementing/drilling process
US4246967A (en) * 1979-07-26 1981-01-27 The Dow Chemical Company Cementing head apparatus and method of operation
US4290482A (en) * 1980-04-29 1981-09-22 Halliburton Company Plug container
GB2084218B (en) * 1980-09-25 1984-11-14 Shell Int Research Pump plug for use in well operations
US4457369A (en) * 1980-12-17 1984-07-03 Otis Engineering Corporation Packer for high temperature high pressure wells
US4427065A (en) * 1981-06-23 1984-01-24 Razorback Oil Tools, Inc. Cementing plug container and method of use thereof
US4433859A (en) * 1981-07-16 1984-02-28 Nl Industries, Inc. Wellhead connector with release mechanism
US4429746A (en) * 1981-07-29 1984-02-07 Allard Gerald D Method and apparatus for disposing of drilling muds and wastes generated during well drilling operations and for plugging and abandoning the well
US4453745A (en) * 1981-08-17 1984-06-12 Nelson Norman A Lockdown mechanism for wellhead connector
GB2115860A (en) * 1982-03-01 1983-09-14 Hughes Tool Co Apparatus and method for cementing a liner in a well bore
US4624312A (en) * 1984-06-05 1986-11-25 Halliburton Company Remote cementing plug launching system
US4753444A (en) * 1986-10-30 1988-06-28 Otis Engineering Corporation Seal and seal assembly for well tools
US4809776A (en) * 1987-09-04 1989-03-07 Halliburton Company Sub-surface release plug assembly
US4934452A (en) * 1987-09-04 1990-06-19 Halliburton Company Sub-surface release plug assembly
US4858687A (en) * 1988-11-02 1989-08-22 Halliburton Company Non-rotating plug set
US4836279A (en) * 1988-11-16 1989-06-06 Halliburton Company Non-rotating plug
US4917184A (en) * 1989-02-14 1990-04-17 Halliburton Company Cement head and plug
US5117915A (en) * 1989-08-31 1992-06-02 Union Oil Company Of California Well casing flotation device and method
US4986361A (en) * 1989-08-31 1991-01-22 Union Oil Company Of California Well casing flotation device and method
US5004048A (en) * 1989-11-15 1991-04-02 Bode Robert E Apparatus for injecting displacement plugs
US5078211A (en) * 1989-12-19 1992-01-07 Swineford Richard A Plastic packer
US5178216A (en) * 1990-04-25 1993-01-12 Halliburton Company Wedge lock ring
US5224540A (en) * 1990-04-26 1993-07-06 Halliburton Company Downhole tool apparatus with non-metallic components and methods of drilling thereof
US5246069A (en) * 1990-05-02 1993-09-21 Weatherford-Petco, Inc. Self-aligning well apparatuses and anti-rotation device for well apparatuses
US5113940A (en) * 1990-05-02 1992-05-19 Weatherford U.S., Inc. Well apparatuses and anti-rotation device for well apparatuses
US5025858A (en) * 1990-05-02 1991-06-25 Weatherford U.S., Inc. Well apparatuses and anti-rotation device for well apparatuses
US5095980A (en) * 1991-02-15 1992-03-17 Halliburton Company Non-rotating cementing plug with molded inserts
FR2672934A1 (fr) * 1991-02-18 1992-08-21 Schlumberger Cie Dowell Systeme de liberation de lanceurs pour tete de cimentation ou outil de fond sous-marin, pour puits petroliers.
US5433270A (en) * 1991-10-16 1995-07-18 Lafleur Petroleum Services, Inc. Cementing plug
US5279370A (en) * 1992-08-21 1994-01-18 Halliburton Company Mechanical cementing packer collar
US5413172A (en) * 1992-11-16 1995-05-09 Halliburton Company Sub-surface release plug assembly with non-metallic components
US5392852A (en) * 1992-11-16 1995-02-28 Halliburton Company Sub-surface release plug assembly with primary and secondary release mechanisms
US5323858A (en) * 1992-11-18 1994-06-28 Atlantic Richfield Company Case cementing method and system
EP0609172B1 (de) * 1993-01-27 1997-10-22 Benninger AG Verfahren zur Messung der Länge von auf einen Wickel auflaufendem Wickelgut
US5435390A (en) * 1993-05-27 1995-07-25 Baker Hughes Incorporated Remote control for a plug-dropping head
US5443122A (en) * 1994-08-05 1995-08-22 Halliburton Company Plug container with fluid pressure responsive cleanout
US5522458A (en) * 1994-08-18 1996-06-04 Halliburton Company High pressure cementing plug assemblies

Also Published As

Publication number Publication date
AU5768396A (en) 1996-11-18
DE69631389D1 (de) 2004-02-26
CA2218106A1 (en) 1996-10-31
EP0820556A2 (en) 1998-01-28
US5553667A (en) 1996-09-10
WO1996034175A3 (en) 1997-01-23
EP0969183B1 (en) 2004-01-21
NO974757L (no) 1997-12-10
CA2218106C (en) 2005-06-14
US5813457A (en) 1998-09-29
EP0820556B1 (en) 2000-08-02
NO974757D0 (no) 1997-10-15
NO312733B1 (no) 2002-06-24
EP0969183A3 (en) 2000-10-11
DE69609604D1 (de) 2000-09-07
EP0969183A2 (en) 2000-01-05
WO1996034175A2 (en) 1996-10-31
NO20016299D0 (no) 2001-12-21
NO20016299L (no) 1997-12-10
DE69609604T2 (de) 2001-04-12
US5787979A (en) 1998-08-04
AU710356B2 (en) 1999-09-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO323035B1 (no) Sementeringspluggsett
US6056053A (en) Cementing systems for wellbores
US6082451A (en) Wellbore shoe joints and cementing systems
US11697968B2 (en) Casing float tool
US10808490B2 (en) Buoyant system for installing a casing string
EP1340882B1 (en) Method and apparatus for selective release of cementing plugs downhole
EP0846839B1 (en) Method and apparatus for placing and cementing casing in horizontal wells
NO323606B1 (no) Anordning for selektiv trykk-oppbygging i en rordel
EP0654581A2 (en) Sub-surface release plug apparatus
NO20111605A1 (no) Forbedret undervannssementeringssystem med pluggutlosningsverktoy
NO322408B1 (no) Offshoreborings-system
AU719884B2 (en) Cementing plug
CA2514676C (en) A plug for use in wellbore operations, an apparatus for receiving said plug, a plug landing system and a method for cementing tubulars in a wellbore

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired