NO326234B1 - Bronnpakning samt fremgangsmate for plassering av en pakning i en underjordisk bronn - Google Patents
Bronnpakning samt fremgangsmate for plassering av en pakning i en underjordisk bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO326234B1 NO326234B1 NO20015097A NO20015097A NO326234B1 NO 326234 B1 NO326234 B1 NO 326234B1 NO 20015097 A NO20015097 A NO 20015097A NO 20015097 A NO20015097 A NO 20015097A NO 326234 B1 NO326234 B1 NO 326234B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gasket
- annulus
- fluid
- stated
- pipeline
- Prior art date
Links
- 238000012856 packing Methods 0.000 title claims description 58
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 63
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 21
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 18
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 16
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/116—Gun or shaped-charge perforators
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/126—Packers; Plugs with fluid-pressure-operated elastic cup or skirt
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/129—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
- E21B33/1295—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing actuated by fluid pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
- Packaging Of Machine Parts And Wound Products (AREA)
- Buffer Packaging (AREA)
- Packages (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Safety Valves (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
Description
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
Foreliggende oppfinnelse gjelder en brønnpakning.
For å måle egenskaper (for eksempel formasjonstrykk) for en underjordisk formasjon 31, kan som vist i fig. 1 en rørformet prøvestreng 10 føres inn i en bo-rebrønn som forløper inn i en formasjon 31. For å utprøve et spesielt område eller en spesiell sone 33 av formasjonen 31 kan prøvestrengen 10 omfatte en perfore-ringskanon 30 som anvendes for å gjennomhulle en brønnforing 12 og danne sprekker 29 i formasjonen 31. For å avskjerme sonen 31 fra brønnoverflaten, kan prøvestrengen 10 for eksempel være festet til en uttrekkbar vektinnstilt pakning 27 som har en utgående elastomerring 26 til å danne en tetning (i sammentrykket tilstand) mellom utsiden av prøvestrengen 10 og innsiden av brønnforingen 12, hvilket vil si at pakningen 27 avtetter et ringformet område som kalles et ringrom 16 i brønnen. På oversiden av pakningen 27 kan en opptaker 11 på prøvestreng-en 10 ta målinger av prøvesonetrykket.
Prøvestrengen 10 omfatter typisk ventiler for å regulere fluidstrømningen inn i og ut av en sentral passasje i prøvestrengen 10. En kuleventil 22 på linje kan for eksempel regulere strømningen av brønnfluid fra prøvesonen 33 opp gjennom sentralpassasjen i prøvestrengen 10. Som et annet eksempel kan det på oversiden av pakningen 27 være anordnet en sirkulasjonsventil 20 for å regulere fluidkommunikasjon mellom ringrommet 16 og sentralpassasjen i prøvestrengen 10.
Kuleventilen 22 og sirkulasjonsventilen 20 kan styres av kommandoer (for eksempel "åpne ventil" eller "lukk ventil") som sendes nedover fra jordoverflaten over brønnen. Som et eksempel kan hver kommando være kodet inn i et forutbestemt signatur av trykkpulser 34, se fig. 2, som overføres nedover i borehullet via hydrostatisk fluid som foreligger i ringrommet 16. En føler 25 kan motta trykk-pulsene 34, slik at vedkommende kommando kan trekkes ut av elektronikken i strengen 10. Etterpå vil elektronikk og hydraulikk i prøvestrengen 10 drive ventile-ne 20 og 22 til å utføre vedkommende kommando.
To generelle pakningstyper kan vanligvis anvendes, nemlig den uttrekkbare vektinnstilte pakning 27 som er angitt i fig. 1, og en hydraulisk innstillbar pakning 60 som er angitt i fig. 3. For innstilling av vektinnstillingspakningen 27 (hvilket vil si å presse elastomer-ringen 26 til å drive ringen 26 radialt utover) kan en oppoverrettet kraft og/eller en kraft i omkretsretningen påføres strengen 10 for å utløse en mekanisme (på strengen 10) for å påføre vekten av strengen 10 på ringen 26. Ro-tasjons- og translasjonsmanipuleringer av prøvestrengen 10 for å sette pakningen 27 kan imidlertid oppvise vanskeligheter ved en sterkt avvikende borebrønn samt i en undersjøisk brønn hvor et fartøy er i bevegelse opp og ned, nemlig en bevegelse som vil innføre ytterligere forskyvning av borestrengen 10. Ytterligere vektrør 44 (et slikt vektrør 44 er vist i fig. 1), kan være påkrevet for å utøve trykk på ringen 26. Glideledd 46 kan behøves for å kompensere for forlengelse og sammentrek-ning av borestrengen 10.
I fig. 3 er det angitt at den hydraulisk innstillbare pakning 60 kan settes ved hjelp av et innstillingsverktøy som kjøres nedhulls på en ledningskabel, eller alter-nativt kan den hydraulisk innstillbare pakning 60 kjøres nedhulls på en rørledning og settes ved å opprette et forutbestemt differensialtrykk mellom rørledningens sentralpassasje og ringrommet 16. Til forskjell fra den vektsatte pakning 27, vil pakningen 60 vanligvis forbli permanent i borehullet etter at den er plassert, et forhold som kan påvirke antallet funksjoner som ha sammenheng med pakningen 60. En separat nedhullstripp kreves vanligvis videre for setting av pakningen 60. Spesialverktøy kan for eksempel kjøres nedhulls sammen med pakningen 60 for setting av pakningen 60 under en nedhullstripp, og etterpå kan en annen nedhullstripp være påkrevet for innkjøring av prøvestrengen 10. På grunn av at prøve-strengen 10 må passere gjennom innerdiameteren av en tetningsutboring 62 for pakningen 60, kan det hende at ytterdiameteren av perforeringskanonen 30 må begrenses, og stingertetningene 52 på prøvestrengen 10 kan skades.
Det foreligger således et kontinuerlig behov for en pakning som er i stand til
å overvinne en eller flere av de ovenfor angitte problemer.
Fra US 5,500,855 fremgår den en oppblåsbar blære pakning som blåses opp av trykk som påføres gjennom en verktøystreng. Pakningen omfatter en bristskive som brister når trykket påført gjennom verktøystrengen når en forutbestemt terskelverdi for å tillate oppblåsing av pakningen.
Fra US 5,320,176, fremgår det streng som omfatter et perforeringsapparat, et innføringsverktøy og en låsehakeenhet. Etter at perforeringsapparatet er avfyrt, kan delen av rørstrengen som opptar perforeringsapparatet hentes opp av brøn-nen, og etterlater pakningen nede i hullet. Låsehakeenheten omfatter en plugg som hindrer nedoverrettet strøm av fluid gjennom pakningen når rørstrengen hentes opp av brønnen.
SAMMENFATNING
I et aspekt, omfatter en pakning for bruk i foringsrøret i en undergrunns-brønn, et ettergivende element som er tilpasset for å tette et ringrom av brønnen når det er presset sammen og et hus som er tilpasset for å presse sammen det ettergivende elementet som reaksjon på et trykk som påføres av fluid i ringrommet på et stempelhode som er en andel av hylsteret. Oppfinnelsen er karakterisert ved at hylsteret omfatter en portåpning som etablerer fluidkommunikasjon med ringrommet og pakningen omfatter en bristskive som er tilpasset for å hindre at fluid i ringrommet går inn i portåpningen og trekker sammen stempelhylsteret inntil trykket som er påført av fluidet overskrider en forutbestemt terskelverdi og derved får bristplaten til å briste.
I et annet aspekt, omfatter en fremgangsmåte for å sette en pakning i en undergrunnsbrønn å tillate at fluid i et ringrom av brønnen presser sammen et ettergivende element for å tette ringrommet når det ettergivende elementet er ved en forutbestemt dybde. Oppfinnelsen er karakterisert ved isolering av det ettergivende elementet fra trykk som påføres fra fluidet i ringrommet inntil det ettergivende elementet er ved den forutbestemte dybden.
Fordeler og ytterligere særtrekk ved oppfinnelsesgjenstanden vil fremgå klart fra følgende beskrivelse samt fra patentkravene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Fig. 1 og 3 er skjematiske skisser av prøvestrenger i henhold til kjent tek-nikk i brønner som utprøves. Fig. 2 er en bølgeform som viser en trykkpulskommando for et verktøy på prøvestrengene i fig. 1 og 3. Fig. 4 er en skjematisk skisse av en prøvestreng i en brønn som utprøves i samsvar med en viss utførelse av oppfinnelsen. Fig. 5, 7 og 10 er skjematiske skisser av en pakning på prøvestrengen i fig.
4 i henhold til en viss utførelse av oppfinnelsen.
Fig. 6 er en detaljert fremstilling av en forbindelse mellom en rørledning og en festeenhet for pakningen i fig. 4.
Fig. 8 er en detaljert skisse av et påleverk på pakningen i fig. 4.
Fig. 9 er en detaljert skisse av stingertetninger.
Fig. 11 viser et snitt gjennom et registreringshus i henhold til en viss utfø-relse av oppfinnelsen. Fig. 12 og 13 viser snitt gjennom registreringshuset og henholdsvis langs linjen 12-12 og linjen 13-13 i fig. 11. Fig. 14 viser et snitt gjennom en stempelsugekopp-sammenstilling i henhold til en viss utførelse av oppfinnelsen.
DETALJERT BESKRIVELSE
I fig. 4 er det vist en utførelse 80 av en hydraulisk innstillbar, uttrekkbar pakning 80 i samsvar med oppfinnelsen og som kan kjøres nedhulls sammen med en rørledning eller prøvestreng 82, og settes (for å danne en prøvesone 87) ved å påføre trykk på en ringformet enhet 72. Nærmere bestemt vil i visse utførelser, konstruksjonen av pakningen 80 gjøre det mulig å anbringe denne pakning i tre forskjellige konfigurasjoner, nemlig en konfigurasjon for innkjøring i hull (fig. 5), en settekonfigurasjon (fig. 7), og en konfigurasjon for uttrekk fra hull (fig. 10). Pakningen 80 anbringes i konfigurasjonen for innkjøring i hull før den senkes ned i borebrønnen med strengen 82. Så snart pakningen 80 befinner seg i korrekt posisjon i borebrønnen, blir trykk overført gjennom hydrostatisk fluid som foreligger i ringrommet 72 for å bringe pakningen 80 til settekonfigurasjon, hvori pakningen 80 sikkert fester seg selv til en brønnforing 70, avtetter prøvesonen 87, tillater bevegelse av strengen 82 gjennom pakningen 80, samt opprettholder en tetning mellom det indre av pakningen 80 og usiden av strengen 82. Etter at utprøvningen er fullført, kan en oppoverrettet kraft påføres strengen 82 for å bringe pakningen 80 i konfigurasjon for uttrekk fra hull og derved frigjøre pakningen fra brønnforingen 70.
Som det vil bli nærmere beskrevet nedenfor vil i kraft av utførelsen av pakningen 80, strengen 82 (festet for eksempel på en rørledningsopphenger 75 ved brønner til sjøs) tillates å ekspandere og sammentrekkes lineært uten at det kreves glideledd. På grunn av at strengen 82 kjøres nedhulls sammen med pakningen 80, vil tetninger (beskrevet nedenfor) mellom strengen 82 og pakningen 80 forbli beskyttet etter hvert som pakningen 80 senkes ned i eller trekkes ut fra bore-brønnen, og perforeringskanonen 86 kan da ha en ytre diameter som er større enn en tetningsutboring (beskrevet nedenfor) for pakningen 80.
Fordelene ved den ovenfor beskrevne pakning kan således omfatte ett eller flere av de følgende forhold: pakningen kan trekkes ut etter fullførelse av utprøv-ningen, vektrør kan eventuelt ikke være påkrevet for setting av pakningen, glideledd vil eventuelt ikke være nødvendig, bevegelse eller manipulasjon av prøve-strengen vil eventuelt ikke være nødvendig for innstilling av pakningen, paknings-ytelse i avvikende og dypsjø-brønner kan forbedres, nedhullsmålere kan forbli sta-sjonære under brønnutprøvning, sikringsventiltre og kanoner kan posisjonsinnstil-les før pakningen settes, pakningen kan være forenlig med perforeringskanoner med større omfang for bedre perforeringsytelse, og en forbiføringsventil (beskrevet nedenfor) på pakningen kan forbedre borestrengens avlastningsbrønn-egenskaper.
For å danne en tetning mellom et ytre hylster på pakningen 80 og det indre av brønnforingen 70 (i settekonfigurasjonen for pakningen 80), har pakningen 80
en rundtgående ettergivende elastomerring 84. Så snart den befinner seg i korrekt posisjon nede i borehullet, er pakningen på denne måte utført for å omforme trykk som utøves av fluid i ringrommet 72 i brønnen til en kraft for å utøve trykk på ringen 84. Dette trykk kan være en kombinasjon av hydrostatisk trykk fra fluidsøylen i ringrommet 72, så vel som trykk som påføres fra brønnoverflaten. Når trykket er påført, vil ringen 84 utvides radialt utover og danne en tetning mot innsiden av brønnforingen 70. Pakningen 80 er konstruert for å holde ringen 84 i denne trykk-påførte tilstand inntil pakningen 80 bringes til konfigurasjon for uttrekk fra brønn-hullet, nemlig en konfigurasjon hvori pakningen 80 fjerner trykkreftene på ringen 84 og tillater ringen 84 til å vende tilbake til avspent tilstand, slik det vil bli nærmere beskrevet nedenfor.
På grunn av at ytterdiameteren av ringen 84 (når ringen 84 befinner seg i ikke trykkpåført tilstand) er tett tilpasset til innerdiameteren av brønnforingen 70, kan det hende at det bare vil foreligge en liten ringromsklaring mellom ringen 84 og foringen 70 når pakningen 84 trekkes ut fra eller senkes ned i borebrønnen. For å unngå de krefter som foreligger som en følge av denne lille ringromsklaring, er pakningen 80 konstruert for å tillate fluid til å strømme gjennom pakningen 80 når denne nakninn RO henvnner sin nerisenkninn inn i eller uttrekk fra hnrehrøn-nen. For å oppnå dette, har pakningen 80 radiale forbiføringsporter 98 som er plassert på oversiden av ringen 84.1 konfigurasjonen for innkjøring i hull er pakningen 80 utført for å opprette fluidkommunikasjon mellom de radiale forbiførings-porter 92 som befinner seg på undersiden av ringen 84 og de radiale porter 98, og i konfigurasjonen for uttrekk fra hull er pakningen 80 utført for å opprette fluidkommunikasjon mellom andre radiale portåpninger 90 som befinner seg på undersiden av ringen og de radiale porter 98. De radiale porter 98 på oversiden av ringen 84 er alltid åpne. Når pakningen 80 er satt, er imidlertid radiale porter 90 og 92 lukket.
Pakningen 80 har også radiale porter 96 som anvendes for å sprøyte inn et dreperfluid for å "drepe" den produserende formasjon. Portåpningene 96 er plassert på undersiden av ringen 84 i et nedre hylster 108 (beskrevet nedenfor), og hver portåpning 96 utgjør en del av en forbiføringsventil 154. Denne forbiførings-ventil 154 forblir lukket inntil det trykk som utøves av fluidet i det nedre ringrom 71 overstiger et forutbestemt trykknivå, slik at bristeplaten 157 i forbiføringsventilen 154 brytes. Hvis dette finner sted, vil fluid fra ringrommet trenge inn gjennom portåpningene 96 for å utøve trykk på undersiden av et stempelhode 161 på en dor 159 som er anordnet koaksialt med pakningen 80. Før bristeplaten 157 brytes, blokkerer doren 159 portåpningen 96. Etter at bristeplaten 157 er brutt er imidlertid det trykk som utøves av fluidet på undersiden av stemplet 161 større enn det trykk som utøves av gassen i et atmosfærisk kammer 155 på oversiden av stempelhodet 161. Som en følge av dette vil doren 159 bli forskjøvet i retning oppover til å åpne portåpningen 96.
På grunn av at portåpningene 98 alltid er åpne, så vil åpningen av portene 96 opprette fluidkommunikasjon mellom det nedre ringrom 71 og det øvre ringrom 72. Så snart dette har funnet sted, vil formasjonsdrepende fluid bli sprøytet inn i ringrommet 72. Dette drepefluid strømmer ut av portene 98, blandes med gasse-ne og andre brønnfluider som foreligger i ringrommet 71, strømmer inn i en perforert produksjonsrørforlengelse 88 (plassert nær kanonen 86) for strengen 80 å strømme oppover gjennom en sentralpassasje i strengen 10.
Det skal nå henvises til fig. 5, hvor det er vist at når pakningen 80 er brakt i konfigurasjon for innkjøring i hull befinner ringen 84 seg i avspent, ikke trykkpåført tilstand. I sitt kjerneparti har pakningen 80 en stinger-rørledning 102 som forløper koaksialt med og deler en sentralpassasje 81 med strengen 82. Rørledningen 102 danner da en seksjon av strengen 82 og har gjengede ytterender for å forbinde pakningen 80 med strengen 82. Rørledningen 102 omsluttes av ringen 84, et øvre hylster 104, et midthylster 106 og et nedre hylster 108. Når tilstrekkelig trykk ut-øves på ringrommet 72, vil hylsterne 104, 106 og 108 være utført for å utøve trykk på ringen 84 (som beskrevet nedenfor), og deretter, når strengen 82 er trukket en forutbestemt strekning oppover for å utøve en forutbestemt kraft i lengderetningen på rørledningen 102, vil hylsterne 104, 106 og 108 være utført for å slippe fri ringen 84 (som beskrevet nedenfor). I visse utførelser vil de tre hylstere 104,106 og 108 samt den ikke trykkpåførte ring 84 ha omtrent samme diameter. Ringen 84 befinner seg mellom det øvre hylster 104 og midthylsteret 106, mens det nedre hylster 108 understøtter midthylsteret 106.
For å holde hylsterne 104,106 og 108 sammen, har pakningen 80 en indre stingermuffe eller ekstra hylster 105 som omslutter rørledningen 102 og befinner seg radialt på innsiden av hylsterne 104,106 og 108. Dette ekstrahylster 105 danner sammen med radialportene 90, 92 og 98 effektivt en forbiføringsventil. På denne måte, og som angitt i fig. 5, har da ekstrahylsteret 105 radialporter som er i flukt med portåpningene 92 når pakningen 80 er brakt i konfigurasjon for innkjø-ring i hull, for derved å opprette fluidkommunikasjon mellom portene 92 og 98.
Hylsteret 105 blokkerer kommunikasjonen mellom portåpningen 90 og 92 samt portene 98 når pakningen 80 er anbrakt i settekonfigurasjon (slik som angitt i fig. 7), og hylsteret 105 tillater kommunikasjon mellom portene 90 og 98 når pakningen 82 er anbrakt i konfigurasjon for uttrekk fra hull (slik som angitt i fig. 10).
Det skall også henvises til fig. 8, hvor det er vist at bunnhylsteret 108 er løs-bart festet til ekstrahylsteret 105, og topphylsteret 104 er forbundet med dette ekstrahylster 105 over et påleverk 138 som er festet til hylsteret 106. Etter hvert som topphylsteret 104 og bunnhylsteret 108 beveger seg nærmere sammen for å sammentrykke ringen 84, vil tennene 137 på hylsteret 104 krype nedover på tennene 136 og som er utformet på ekstrahylsteret 105. Som en følge av dette ar-rangementet bibeholdes trykkreftene på ringen 84 inntil pakningen bringes til konfigurasjonen for uttrekk fra hull, slik som beskrevet ovenfor.
Det skal fremdeles refereres til fig. 5, hvor det spesielt er vist at de trykkrefter som utøves av hylsterne 104, 106 og 108 på ringen 84 oppheves når feste mellom det nedre hus 108 og ekstrahuset 105 frigjøres, slik som beskrevet nedenfor. Som en følge av denne frigjøring, vil bunnhuset 108 og midthuset 106 (under-støttet av bunnhuset 108) falle bort fra ringen 84.
I konfigurasjonen for innkjøring i hull, befinner radialportene 92 seg i flukt med de portåpninger som forløper gjennom ekstrahylsteret 105. Portene på dette hylster er åpne inn mot et ringformet område 99 (mellom hylsteret 105 og rørled-ningen 102) som befinner seg i kommunikasjon med de radiale portåpninger 98. Disse portåpninger 98 er dannet ut i fra åpninger i midthylsteret 106 og ekstrahylsteret 105.
For å hindre hylsteret 105 (samt hylsterne 104, 106 og 108) fra å gli nedover rørledningen 102 når pakningen 80 befinner seg i konfigurasjon for innkjøring i hull, har ekstrahylsteret 105 åpninger som fastholder en eller flere klemstykker 100 som sikrer feste av hylsteret 105 til rørledningen 102. Som vist i fig. 6, har klemstykkene 100 skråstilte tenner 101 som er innrettet for å passe sammen med skråstilte tenner 103 som er utformet på rørledningen 102. Vekselvirkningene mellom flatene på tennene 101 og 103 frembringer oppoverrettede og radialt utoverrettede krefter på klemstykkene 100. Skjønt de oppoverrettede krefter tilbakehol-der hylsteret 105 fra å gli nedover rørledningen 102, vil de radiale krefter ha en tendens til å skyve klemstykkene 100 bort fra rørledningen 102.1 konfigurasjonen for innkjøring i hull er imidlertid det øvre hylster 104 konfigurert for å blokkere radial bevegelse av klemstykkene 100 og holde disse klemstykker 100 trykket mot tennene 101 på rørledningen 102.
Det skal nå henvises til fig. 7, hvor det er angitt at så snart pakningen 80 er i posisjon for å settes, blir pakningen 80 anbrakt i settekonfigurasjon ved å utøve trykk på det hydrostatiske fluid i ringrommet 72. Når trykket i dette ringrom 72 overskrider et forutbestemt nivå, så vil fluidet bryte en bristeplate 124 som befinner seg i en radial portåpning 122 på hylsteret 104. Når platen 124 brytes, så vil åpningen 122 opprette fluidkommunikasjon mellom ringrommet 72 og oversiden 120 av et ringformet stempelhode 119 på det øvre hylsteret 104. Stemplet 119 befinner seg på undersiden av et tilpasset ringformet stempelhode 117 på ekstrahuset 105. Et ringformet atmosfærisk kammer 118 er dannet på oversiden av fremspringet 119. Når således fluidkommunikasjon er opprettet mellom ringrommet 72 og stempelhodet 119, så vil trykket på fluidet frembringe en nedoverrettet kraft på stempelhodet 119 (og på det øvre hylster 104), og når en brytepinne 107 (som holder det øvre hylster 104 og ekstrahylsteret 105 sammen) avskjæres, så vil det øvre hylsteret 104 begynne å bevege seg nedover og innleder sammen-presningen av ringen 84.
For å sikre at ringen 84 blir langsomt påført trykk, har pakningen 80 en in-nebygget demper for å regulere den nedoverrettede hastighet av det øvre hylster 104. Denne demper er utformet på et ringformet stempelhode 121 på hylsteret 105 og som strekker seg mellom hylsteret 105 og det øvre hylster 104. Stempelhodet 121 danner et ringformet rom 126 mellom oversiden av stempelhodet 121 og undersiden av stemplet 119. Dette ringformede rom 126 inneholder hydraulisk fluid som drives gjennom en strømningsbegrenser 128 når undersiden av stemplet 119 utøver kraft på fluidet, hvilket vil si at når det øvre hylster 104 beveges nedover. Strømningsbegrenseren 128 er utformet i stempelhodet 121 og munner ut i et ringformet kammer 130 som dannes på undersiden av stempelhodet 121 for å motta det hydrauliske fluid.
På grunn av at overflateområdet på oversiden av stempelhodet 119 er be-grenset av innerdiameteren av brønnforingen 70, har i visse utførelser det øvre hylster 104 et annet ringformet stempelhode 116 for effektivt å øke (for eksempel å fordoble) den kraft som utøves av det øvre hylster 104 på ringen 84. Skjønt en annen radial portåpning 112 på det øvre hylster 104 anvendes for å opprette fluidkommunikasjon mellom ringrommet 72 og oversiden av stempelhodet 116, blir i visse utførelser ikke noen annen bristeplate anvendt. I stedet brukes en ringformet forlengelse 123 av hylsteret 105 for innledningsvis å blokkere portåpningene 112 før brytepinnen 107 brister og det øvre hylster 104 begynner å bevege seg. Så snart portåpningen 112 forskyves forbi forlengelsen 123, kan fluid fra ringrommet 72 trenge inn i det ringformede området 114 mellom undersiden av forlengelsen 123 og oversiden av stempelhodet 116, og deretter utøves en nedoverrettet kraft fra stempelhodet 116, inntil pakningen 84 er satt.
For å opprette et ønsket nivå av trykkraft på ringen 84 (hvilket vil si at det opprettes en kraftbegrensning på det ettergivende element 84), kan det øvre hylster være dannet av et øvre hylsterstykke 104a og et nedre hylsterstykke 104b. Radialt adskilte brytepinner 113 holder det øvre hylsterstykke 104a og det nedre hylsterstykke 104b sammen inntil det ønskede trykknivå er nådd og brytepinnene 113 avskjæres. Etter at dette har funnet sted er de to stykker 104a og 104b adskilt og ytterligere trykkpåføring på ringen 84 forhindres.
Når pakningen 80 i satt konfigurasjon er utført for å skyve glidestykker 110 radialt utover for å feste pakningen 80 til brønnforingen 70. Glidestykkene 110 er plassert mellom midthylsteret 106 og det nedre hylster 108. Hylsterne 106 og 108 har øvre 140 og nedre 144 skråstilte flater som er ført for å passe sammen med de skråstilte flater 142 på glidestykkene 110 og derved skyve glidestykkene 110 mot foringen 100 når hylsteret 104 skyver midthylsteret 106 i retning mot det nedre hylster 108.
Så snart pakningen 80 er satt, kan strengen 82 bevege seg fritt gjennom pakningen. For å oppnå dette, er det øvre hylsteret 104 utformet for å kunne gli forbi klemstykkene 100 når hylsteret 104 utøver trykk på ringen 84. Som en følge av dette utøves ingen radialt innoverrettet kraft mot klemstykkene 100 for å holde disse klemstykker 100 mot rørledningen 102. Klemstykkene 100 vil således løse sit grep om rørledningen 102, og som en følge av dette, vil rørledningen 102 fritt kunne bevege seg i forhold til resten av pakningen 80.
En sylinderformet tetningsutboring 160, er dannet i hylsteret 105. Denne tetningsutboring 160 danner en glatt indre flate for å opprette en tetning sammen med de ringformede tetningsstykker 156 (se også fig. 9) som omslutter rørled-ningen 102. Disse tetningsstykker 156 forbli i tetningsutboringen 160 til enhver tid, slik som når pakningen 80 kjøres nedover, når pakningen 80 settes, samt når pakningen 80 trekkes oppover i borehullet. Tetningsutboringen 160 beskytter således tetningsstykkene 156 til enhver tid. Denne tetningsutboring 160 har en leng-de (for eksempel 51 cm) som er tilstrekkelig til å tillate termisk utvidelse og sam-mentrekning av strengen 82.
Som vist i fig. 10, bringes pakningen 80 i konfigurasjon for uttrekk fra hull ved å kople det nedre hylster 108 fra ekstrahylsteret 105, nemlig en prosess som gjør det mulig for det nedre hylster 108 å gli nedover og hvile på en ringformet utvidelse 111 av huset 105. Som en følge av denne frikopling oppheves de radialt utoverrettede krefter som utøves mot glidestykkene 110 (av midtre 106 og nedre 108 hylster) for å frigjøre glidestykkene 110, og de trykkrefter som er påført ringen 84 fjernes. For å oppnå dette er det nedre hylster 108 koplet til ekstrahylsteret 105 ved hjelp av et klemstykke 146 på hylsteret 105 og som har tenner 151 (av samme art som tennene 101 på stingerenheten 100) som er tilpasset for å passe sammen med tennene 149 (av samme art som tennene 103) på det nedre hylster 108. Tennene 149 utøver skyvekraft radialt innover på tennene 151 og har da en tendens til å drive hylsteret 105 bort fra det nedre hylster 108. En ring 148 som omslutter rørledningen 102 er imidlertid festet (ved hjelp av skruer) til en innerflate på klemstykket 146. Ringen 148 motvirker de radialt innoverrettede krefter, slik at tennene 149 og 151 (samt hylsteret 105 og det nedre hylsteret 108) holdes sammen.
For å løse forbindelsen mellom ekstrahylsteret 105 og det nedre hylster 108 har rørledningen 102 en krage 158 som er påført nær den nedre ende av rørled-ningen 102. Denne krage 158 er konfigurert for å gripe om ringen 148 når enden av rørledningen 102 passerer nær ringen 148. Når en forutbestemt kraft påføres oppover på rørledningen 102, så vil de skruer som fastholder ringen 148 på hylsteret 155 bli avskåret, og som en følge av dette vil kragen 158 trekke ringen 148 bort fra klemstykket 146, en prosess som tillater hylsteret 105 å frigjøres fra det nedre hylsteret 108.
Det skal nå henvises til fig. 11, hvor det er vist at i visse utførelser kan en registreringshus-sammenstilling 400 festes til og plasseres nedhulls for tetningsutboringen 160. Denne registreringshus-sammenstilling 400 rommer nedoverrettede instrumentsonder 410 som for eksempel kan anvendes for å måle trykket på undersiden av den tetning som opprettes av det ettergivende element 84. Sam-menstilingen 400 kan omfatte hult øvre 402, midtre 409 (se fig. 13) og nedre 412 hylster som tillater en rørledning 401 å passere fritt gjennom. Denne rørledning 410 kan i sin tur festes til rørledningen 102.
Det øvre hylster 402 danner en gjengeforbindelse 408 for feste av sam-menstilingen 400 til tetningsutboringen 160 og omfatter fordypninger 406 (se også fig. 12) for å motta de øvre ender av instrumentsondene 410. Fordypningene 406 danner plass for montering av de øvre ender av instrumentsondene på det øvre hylster 402. Det midtre hylster 409 omfatter kanaler 411 som forløper parallelt med aksen for rørledningen 401 og mottar instrumentsondene 410. Det nedre hylster 412 omfatter fordypninger 407 for å motta de nedre ender av instrumentsondene 410 samt for å montere disse nedre ender på det nedre hylster 412.
Pakningen 80 kan anvendes for avtetning av et ringrom i en brønn og som allerede er blitt perforert. Det skal henvises til fig. 14, hvor det er angitt at for å sikre at det påkrevede trykk opprettes i ringrommet for å bryte bristeskiven 124, kan en stempelsugekopp-sammenstilling 300 være koplet inn i prøvestrengen 82 Då undersiden av Dakninaen 80. På denne måte kan i visse utførelser stemoelsu-gekopp-sammenstillingen 300 omfatte ringformede ettergivende stempelsugekop-per 304 (for eksempel den øvre stempelsugekopp 304a og en nedre stempelsugekopp 304b), som omgir en dor 302 som deler en felles sentral passasje med og er plassert på undersiden av tetningsutboringen 160. For det formål å bringe stempelsugekoppene 304 til radial utvidelse, blir fluid sirkulert nedover ringrommet og oppover gjennom den sentral passasje i pakningen 80 (og strengen 82). På denne måte vil fluidstrømningen bringe stempelsugekoppene 304 til å ekspande-res radialt (slik som angitt ved henvisningstallet 304a' for den nedre stempelsugekopp 304a) for derved å avtette ringrommet på oversiden av stempelsugekoppene 304 fra den perforerte brønnforing på undersiden og tillate trykket på oversiden av stempelsugekoppene 304 å bryte bristeplaten 124.
En avstandsmuffe 312 som omslutter doren 302 holder den øvre stempelsugekopp 304a og den nedre stempelsugekopp 304b fra hverandre. Brytepinner 320 som rager radialt ut fra doren 302 på undersiden av stempelsugekoppene 304 for å danne en grense for den nedoverrettede bevegelse av stempelsugekoppene 304 og sikre at muffen 312 dekker radialportene (på doren 302) som ellers vil kunne opprette kommunikasjon mellom ringrommet og sentralpassasjen i doren 302. En tetningsmuffe 310 kan være plassert mellom muffen 312 og doren 302.
Når en pakning 80 skal trekkes ut opphulls, kan det være uønsket at stempelsugekoppene 304 "svabrer" brønnforingen. For å hindre at dette finner sted, kan trykket i ringrommet økes til et forutbestemt nivå for å bringe stempelsugekoppene 304 til å avskjære brytepinnene 302. For å oppnå dette kan en metall-muffe 316 omslutte doren 302 og kan være plassert på undersiden av stempelsu-gekoppen 304b. Når på denne måte trykket i ringrommet overskrider det forutbestemte nivå, så vil stempelsugekoppene 304 bringe muffen 316 til å utøve et tilstrekkelig trykk til å avskjære brytepinnene 320. Så snart dette finner sted vil stempelsugekoppene 304 samt muffene 312 og 310 vandre nedover doren 302 og åpne portene 330, nemlig en tilstand av sammenstillingen 300 som gjør det mulig for fluid i ringrommet å strømme forbi stempelsugekoppene 304.
En alternativ måte å avskjære brytepinnene 320 på er å bevege strengen 82 i retning oppover. På denne måte vil da stempelsugekoppene 304 danne grep på innsiden av foringen og bevirke at muffen 316 avskjærer brytepinnene 310 på grunn av den oppoverrettede vandring av strengen 82.
Blant andre særtrekk ved stempelsugekoppsammenstillingen 300, kan en ringformet utvidelse 308 av doren 302 begrense oppovervandringen av stempelsugekoppene 304. En nedre ringformet utvidelse 324 av sammenstillingen kan da begrense nedovervandringen av stempelsugekoppene 304 etter at brytepinnene 320 er avskåret.
Claims (38)
1. En pakning (80) for bruk innenfor et foringsrør (70) i en undergrunnsbrønn, omfattende et ettergivende element (84) innrettet for avtetning av et ringrom (72) i brønnen når det sammentrykkes og minst ett hylster (104) anordnet for å trykke sammen det ettergivende element (84) som reaksjon på et trykk som utøves av fluid i ringrommet (72) på et stempelhode (119) i hylsteret (104), karakterisert ved at: hylsteret (104) omfatter en portåpning (122) for å opprette fluidkommunikasjon med ringrommet (72); og pakningen (80) omfatter en bristeplate (124) anordnet for å hindre fluid i ringrommet (72) fra å trenge inn i portåpningen (122) og komme i kontakt med stempelhodet (119) før det trykk som utøves av fluidet overskrider en forutbestemt terskelverdi og bryter bristeplaten (124).
2. Pakning (80) som angitt i krav 1, og hvor hylsteret (104) videre er innrettet for å danne et første kammer i kontakt med en første flate på stempelhodet (119) for å motta fluidet, samt et annet kammer i kontakt med en annen flate på stempelhodet (119) og som inneholder en gass for å utøve et lavere trykk enn det trykk som utøves av fluidet i ringrommet (72).
3. Pakning (80) som angitt i krav 2, og hvor gassen har atmosfæretrykk.
4. Pakning (80) som angitt i krav 1, og som videre omfatter: en rørledning (82) som omsluttes av hylsteret (104); og en festeenhet konfigurert for i en første stilling å feste hylsteret (104) til rørledningen (82), samt i en annen stilling å frigjøre hylsteret (104) fra rør-ledningen (82) som reaksjon på det trykk som utøves av fluidet i ringrommet (72).
5. Pakning (80) som angitt i krav 1, og som videre omfatter: en rørledning (82) som omsluttes av det første hylster (104); og et registreringshus (400) koplet til det første hylster (104) og innrettet for å tillate rørledningen (82) å gli gjennom registreringshuset (400).
6. Pakning (80) som angitt i krav 5, og hvor
registreringshuset (400) omfatter instrumentsonder (410); og registreringshuset (400) er koplet til det første hylster (104) for å bringe instrumentsondene (410) til å forbli stillestående når rørledningen (82) beveges.
7. Pakning (80) som angitt i krav 1, og som videre omfatter: en rørledning (82) som er omsluttet av huset; en tetningsutboring (160) koaksialt med og festet til huset; og tetningsstykker anordnet for å danne tetning mellom en innside av tetningsutboringen (160) og en utside av rørledningen (82).
8. Pakning (80) som angitt i krav 7, og hvor tetningsutboringen (160) er anordnet for å beskytte tetningsstykkene mens pakningen (80) kjøres nedhulls.
9. Pakning (80) som angitt i krav 7, og hvor tetningsutboringen (160) er anordnet for å beskytte tetningsstykkene mens pakningen (80) trekkes ut opphulls.
10. Pakning (80) som angitt i krav 7, og hvor tetningsutboringen (160) er anordnet for å beskytte tetningsstykkene permanent.
11. Pakning (80) som angitt i krav 1, og hvor hylsteret (104) har et annet stempelhode (116) innrettet for å reagere på det trykk som utøves av fluidet i ringrommet (72) med å bringe hylsteret (104) til å utøve en ytterligere sammentrykningskraft på det ettergivende element (84) etter at bristeskiven er brutt.
12. Pakning (80) som angitt i krav 1 og som videre omfatter en festeenhet konfigurert for i en første stilling å feste hylsteret (104) til brønnforingen som reaksjon på fluidtrykket i ringrommet (72).
13. Pakning (80) som angitt i krav 12, og hvor festeenheten er konfigurert for i en annen stilling å frigjøre hylsteret (104) fra foringen, idet pakningen (80) videre omfatter: en rørledning (82) som omsluttes av hylsteret (104); og en krage konfigurert til å anbringe festeenheten i den andre stilling som reaksjon på oppoverbevegelse av rørledningen (82) ved en forut bestemt avstand.
14. Pakning (80) som angitt i krav 1, og hvor hylsteret (104) videre omfatter en ventil innrettet for selektivt å tillate fluid i ringrommet (72) til å strømme forbi det ettergivende element (84).
15. Pakning (80) som angitt i krav 14, og hvor ventilen er innrettet for å lukkes som reaksjon på det trykk som utøves av fluidet i ringrommet (72) for å trykke sammen det ettergivende element (84).
16. Pakning (80) som angitt i krav 14, og hvor ventilen er innrettet for å åpnes som reaksjon på at pakningen (80) trekkes ut av brønnen.
17. Pakning (80) som angitt i krav 14, og hvor ventilen er innrettet for å tillate fluid å strømme forbi det ettergivende element (84) når pakningen (80) føres nedhulls.
18. Pakning (80) som angitt i krav 1, og som omfatter en ventil innrettet for å hindre fluidkommunikasjon mellom ringrommet (72) og et parti (122) av brønnen på undersiden av det ettergivende element (84) inntil trykket av fluidet i ringrommet (72) overstiger en annen forutbestemt terskelverdi.
19. Pakning (80) som angitt i krav 18, og hvor ventilen omfatter en annen bristeplate (157) anordnet for å hindre fluidkommunikasjon mellom ringrommet (72) og det parti (122) av brønnen som ligger på undersiden av det ettergivende element (84) inntil trykket av fluidet i ringrommet (72) overskrider nevnte andre forutbestemt terskelverdi, slik at den andre bristeplate (157) brytes og ventilen åpnes.
20. Pakning (80) som angitt i krav 1, og som videre omfatter: et annet hylster (105) anordnet for å påføre en trykkraft på det ettergivende element (84); og en brytepinne innrettet for å kople det andre hylster (105) til det første hylster (104) når trykkraften ligger under en tilnærmet terskelverdi og for avskjæring for å frikople det andre hylster (105) fra det første hylster (104) når trykkraften overskrider den tilnærmede terskelverdi.
21. Pakning (80) som angitt i krav 1, og som videre omfatter minst en ringformet stempelsugekopp (304a, 304b) for å avtette ringrommet (72) på undersiden av det ettergivende element (84) for det formål å opprette et område i ringrommet (72) på oversiden av det ettergivende element (84) for trykksetting av fluidet.
22. Pakning (80) som angitt i krav 21, og som videre omfatter: en brytepinne anordnet for å hindre bevegelse av den minst ene stempelsugekopp (304a, 304b) inntil det trykk som utøves av fluidet i ringrommet (72) overskrider en annen forutbestemt terskelverdi for å frembringe avskjæring av brytepinnen og tillate bevegelse av den minst ene stempelsugekopp (304a, 304b); en rørledning (82) som er omsluttet av den minst ene stempelsugekopp (304a, 304b), hvor rørledningen (82) har en passasje for forbistrømning av en minst ene stempelsugekopp (304a, 304b) og en portåpning (122) for å opprette kommunikasjon mellom ringrommet (72) på oversiden av den minst ene stempelsugekopp (304a, 304b) og passasjen; og en muffe forbundet med den minst ene stempelsugekopp (304a, 304b), hvor muffen er innrettet for å blokkere kommunikasjon gjennom portåpningen (122) inntil den minst ene stempelsugekopp (304a, 304b) beveges.
23. Pakning (80) som angitt i krav 21, og som videre omfatter en annen muffe anordnet for å motta en kraft fra den minst ene stempelsugekopp (304a, 304b) og som angir trykket, samt for å avskjære brytepinnen når trykket overskrider nevnte andre forut fastlagte terskelverdi.
24. Pakning (80) som angitt i krav 21, og som videre omfatter: en rørledning (82); og en annen muffe som omslutter rørledningen (82) og er anordnet for å avskjære brytepinnen som reaksjon på rørledningens (82) bevegelse.
25. Pakning (80) i henhold til krav 1, ytterligere omfattende: inne i en brønn, og som omfatter: en rørledning (82) som er bevegelig i forhold til det ettergivende element (84) etter at det ettergivende element (84) tetter av ringrommet (72), idet det ettergivende element (84) omslutter rørledningen (82).
26. Pakning (80) som angitt i krav 25, og som videre omfatter: en avtetningsutboring (160); og tetninger innrettet for å danne en tetning mellom en innvendig overflate av tetningsutboringen (160) og en utvendig overflate av rørledningen (82).
27. Pakning (80) som angitt i krav 26, hvori tetningen mellom den indre overflaten av tetningsutboringen (160) og den ytre overflaten av rørledningen (82) dannes både når det ettergivende element (84) er presset sammen og når det ikke er presset sammen.
28. Pakning (80) i henhold til krav 25 hvori det ettergivende element (84) og rørledningen (82) er samtidig opphentbare til jordoverflaten etter drift.
29. Pakning (80) som angitt i krav 28, videre omfattende: en tetningsboring (160) som er en del av rørledningen (82); og tetninger tilpasset for å danne en tetning mellom en innvendig overflate av tetningsboringen (160) og en utvendig overflate av rørledningen (82).
30. Pakning (80) i henhold til krav 1, ytterligere omfattende: en rørledning (82) som er stasjonær i forhold til det ettergivende element (84) når det ettergivende element (84) er presset sammen, men som kan beveges i forhold til det ettergivende element (84) når dette ettergivende element (84) ikke er presset sammen, hvori hvor det ettergivende element (84) omslutter rørledningen (82).
31. Pakning (80) som angitt i krav 30, og som videre omfatter: en festeenhet som bibeholder rørledningen (82) stasjonær i forhold til det ettergivende element (84) når dette ettergivende element (84) er presset sammen, men gjør det mulig for rørledningen (82) å beveges i forhold til det ettergivende element (84) når dette ettergivende element (84) ikke er presset sammen.
32. Pakning (80) som angitt i krav 30, hvori hylsteret (105) som omslutter rørledningen (82) og omfatter en tetningsutboring (160), idet pakningen (80) ytterligere omfatter: tetninger tilpasset for å danne en tetning mellom en indre overflate av tetningsutboringen (160) og en ytre overflate av rørledningen (82) både når det ettergivende element (84) er presset sammen og når det ikke er presset sammen.
33. Fremgangsmåte for plassering av en pakning (80) i en underjordisk brønn, med en anordning som angitt i krav 1, idet fremgangsmåten omfatter å tillate at et fluid i ringrommet (72) av brønnen komprimerer et ettergivende element (84) for å tette av ringrommet (72) når det ettergivende element (84) befinner seg i en forutbestemt dybde i brønnen, karakterisert ved: isolering av det ettergivende element (84) fra trykk som påføres fra fluidet i ringrommet (72) inntil det ettergivende element (84) er ved den forutbestemte dybden.
34. Fremgangsmåte som angitt i krav 33, og hvor isoleringsprosessen omfatter: brytning av en bristeplate (124) for å tillate at fluidet i ringrommet (72) trykker sammen det ettergivende element (84) når det trykk som utøves av fluidet overstiger en forut fastlagt terskelverdi.
35. Fremgangsmåte som angitt i krav 33, og hvor den prosess som går ut på å tillate sammentrykning omfatter: hindring av trykket fra å presse sammen det ettergivende element (84) inntil trykket overstiger en forut bestemt terskelverdi; og etter at trykket har oversteget den forutbestemte terskelverdi, å tillate trykket å trykke sammen det ettergivende element (84).
36. Fremgangsmåte som angitt i krav 33, og hvor den prosess som går ut på isolere omfatter: anvende atmosfærisk trykk mot et stempelhode (119) før trykket overstiger en forutbestemt terskelverdi; og tillate trykket fra fluidet i ringrommet (72) å komme i kontakt med stempelhodet (119) for å trykke sammen det ettergivende element (84) etter at fluidtrykket i ringrommet (72) har oversteget den forutbestemte terskelverdi.
37. Fremgangsmåte i henhold til krav 33, ytterligere omfattende: tilveiebringe en rørledning (82) som kan beveges i forhold til det ettergivende element (84) når dette ettergivende element (84) er presset sammen; og samtidig uttrekk av det ettergivende element (84) og rørledningen (82) til jordoverflaten etter drift.
38. Fremgangsmåte (80) i henhold til krav 33, ytterligere omfattende: innsette pakningen (80) i en første posisjon, hvori, i den første posisjonen, har det ettergivende elementet (84) en ytterdiameter som er mindre enn brønnens diameter og en rørledning (82) omgitt av det ettergivende element (84); og forskyvning av pakningen (80) til en andre posisjon for å ekspandere det ettergivende element (84) i direkte respons på hydraulisk trykk som kommuniseres fra overflaten av brønnen, hvori i den andre posisjonen tetter det ettergivende elementet ringrommet (72) i brønnen og rørledningen (82) kan beveges i forhold til det ettergivende element (84).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/295,915 US6186227B1 (en) | 1999-04-21 | 1999-04-21 | Packer |
PCT/US2000/010707 WO2000063520A1 (en) | 1999-04-21 | 2000-04-20 | Packer |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20015097D0 NO20015097D0 (no) | 2001-10-19 |
NO20015097L NO20015097L (no) | 2001-12-19 |
NO326234B1 true NO326234B1 (no) | 2008-10-20 |
Family
ID=23139770
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20015097A NO326234B1 (no) | 1999-04-21 | 2001-10-19 | Bronnpakning samt fremgangsmate for plassering av en pakning i en underjordisk bronn |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US6186227B1 (no) |
AU (1) | AU4476700A (no) |
BR (2) | BR0009774B1 (no) |
CA (1) | CA2367491C (no) |
GB (1) | GB2365471B (no) |
NO (1) | NO326234B1 (no) |
WO (1) | WO2000063520A1 (no) |
Families Citing this family (128)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20020036085A1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US6470965B1 (en) * | 2000-08-28 | 2002-10-29 | Colin Winzer | Device for introducing a high pressure fluid into well head components |
US7322410B2 (en) * | 2001-03-02 | 2008-01-29 | Shell Oil Company | Controllable production well packer |
US6607031B2 (en) * | 2001-05-03 | 2003-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Screened boot basket/filter |
US6942039B2 (en) * | 2002-04-08 | 2005-09-13 | Team Oil Tools, Llc | Flapper valve and associated method for single trip retrieval of packer tools |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
CA2517978C (en) * | 2003-03-05 | 2009-07-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with casing latch |
CA2421348A1 (en) * | 2003-03-07 | 2004-09-07 | L. Murray Dallas | Apparatus for controlling a tool having a mandrel that must be stroked into or out of a well |
US7228914B2 (en) * | 2003-11-03 | 2007-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Interventionless reservoir control systems |
US7562712B2 (en) * | 2004-04-16 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Setting tool for hydraulically actuated devices |
US7392851B2 (en) * | 2004-11-04 | 2008-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Inflatable packer assembly |
US20100170682A1 (en) | 2009-01-02 | 2010-07-08 | Brennan Iii William E | Inflatable packer assembly |
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 |
US8286713B2 (en) * | 2005-05-18 | 2012-10-16 | Argus Subsea, Inc. | Oil and gas well completion system and method of installation |
US7387157B2 (en) * | 2005-09-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic inflatable sealing device |
US7510015B2 (en) * | 2006-02-23 | 2009-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Packers and methods of use |
US7938189B2 (en) * | 2006-03-03 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure protection for a control chamber of a well tool |
US20070215348A1 (en) * | 2006-03-20 | 2007-09-20 | Pierre-Yves Corre | System and method for obtaining formation fluid samples for analysis |
US8336615B2 (en) * | 2006-06-02 | 2012-12-25 | Bj Tool Services Ltd. | Low pressure-set packer |
US9322240B2 (en) * | 2006-06-16 | 2016-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Inflatable packer with a reinforced sealing cover |
US7909096B2 (en) * | 2007-03-02 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
US8881836B2 (en) * | 2007-09-01 | 2014-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packing element booster |
US7753128B2 (en) * | 2007-11-21 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for well production |
US7836961B2 (en) * | 2008-03-05 | 2010-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated hydraulic setting and hydrostatic setting mechanism |
US20090229832A1 (en) * | 2008-03-11 | 2009-09-17 | Baker Hughes Incorporated | Pressure Compensator for Hydrostatically-Actuated Packers |
US7661480B2 (en) * | 2008-04-02 | 2010-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc |
US8322450B2 (en) * | 2008-05-29 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore packer |
US8028756B2 (en) * | 2008-06-06 | 2011-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method for curing an inflatable packer |
US7699124B2 (en) * | 2008-06-06 | 2010-04-20 | Schlumberger Technology Corporation | Single packer system for use in a wellbore |
US7874356B2 (en) * | 2008-06-13 | 2011-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Single packer system for collecting fluid in a wellbore |
US7913770B2 (en) * | 2008-06-30 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Controlled pressure equalization of atmospheric chambers |
US8091634B2 (en) * | 2008-11-20 | 2012-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Single packer structure with sensors |
US8113293B2 (en) * | 2008-11-20 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Single packer structure for use in a wellbore |
US8575273B2 (en) | 2008-11-26 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Coupling agents and compositions produced using them |
US7992638B2 (en) * | 2009-01-15 | 2011-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole disconnect mechanism |
CA2759799A1 (en) | 2009-04-24 | 2010-10-28 | Completion Technology Ltd. | New and improved blapper valve tools and related methods |
CA2769479C (en) * | 2009-07-28 | 2014-09-02 | Wellbore Energy Solutions, Llc | Wellbore cleanout tool |
US8505623B2 (en) * | 2009-08-11 | 2013-08-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retrievable bridge plug |
US8336181B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber reinforced packer |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
CA2843619C (en) * | 2010-02-18 | 2018-05-15 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US9322248B2 (en) * | 2010-12-17 | 2016-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection |
EP2661535B1 (en) * | 2011-01-07 | 2017-06-14 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Test packer and method for use |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
US8555960B2 (en) | 2011-07-29 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
CA2833992C (en) * | 2011-11-08 | 2015-06-30 | Imperial Oil Resources Limited | Method of controlling a failed well with a ported packer |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
US8881802B2 (en) | 2011-11-30 | 2014-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Debris barrier for packer setting sleeve |
US9010414B2 (en) | 2011-11-30 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Differential pressure control device for packer tieback extension or polished bore receptacle |
US9403962B2 (en) | 2011-12-22 | 2016-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | Elastomer compositions with silane functionalized silica as reinforcing fillers |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
CA2798343C (en) | 2012-03-23 | 2017-02-28 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
WO2013159007A1 (en) * | 2012-04-20 | 2013-10-24 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Systems and methods for injection and production from a single wellbore |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
BR112014032482A2 (pt) * | 2012-06-29 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services Inc | conjunto de isolamento |
US9062506B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature outside actuation chambers for multiple pistons |
US9068414B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature and a single lock for multiple pistons |
US9068413B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature and pressure balanced pistons |
US9359865B2 (en) | 2012-10-15 | 2016-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions |
US9447649B2 (en) * | 2013-06-06 | 2016-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Packer setting mechanism |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US9816350B2 (en) | 2014-05-05 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Delayed opening pressure actuated ported sub for subterranean use |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US10119351B2 (en) * | 2015-04-16 | 2018-11-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Perforator with a mechanical diversion tool and related methods |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
US20170130569A1 (en) * | 2015-11-10 | 2017-05-11 | Michael Sequino | System for forming a horizontal well for environmental remediation and method of operation |
NO341190B1 (en) * | 2015-12-11 | 2017-09-04 | Archer Oiltools As | Drill pipe string conveyed pressure integrity test tool and method for testing the pressure integrity of a casing |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
US10344556B2 (en) | 2016-07-12 | 2019-07-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Annulus isolation in drilling/milling operations |
CN106522918B (zh) * | 2016-10-31 | 2020-04-10 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 可实现直推压井的测试作业管柱及其地层测试方法 |
US11037040B2 (en) | 2017-12-21 | 2021-06-15 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Straddle packer with fluid pressure packer set and velocity bypass for proppant-laden fracturing fluids |
US10982503B2 (en) | 2017-12-21 | 2021-04-20 | Exacta-Frac Energy Services. Inc. | Modular pressure cylinder for a downhole tool |
US10815985B2 (en) | 2017-12-26 | 2020-10-27 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Modular subsurface lift engine |
US11041374B2 (en) | 2018-03-26 | 2021-06-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Beam pump gas mitigation system |
US11719068B2 (en) | 2018-03-30 | 2023-08-08 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Straddle packer with fluid pressure packer set and velocity bypass for propant-laden fracturing fluids |
US10822897B2 (en) | 2018-05-16 | 2020-11-03 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Modular force multiplier for downhole tools |
US10641053B2 (en) | 2018-06-11 | 2020-05-05 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Modular force multiplier for downhole tools |
US10995581B2 (en) * | 2018-07-26 | 2021-05-04 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Self-cleaning packer system |
CA3121135C (en) | 2018-11-27 | 2023-08-29 | Baker Hughes Holdings Llc | Downhole sand screen with automatic flushing system |
US10975656B2 (en) | 2019-02-11 | 2021-04-13 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Straddle packer with fluid pressure packer set and automatic stay-set |
WO2020232036A1 (en) | 2019-05-13 | 2020-11-19 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole pumping system with velocity tube and multiphase diverter |
US11643916B2 (en) | 2019-05-30 | 2023-05-09 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole pumping system with cyclonic solids separator |
US11098543B2 (en) | 2019-08-12 | 2021-08-24 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | Hydraulic pressure converter with modular force multiplier for downhole tools |
CN110529068B (zh) * | 2019-08-14 | 2024-08-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下非金属管专用封隔器 |
CN111364933B (zh) * | 2020-01-11 | 2024-01-30 | 中国石油化工集团有限公司 | 一种防砂承托装置 |
CN111997564B (zh) * | 2020-08-04 | 2022-07-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种游动底堵及泵封一体找堵水管柱 |
GB2598653B (en) | 2021-04-13 | 2022-10-26 | Metrol Tech Ltd | Retrievable packer apparatus |
US20230228172A1 (en) * | 2022-01-18 | 2023-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for positioning a multilateral junction without the need for a deflector assembly |
US12123281B2 (en) | 2022-03-18 | 2024-10-22 | Torsch Inc. | Barrier member |
Family Cites Families (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3109490A (en) | 1961-01-17 | 1963-11-05 | Baker Oil Tools Inc | Slidable latching seal assembly |
US3716101A (en) * | 1971-10-28 | 1973-02-13 | Camco Inc | Heat actuated well packer |
US4040485A (en) | 1974-10-23 | 1977-08-09 | Vann Tool Company, Inc. | Method of simultaneously setting a packer device and actuating a vent assembly |
US4018274A (en) | 1975-09-10 | 1977-04-19 | Brown Oil Tools, Inc. | Well packer |
US4187906A (en) | 1978-05-08 | 1980-02-12 | Baker International Corporation | Well bore apparatus with annulus pressure releasable tubing seal unit |
US4216827A (en) * | 1978-05-18 | 1980-08-12 | Crowe Talmadge L | Fluid pressure set and released well packer apparatus |
US4289202A (en) | 1979-08-20 | 1981-09-15 | Otis Engineering Corporation | Well tubing coupling apparatus |
US4307781A (en) * | 1980-01-04 | 1981-12-29 | Baker International Corporation | Constantly energized no-load tension packer |
US4655292A (en) | 1986-07-16 | 1987-04-07 | Baker Oil Tools, Inc. | Steam injection packer actuator and method |
US4951746A (en) | 1989-04-13 | 1990-08-28 | Otis Engineering Corporation | Latching seal unit |
US4934460A (en) | 1989-04-28 | 1990-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Pressure compensating apparatus and method for chemical treatment of subterranean well bores |
US4971365A (en) | 1989-10-03 | 1990-11-20 | Halliburton Company | Hydraulic safety joint |
US5086844A (en) | 1989-10-10 | 1992-02-11 | Union Oil Company Of California | Hydraulic release oil tool |
US5170844A (en) * | 1991-09-11 | 1992-12-15 | Halliburton Logging Services, Inc. | Pressure responsive below-packer valve apparatus |
GB2263118B (en) * | 1991-12-02 | 1995-06-14 | Schlumberger Ltd | Drill stem testing method and apparatus |
US5197542A (en) | 1992-03-31 | 1993-03-30 | Davis-Lynch, Inc. | Well packer |
US5320176A (en) | 1992-05-06 | 1994-06-14 | Baker Hughes Incorporated | Well fluid loss plug assembly and method |
US5197547A (en) * | 1992-05-18 | 1993-03-30 | Morgan Allen B | Wireline set packer tool arrangement |
US5320183A (en) * | 1992-10-16 | 1994-06-14 | Schlumberger Technology Corporation | Locking apparatus for locking a packer setting apparatus and preventing the packer from setting until a predetermined annulus pressure is produced |
US5341883A (en) * | 1993-01-14 | 1994-08-30 | Halliburton Company | Pressure test and bypass valve with rupture disc |
US5400855A (en) * | 1993-01-27 | 1995-03-28 | Halliburton Company | Casing inflation packer |
US5348092A (en) * | 1993-03-26 | 1994-09-20 | Atlantic Richfield Company | Gravel pack assembly with tubing seal |
US5564502A (en) * | 1994-07-12 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Well completion system with flapper control valve |
US5611401A (en) | 1995-07-11 | 1997-03-18 | Baker Hughes Incorporated | One-trip conveying method for packer/plug and perforating gun |
US5743335A (en) * | 1995-09-27 | 1998-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Well completion system and method |
US5727632A (en) | 1996-03-25 | 1998-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Top release retrievable bridge plug or packer and method of releasing and retrieving |
US5893413A (en) | 1996-07-16 | 1999-04-13 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatic tool with electrically operated setting mechanism |
US5775428A (en) * | 1996-11-20 | 1998-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Whipstock-setting apparatus |
US5921318A (en) * | 1997-04-21 | 1999-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for treating multiple production zones |
-
1999
- 1999-04-21 US US09/295,915 patent/US6186227B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-04-20 BR BRPI0009774-8A patent/BR0009774B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-04-20 CA CA002367491A patent/CA2367491C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-04-20 BR BRPI0017494-7A patent/BR0017494B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-04-20 AU AU44767/00A patent/AU4476700A/en not_active Abandoned
- 2000-04-20 GB GB0123834A patent/GB2365471B/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-20 WO PCT/US2000/010707 patent/WO2000063520A1/en active Application Filing
- 2000-12-21 US US09/746,531 patent/US6315050B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-02-09 US US09/745,973 patent/US6564876B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-10-19 NO NO20015097A patent/NO326234B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR0017494B1 (pt) | 2012-10-16 |
CA2367491A1 (en) | 2000-10-26 |
US20010015277A1 (en) | 2001-08-23 |
US6186227B1 (en) | 2001-02-13 |
BR0009774A (pt) | 2002-03-05 |
CA2367491C (en) | 2007-06-12 |
GB0123834D0 (en) | 2001-11-28 |
GB2365471B (en) | 2003-07-23 |
AU4476700A (en) | 2000-11-02 |
NO20015097L (no) | 2001-12-19 |
US20010002621A1 (en) | 2001-06-07 |
WO2000063520A1 (en) | 2000-10-26 |
US6315050B2 (en) | 2001-11-13 |
US6564876B2 (en) | 2003-05-20 |
GB2365471A (en) | 2002-02-20 |
BR0009774B1 (pt) | 2011-08-23 |
NO20015097D0 (no) | 2001-10-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO326234B1 (no) | Bronnpakning samt fremgangsmate for plassering av en pakning i en underjordisk bronn | |
NO344090B1 (no) | Gjenopprettbar borehullsbeskytter for åpnet vann | |
NO334416B1 (no) | Anordning og framgangsmåte for trykktesting av en undervanns brønnhodemontasje | |
US4917187A (en) | Method and apparatus for hydraulically firing a perforating gun below a set packer | |
NO337389B1 (no) | System og fremgangsmåte for å etablere en brønnforbindelse | |
NO336872B1 (no) | Setteverktøy og låsehylse-enhet for undervanns-brønnhode | |
NO335305B1 (no) | Undergrunnsbrønnettersynsstreng, brønnpakning og fremgangsmåte for å fastsette en undergrunnsbrønnpakning. | |
NO334119B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for automatisk verktøyfrigjøring | |
RU2516708C2 (ru) | Скважинный клапан-отсекатель | |
NO338674B1 (no) | Anordning og framgangsmåte for uttrekking av en plugg i en kanal i en brønnhodesammenstilling på havbunnen og framgangsmåte for komplettering av havbunnsbrønn. | |
NO341800B1 (no) | Prøvetakingsanordning for enkeltfase fluid og fremgangsmåte for anvendelse av denne | |
NO336122B1 (no) | Fremgangsmåte for installering av en neddykkbar pumpesammenstilling i en brønn | |
NO340801B1 (no) | Undersjøisk brønnhodemontasje og framgangsmåte for installering av en produksjonsrørhenger | |
NO341884B1 (no) | Våttilpasset brønnforbindelse | |
US4688634A (en) | Running and setting tool for well packers | |
NO338517B1 (no) | Ringventil for brønnrør | |
NO133155B (no) | ||
NO335732B1 (no) | Produksjonsrørhenger med ringrompassasje med hydraulisk aktuert pluggventil | |
US20240125193A1 (en) | A hanger running tool and a method for installing a hanger in a well | |
NO20121184A1 (no) | Oppbevaringsrordel | |
NO20120583A1 (no) | Bekreftelsessystem for roropphengsetting | |
NO20121389A1 (no) | Ventiltre med pluggverktøy | |
NO164798B (no) | Utligningsventil- og stoetdemper- anordning. | |
NO801456L (no) | Bypass-ventil for en oljebroenn-proevestreng | |
NO20110072A1 (no) | Fluiddrevet adapter for mineralekstraksjonsutstyr |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |