NO328248B1 - Rorformet utbedringselement og fremgangsmate ved bruk av samme - Google Patents
Rorformet utbedringselement og fremgangsmate ved bruk av samme Download PDFInfo
- Publication number
- NO328248B1 NO328248B1 NO20011854A NO20011854A NO328248B1 NO 328248 B1 NO328248 B1 NO 328248B1 NO 20011854 A NO20011854 A NO 20011854A NO 20011854 A NO20011854 A NO 20011854A NO 328248 B1 NO328248 B1 NO 328248B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- expandable
- repair
- outer sleeve
- tubular
- pipe
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 238000003466 welding Methods 0.000 claims description 11
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 25
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001104 4140 steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000869 4145 steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002449 FKM Polymers 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 229910001297 Zn alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/08—Casing joints
-
- 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
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/10—Reconditioning of well casings, e.g. straightening
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/105—Expanding tools specially adapted therefor
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/106—Couplings or joints therefor
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
- E21B47/095—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes by detecting an acoustic anomalies, e.g. using mud-pressure pulses
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Prostheses (AREA)
- Sheet Holders (AREA)
Description
RØRFORMET UTBEDRINGSELEMENT OG FRAMGANGSMÅTE VED BRUK AV SAMME
Denne oppfinnelse retter seg mot systemer for å lappe et hull eller en lekkasje i et rørelement i et borehull; mot fremgangsmåter for bruk av slike systemer; mot et rørformet utbedringselement; og i ett spesielt tilfelle mot et slikt system og fremgangsmåter for bruk av dette, hvor det kan føres inn gjennom en innsnevring med relativt liten diameter som noen rørtyper oppviser, og deretter inn i et element med større diameter, hvilket har et område som skal tettes.
Olje- og gassbrønner blir vanligvis komplettert ved at det først sementeres foringsrør i hullet. Av og til utvikler det seg en lekkasje på et eller annet punkt i foringsrøret og tillater tap av brønnfluider til en porøs sone med lavt trykk bakom foringsrøret, eller tillater et uønsket fluid, slik.som vann, å trenge inn i brønnen.
Det er av og til nødvendig å lappe et hull eller annen defekt i et rør i en oljebrønn, slik som foringsrør eller produk-sjonsrør, ved å ekspandere et strekkbart foringselement til tettet inngrep med rørets innervegg.
En viktig bruk av foringselementer i brønner er for å unngå behovet for å sette en hel streng av mindre foringsrør i en brønn som allerede har en større streng av foringsrør. Den vanligste bruken er kanskje i bunnen av brønnen hvor det ek-sisterende foringsrør.ikke strekker seg til bunnen av brøn-nen. I denne bruk blir et kort forlengningsrør ført ned gjennom foringsrøret og ned i bunnen av brønnen hvor det oppret-tes en tetning mellom forlengningsrøret og foringsrøret for å tilveiebringe en metallisk foring i brønnen i det vesentlige til dennes fulle dybde. I slike tilfeller blir en tetning mellom forlengningsrøret og foringsrøret vanligvis tilveiebrakt ved hjelp av portlandsement som pumpes inn bak forleng-ningsrøret for å fylle mellomrommet mellom forlengningsrøret og foringsrøret. Slike tetninger er sjelden perfekte. Som et resultat av dette vil det vanligvis oppstå lekkasje dersom trykket av fluider fra de formasjoner som brønnen gjennom-trenger, påføres utsiden av forlengningsrøret og foringsrø-ret. Forlengningsrøret er kanskje ikke så tykt eller sterkt som foringsrøret. Når det påføres trykk på utsiden av for-lengningsrøret og foringsrøret, blir forlengningsrøret trykket mer sammen enn foringsrøret, og det dannes en sprekk mellom dem, selv om det ikke fantes noen fra før. Så snart det dannes en åpning for inntrengning av fluider mellom forings-røret og forlengningsrøret, er trykkene inne i og på utsiden av foringsrøret tilbøyelig til å utlignes, hvorved foringsrø-ret tillates å vende tilbake til sin ubelastede tilstand. Dette utvider åpningen mellom foringsrøret og forlengningsrø-ret ytterligere. Siden jo videre åpningen er, desto mer foringsrørbelastning avlastes, og siden jo mer denne belast- ' ning
avlastes, desto videre blir åpningen, er det innlysende at en lekkasje mellom foringsrøret og forlengningsrøret neppe kan unngås, selv om det er tilveiebrakt en lang overlapping mellom foringsrør og forlengningsrør.
Dette problem er særlig akutt dersom det er ønskelig å plassere en stålforing eller utbedringsstålhylse over et delt foringsrør eller en sprekk eller hull i foringsrøret. I dette tilfelle er det vanskelig å anbringe port1andseraent mellom foringsrøret og foringen og holde sementen på plass til den størkner. Dessuten forårsaker påføring av trykk på utsiden av foringen'raskt lekkasje på den måte som nettopp er beskrevet.
Rør slik som foringsrør eller produksjonsrør for oljebrønner kan ha variasjoner i innerveggen som reduserer eller forstør-rer rørets innvendige diameter. Hvis det finnes slike variasjoner i et rørområde som opptar en foring, er det ønskelig å ekspandere foringen for å tilpasse den til slike variasjoner for å tilveiebringe en effektiv tetning mellom foringen og røret. En vanskelighet man støter på ved bruk av ekspande-ringsverktøyer for foringer i foringsrør eller produksjons-rør, er å fjerne verktøyet etter at verktøyet er drevet gjennom foringen. Hvis det finnes innsnevringer i rørets diameter i eller ovenfor det område som dekkes av den ekspanderte foring, er det større sannsynlighet for at verktøyet kan henge seg opp i innsnevringen og muligens til og med skade foringen idet det trekkes igjennom.
Ulike innretninger er blitt konstruert for å sette foringer for å lappe foringsrør, produksjonsrør eller oljebrønnrør. Amerikansk patent 3,191,677 beskriver setteapparat for foringer, hvilket har en ekspanderingskule som drives gjennom foringen med et eksplosivt slagrør. Amerikansk patent 3,489,220 beskriver en fremgangsmåte og et apparat for set-ting av en strekkbar foring som har en tilbakebøyning over et hull i røret, fjerning av en tilbakebøyning fra foringen for å forstørre dennes diameter til litt mindre enn rørets innvendige diameter, og ekspandering av foringen slik at den sitter stramt i røret.
Amerikansk patent 3,785,193 beskriver et verktøy for ekspandering av en foring slik at den sitter tett inntil innerveggen av et rør, slik som en oljebrønns foringsrør eller pro-duksjonsrør, til tross for variasjoner i rørets innvendige diameter. Verktøyet ifølge denne oppfinnelse innbefatter en spindel som er tilpasset for å drives gjennom foringen etter at foringen er anbrakt over hullet eller annen defekt i røret. En spennhylse som har fleksible fingre som rager ut fra denne, er montert på spindelen, og fjærende monterte pin-ner strekker seg fra spindelen for å tvinge fingrene utover og inn i ettergivende inngrep med foringen,' slik at foringen blir ekspandert til å føye seg etter rørets innervegg. Spennhylsen kan være montert for glidbar bevegelse med hensyn til pinnene som strekker seg ut til siden, slik at de fleksible fingrer kan beveges innover idet vérktøyet føres ned i eller fjernes fra røret,, hvilket hindrer fingrene fra å skade foringen eller ellers henge seg opp i foringen eller røret.
En fremgangsmåte ifølge eldre teknikk for å reparere lekka-sjer i foringsrør, innbefatter anbringelse av en stålforing i brønnen, deretter å ekspandere den mot innsiden av foringsrø-ret . Foringen er korrugert i lengderetningen for å redusere dens diameter, slik at den lett vil passere gjennom forings-røret. Et tynt belegg av epoksyresin eller annet semente-ringsmateriale og en glasslerretmatte påføres utsiden av foringen før denne føres inn i brønnen. Den korrugerte foring settes i brønnen idet den er festet til en produksjons-rørstreng, deretter ekspanderes den mot foringsrøret ved at en ekspanderingsinnretning trekkes gjennom foringen idet den øvre ende av foringen ligger an mot produksjonsrørets nedre ende. Ekspanderingsinnretningen beveges gjennom foringen med en hydraulisk pumpe drevet av fluid som tilføres gjennom pro-duksjonsrøret. Denne fremgangsmåte for.å plassere foringen byr av og til på problemer som bidrar vesentlig til kostna-dene ved operasjonen. Ett problem er at produksjons-rørstrengen må trekkes opp og settes i brønnen to ganger, én gang for å feste hylsen og setteverktøyet og én gang for å fjerne setteverktøyet. Et annet problem er at svake seksjoner i produksjonsrøret av og til svikter under kraften fra det hydrauliske trykk som benyttes for å drive ekspanderingsinnretningen.
Amerikansk patent 3,167,122 beskriver en fremgangsmåte og et apparat for å ekspandere en stålforing i et foringsrør ved bruk av kabelutstyr etter at produksjonsrøret er fjernet fra brønnen, hvilket reduserer den tid som er nødvendig for å plassere foringen, og eliminerer faren for å sprenge røret med hydraulisk trykk. Den korrugerte foring bæres av en stang festet til vaieren eller kabelen.idet stangen passerer gjennom lengdeaksen til foringen og ekspanderingsinnretningen festet til stangen nedenfor foringen. En eksplosiv ladning inne i foringen detoneres når foringen befinner seg overfor lekkasjen i foringsrøret, for å ekspandere foringen mot foringsrøret med tilstrekkelig kraft til å forankre foringen, slik at ekspanderingsinnretningen kan trekkes igjennom for å fullføre ekspanderingen av foringen.
Mange rørformede utbedringselementer ifølge eldre teknikk er omtrent 6 meter lange og omfatter to 3 meters utbedringsrør som er sveist sammen på fabrikken med varmebehandlede sveiser av høy kvalitet. For å fremstille et rørformet utbedringselement som er lengre enn dette, blir ofte mange stykker sveist sammen på en rigg. Slik sveising kan ofte medføre en fare for sikkerheten. Forsendelse av relativt lengre rørformede utbedringselementer fra fabrikken og til et riggsted er vanligvis heller ikke praktisk eller økonomisk.
WO 98/21444 beskriver et rørformet utbedringselement som omfatter et nedre element som er ført inn i et øvre element og holdes på plass ved friksjonspasning, heftsveising, klebe-materiale, i det minste én festeinnretning, eller ved at det øvre element krympes inn på det nedre element.
Det har lenge vært behov for et foringsrørutbedringssystem som er rasjonelt og effektivt, og for et rørformet utbedringselement som består av flere elementer, og som kan frem-stilles på et riggsted uten noen sveising eller ved bare heftsveising. Det har lenge vært behov for et slikt rørfor-met, ekspanderende utbedringssystem som kan føres inn gjennom en innsnevring, rør, eller rørstreng med mindre diameter og inn i rør, f.eks. foringsrør, med større diameter, som har en lekkasje eller et hull som skal repareres.
Ifølge den herværende oppfinnelse er det tilveiebrakt et rør-formet utbedringselement for borehull, for å lappe et hull i et borehull, hvor det rørformede utbedringselement omfatter: et ekspanderbart øvre element som har et hult rørformet legeme, og en øvre ende og en nedre ende; og
et ekspanderbart nedre element som har et hult rørformet legeme og en øvre ende og en nedre ende;
karakterisert ved en ekspanderbar ytre hylse, i hvilken det er festet et parti av den nedre ende av det ekspanderbare øvre element og et parti av den øvre ende av det ekspanderbare nedre element.
Ytterligere trekk ved foretrukne utførelser av oppfinnelsen er angitt i patentkrav 2 til 14.
For bedre forståelse av den herværende oppfinnelse og for å vise hvordan samme kan gjennomføres, vil det nå som eksempel bli vist til de medfølgende tegninger hvor: Fig. IA er et sideriss i tverrsnitt av et utbedringselement ifølge den herværende oppfinnelse; Fig. IB, 1C og ID viser deler av utbedringselementet på fig. IA; Fig. 1E, 1F og 1G er enderiss av delene på henholdsvis fig. IB, 1C og ID; Fig. 1H viser et utbedringselement før ekspandering; Fig. 2A - 2C er planriss i tverrsnitt av partier av utbed-ringsforinger ifølge den herværende oppfinnelse, sett oven-fra; Fig. 3A - 3C er sideriss, i tverrsnitt, av et utbedringssystem som skal brukes sammen med den herværende oppfinnelse; og Fig. 4A - 4E, 5A, 5B og 6 er forstørrede oppriss av deler av systemet på fig. 3A. Fig. IA - 1G viser et rørformet utbedringselement 2 ifølge den herværende oppfinnelse ekspandert og installert i et foringsrør 4 i et borehull i jorden. Et slik utbedringselement kan brukes innenfor anvendelser både med gjennomgående rør og ikke-gjennomgående rør.
Utbedringselementet 2 har et øvre parti 6, til hvilket det er festet en ytre hylse 8, f.eks. ved sveising, presspasning, liming og/eller varmeutvidelse/krymping av delene. Et nedre parti 10 opptatt inne i den ytre hylse 8 har en øvre ende som ligger an mot en nedre ende av det øvre parti 6. Disse ender kan valgfritt være limt sammen. Alternativt kan endene av de øvre og nedre partier være plassert med avstand imellom
innenfor den ytre hylse.
Utbedringsforingen er påført foringsrøret ved innføring i dette etterfulgt av ekspandering.
Fig. IB - 1G viser deler av utbedringselementet 2 i en ekspandert utforming. Før ekspansjon kan utbedringselementets deler ha et korrugert tverrsnitt. Dette er vist på fig. 1H hvor det korrugerte utbedringselementsparti 6 er vist inne i foringsrøret 4 før ekspansjon.
Fig. 2A - 2C viser utførelser av tverrsnittsoppriss for utbedringselementdelene. En utbedringsforings øvre eller nedre parti 12 vist på fig. 2A har 8 korruger.inger, hver med en vinkel på omtrent 30° og med en vinkel på omtrent 75° i forhold til hverandre. Et utbedringsforingsparti 14 vist på fig. 2B har 10 korrugeringer, hver med en vinkel.på omtrent 39°, og med en vinkel på omtrent 75° i forhold til hverandre. En utbedringsforings øvre eller nedre parti 16 vist på fig. 2C har 10 korrugeringer, hver med en vinkel på omtrent 20° og med en vinkel på omtrent 55° i forhold til hverandre. I andre tilfeller kan utbedringselementdelene ha tverrsnitt som hvilke som helst egnede kjente utbedringselementer ifølge eldre teknikk.
Komponentene i utbedringselementet 2 (og i hvilket som helst utbedringselement eller utbedringselementdel som er beskrevet i dette skrift) kan være laget av metall, stål, rustfritt stål (innbefattet, men ikke begrenset til, 825 incolloy), bløtt stål (innbefattet, men ikke begrenset til, 1011 bløtt stål), sink, sinklegeringer, aluminium, aluminiumlegeringer, jern, kopper og/eller kopperlegeringer. Hvilken som helst ytre flate eller alle de ytre flater på utbedringselementet 2 kan være omviklet med glassfiber.
I ett spesielt tilfelie er det øvre parti 6 sveist til den ytre hylse 8. Slik sveising kan utføres på et sted fjernt fra en rigg. Det nedre parti 10 er presset inn i den ytre hylse 8 uten sveising og holdes på plass i denne ved friksjonspasning. Presspasningen opprettés på riggen. Således tilveie-bringes et utbedringselement på et riggsted uten behov for sveising på riggstedet. I andre utførelser blir den ytre hylse sveist fast til det øvre parti på riggstedet, og/eller det nedre parti blir sveist til den ytre hylse på riggstedet.
Delene i utbedringselementet 2 er beskrevet som øvre parti og nedre parti, men det er innenfor denne oppfinnelses ramme å
snu utbedringselementet opp ned ved bruk; å bytte om øvre og nedre parti, og/eller innledningsvis å feste den ytre hylse til det nedre parti.
I visse spesielle tilfeller er øvre og nedre del av utbedringselementet 2 laget av typiske borehullsrør i lengder på 3 m. I ett tilfelle er det øvre parti 6 og det nedre parti 10 hver omtrent 9 m lange, bestående av tre 3 m lange rør som er sveist og/eller skrudd sammen; i andre tilfeller er de 12 m lange, laget av fire slike 3 m rør. I ett tilfelle er omtrent 2,5 til 12,5 cm av det øvre parti sveist fast til hylsen, og i ett spesielt tilfelle er dette omtrent 7,5 cm. I ett tilfelle er omtrent 25 til omtrent 75 cm av det nedre parti stukket inn i hylsen, og i ett spesielt tilfelle er dette omtrent 45 cm. I andre tilfeller, innbefattet, men ikke begrenset til, ved anvendelse av gjennomgående rør, kan stør-relsen på overlappingen hylse/nedre parti være i området mellom omtrent 90 cm og omtrent 2,10 m, og i ett spesielt tilfelle er den omtrent 1,5 m. Utbedringselementets 2 deler kan ha hvilken som helst egnet veggtykkelse. I ett spesielt tilfelle har hylsen en veggtykkelse på omtrent 0,10 cm og er 6,6 m lang, og det øvre og det nedre parti har en veggtykkelse på omtrent 0,32 cm og er omtrent 1,5 eller omtrent 3 m lange. Fig. 3A viser et system 110 for ekspandering av en utbedringsforing P, som beskrevet ovenfor, i et foret borehull (ikke vist) før bevegelse av systemet 110 gjennom utbedringsforingen P. Fig. 3B viser systemet 110 med spennhylsefingrer 152 og 192 som er beveget og holdes utover. Fig. 3C viser konusen lii etter at den har begynt sin inntrengning i utbedringsforingen
P.-
Fig. 4A viser deler av systemet 110 for ekspandering av utbedringsforingen ifølge den herværende oppfinnelse, som vist på fig. 3A. Systemet 110 har en konus 111 som innledningsvis er plassert i en hylse 112 som selv er festet med tre skjærepinner 113 (to er vist) til et stempelhus 122. Konusen 111 har en aksel 114 som er i gjenget inngrep i en utsparing 123 i stempelhuset 122. En skulder 115 på konusen 111 ligger innledningsvis an på en skulder 116 på hylsen 112. En øvre ende 117 av hylsen 112 er dimensjonert, anbrakt og utformet for å ligge an mot en nedre ende L av en utbedringsforing P (vist delvis på fig. 3A og 4A), slik at et avsmalnet endeparti 118 av konusen 111 innledningsvis enten berører eller ligger nær opptil den nedre ende L av utbedringsforingen P. Innledningsvis hindrer hylsen 112 konusen 111 fra å trenge inn i utbedringsforingen P.
En nedre ende 124 av stempelhuset 122 er gjengekoplet til et øvre fjærsete 140. Et øvre stempel 120 er bevegelig anordnet i en innvendig stempelkanal 125 i stempelhuset 122. En nedre ende av en koplingsstang 119 er via gjenger forbundet med en øvre utsparing 126 i det øvre stempel 120. En øvre ende (ikke vist) av koplingsstangen 119 er forbundet med en hul for-lengelsesstang (ikke vist). Koplingsstangen 119 kan beveges i den innvendige stempelkanal 125 og gjennom en innvendig kanal 121 i konusen 111.
I påfølgende operasjoner blir fluid i den innvendige stempelkanal 125 presset ut via to avlastningsporter 127 gjennom stemplehuset 122. Fluid (f.eks. arbeidsfluid som av en over-flatepumpeenhet pumpes fra overflaten gjennom en streng forbundet med koplingsstangen 119) under trykk (f.eks. vann, slam, borevæske, hydraulikkvæske) strømmer gjennom strengen (f.eks. rørstreng, kveilrørsstreng osv.) gjennom en innvendig kanal 128 i koplingsstangen 119, ut gjennom to porter 129 og inn i et avtettet rom nedenfor det øvre stempel 120 i den innvendige stempelkanal 125. ■
En O-ringtetning 130 tetter grensesjiktet mellom koplingsstangen 119 og stempelhuset 122. En T-tetning 131 (laget f.eks. av elastomer- eller gummimateriale, f.eks. Viton-materiale som finnes i handelen) tetter grensesjiktet mellom øvre stempel 120 og stempelhuset 122. En T-tetning 132 tetter grensesjiktet mellom det øvre fjærsete 140 og stempelstangen 134. En O-ringtetning 133 tetter grensesjiktet mellom stempelhuset 122 og det øvre fjærsete 140.
Den øvre stempelstang 134 beveger seg inne i en innvendig kanal 141 i det øvre fjærsete 140; inne i et sett med tallerkenfjærer 151 plassert i en øvre spennhylse 150; inne i en fjærhylse 153 i den øvre spennhylse 150; inne i en spiralfjær 154; og inne i en spennhylseekspanderingsinnretning 170 (se fig. 4A, 4B og 4C).
En nedre ende 142 av fjærsetet 140 er forbundet via gjenger
med en øvre ende av den øvre spennhylse 150. Tallerkenfjærene 151 er anbrakt i en innvendig kanal 155 i den øvre spennhylse 150 med en øvre ende av fjærene 151 liggende an mot den nedre flate av det øvre fjærsete 140. Fluidavlastningsporter 156
gir rom for fordriving av fluid innenfra den innvendige kanal 155.
Den nedre ende av tallerkenfjærene 151 ligger an mot en øvre flate av en flens 158 på fjærhylsen 153. En øvre ende av spiralfjæren 154 ligger an mot den nedre flate på flensen 158, og en nedre ende av spiralfjæren 154 ligger an mot en øvre ende 171 av spennhylseekspanderingsinnretningen 170. En rekke ekspanderbare fingrer 152 er utformet rundt den nedre ende av den øvre spennhylse 150, hver med en nedre utsparing 157 og med spenningsavlastningshuller 159 mellom fingrene (152) (se fig. 4E). Hver finger 152 har også et hannelement 160 som innledningsvis kan opptas og holdes i en motsvarende hunnutsparing 172 i spennhylseekspanderingsinnretningen 170. I én spesiell utførelse er fingrene 152 omtrent 35,5 cm lange med en avstand på omtrent 0,3 cm mellom nabofingrer, og som vist på fig. 4E med fingrenes 152 ender forskjøvet i forhold til fingrenes 192 ender. Det kreves omtrent 1360 kg kraft for å bevege slike fingrer ut fra deres motsvarende hunnutsparinger. I en slik utførelse har tallerkenfjærene 151 en fjaerkraft på mellom omtrent 635 og omtrent 3180 kg, og i ett spesielt tilfelle omtrent 1815 kg; og spiralfjæren 154 har en fjaerkraft på mellom omtrent 320 og omtrent 1135 kg, og i ett spesielt tilfelle, omtrent 680 kg. I en slik utførelse må en kraft på omtrent 340 kg påføres kontinuerlig for å bevege spennhylsefingrene langs den ytre kant av spennhylseekspande-rings innretningen 170, og det behøves en kraft på omtrent
1815 kg for å bevege hannelementene 160 ut fra de motsvarende hunnutsparinger 172. At fjærhylsen 153 når bunnen (f.eks. den nedre ende kommer til anlegg på toppen av spennhylseekspanderingsinnretningen), isolerer spiralfjæren 154 og tillater en belastning å overføres til tallerkenfjærene 151, slik at tilstrekkelig kraft kan påføres for å bevege fingrene langs spennhylseekspanderingsinnretningen.
Spennhylseekspanderingsinnretningen 170 er vanligvis sylind-risk med en øvre indre kanal 173 i den øvre ende 171, i hvilken den øvre stempelstang 134 beveger seg, og med en sentral kanal 174, i hvilken den øvre stempelstang 134 beveger seg, og i hvilken et nedre stempel 180 beveger seg, med hvilket en nedre ende av den øvre stempelstang 134 er forbundet via gjenger. Hvert hannelement 160 på fingrene 152 kan beveges inn i en hunnutsparing 175 på spennhylseekspanderingsinnretningen 170. Fluidavlastningsporter 176 gir rom for fordriving av fluid innenfra spennhylseekspanderingsinnretningen 170.
Arbeidsfluid fra overflaten kan settes i strømning ned gjennom den øvre stempelstang 134 og ut gjennom porter 181 i det nedre stempel 180 og ut i et rom i den sentrale kanal 174 mellom det nedre stempel 180 og en øvre ende av et nedre spennhylseekspanderingslegeme 177 (med noe avstand mellom det nedre stempel 180 og den innvendige flate i den sentrale kanal 174). Disse strukturer er tettet på lignende måte som dem knyttet til det øvre fjærsete.
Fingrer 192 på den nedre spennhylse 190 har hannelementer 199 som innledningsvis holdes i motsvarende hunnutsparinger 178 i det nedre spennhylseekspanderingslegeme 177. Øvre krumme flater 191 på fingrene 192 motsvarer utsparingene 157 i fingrene 152 og kan opptas i disse.
Øvre og nedre ende av spennhylseekspanderingsinnretningen 170 og dennes midtparti er dimensjonert og utformet for å tilveiebringe ønsket utstrekning av radial ekspansjon av fingrene 152 og 192 som omslutter spennhylseekspanderingsinnretningen helt. I visse foretrukne utførelser (f.eks. den ovenfor angitte utførelse hvor tallerkenfjærer har en f jaer - kraft på omtrent 1815 kg) er systemets 110 innledningsvise maksimumsdiameter (f.eks. diameteren der hvor fingrene 152 eller 192 på fig. 4A befinner seg innledningsvis) litt mindre enn 11,2 cm, og den ekspanderte diameter (når fingrene 152, 192 har beveget seg slik at deres hannelementer befinner seg i hunnutsparingene 175 henholdsvis 179) er litt mindre enn 15 cm. I-andre utførelser er utvidelsen omtrent 2,5; 3,8; 5,1;
7,6; 15,2; 30,5; 50,8 eller 76,2 cm.
En nedre stempelstang 194 har en øvre ende som er forbundet via gjenger med det nedre stempel 180, og en nedre ende som er forbundet via gjenger med en avrundet endeplugg eller så-kalt "bull plug" 230. Den nedre stempelstang 194 strekker seg bevegelig gjennom det nedre spennhylseekspanderingslegeme 177, gjennom en spiralfjær 195 i den nedre spennhylse 190, gjennom en fjærhylse 196 inne i spiralfjæren 195, gjennom et sett tallerkenfjærer 197 og gjennom et nedre fjærsete 220. Spiralfjæren 195 kan, som den tidligere beskrevne spiralfjær 154, være lik de spesifikke utførelser av spiralfjæren 154 beskrevet ovenfor. Tallerkenfjærene 197 er like de beskrevne tallerkenfjærer 151, og visse spesifikke utførelser av dem er like utførelser av tallerkenfjærene 151 beskrevet ovenfor.
Fluidavlastningsporter 198 gir rom for fordriving av fluid innenfra den nedre spennhylse 190. En innvendig skulder 205 på den nedre spennhylse 190 kan beveges til anlegg på den nedre ende av.det nedre spennhylseekspanderingslegeme 177, hvorved den stanser bevegelse av den nedre spennhylse med hensyn til spennhylseekspanderingsinnretningen 170. Fingrene 192 er utformet og sammensatt som fingrene 152 beskrevet ovenfor, og med huller 201 imellom.
Fig. 5A og 5B viser innbyrdes posisjoner for visse deler i systemet 110 ved påføring av arbeidsfluid under trykk. Kraften fra fluidet har beveget det øvre stempelhus 122 nedover med hensyn til det øvre stempel 120 og har beveget spennhylseekspanderingsinnretningen 170 nedover med hensyn til det nedre stempel 180 ved å påføre tilstrekkelig kraft til å bevege fingrenes hannelementer fra utsparingene 172, henholdsvis 178, langs utsiden av spennhylséekspanderingsinnretningen 170 og inn i utsparingene 175, henholdsvis 179. De øvre krumme fingerpartier 191 av fingrene 192 har beveget seg inn i
utsparingen 157 i fingrene 152. Skjærepinnene 113 er ennå
ikke brutt, og konusen 111 har ennå ikke beveget seg inn i utbedringsforingen P. Når stemplene beveger seg i spennhylseekspanderingsinnretningen, beveger stemplene i setteverktøyet seg.
Som vist på fig. 6, har et oppadrettet, trekk i systemet 110 fra setteverktøyet brutt skjærepinnene 113, hvorved konusen 111 og huset 122 er frigjort, og konusen 111 har begynt sin inntrengning i utbedringsforingen P idet den tvinger denne fra hverandre inne i foringsrøret (ikke vist). Som beskrevet ovenfor, er konusen 111 hindret fra å trenge inn i utbed-ringsf oringen P til spennhylsefingrene 152" og 192 har ekspandert fullstendig over spennhylseekspanderingsinnretningen 170. Dersom konusen 111 hadde fått trenge inn i utbedringsforingen P for tidlig, uten full utstrekking av fingrene 152, 192, kunne konusen alene og/eller de ikke fullt ekspanderte fingrer kanskje ikke ekspandere utbedringsforingen P ordentlig for å oppnå en god tetting av lekkasjeområdet.
Stempelstangens 134 lengde står i forhold til den benyttede utbedringsforings P lengde. Lengden på utbedringsforingen P bestemmer også lengden på tilleggsstenger (forlengelsessteng-er) som koples til setteverktøyet. Ved bruk av overlappende fingrer 152 og 192 (se fig. 4E) og ved at de øvre krumme partier 191 ligger an i motsvarende utsparinger 157, finnes det ikke noe mellomrom mellom fingertuppene på fingrene 152 og 192 mot utbedringsforingen P; trykkfordelingen fra fingrene til utbedringselementet er jevn, og utbedringselementet blir i det vesentlige fullstendig "glattet ut" av spennhylsefingrene .
Systemets 110 hovedkomponenter kan være laget av stål, f.eks. 4140-stål. Utglattingsstavene kan være laget av rustfritt stål 17-4PH, og øvre og nedre spennhylse kan være laget av 4145-stål. I andre tilfeller er komponentene laget av mes-sing, bronse, aluminium, sink, andre egnede metaller eller legeringer eller kombinasjoner av disse.
Så snart spennhylseekspanderingsinnretningen og fingrene er blitt trukket gjennom utbedringsforingen P, stanses sirkuleringen av fluid, og systemet heves ved at arbeidsstrengen trekkes opp. Det nedeholdende forankringsapparat blir utløst automatisk når fluid under trykk ikke lenger blir pumpet til det nedeholdende forankringsapparatet. Systemet heves deretter et ønsket stykke, og holdeinnretningen settes igjen, idet arbeidsfluid igjen blir sirkulert og igjen ekspanderer spenn-hylsef ingrene, og systemet 110 blir igjen trukket lengre opp gjennom utbedringsforingen P. Dette gjøres til utbedringsfo-ririgen P er blitt ekspandert langs hele sin lengde. Når først systemet 110 er fjernet fra utbedringsforingen P, trekker forankringsholdeinnretningen og spennhylsene seg automatisk sammen, slik at systemet 110 inntar sin opprinnelige diameter og frigjøres for fjerning fra borehullet. I et system med spennhylsefingrer som er omtrent 35,6 cm lange, som beskrevet ovenfor, blir omtrent 60 cm av en utbedringsforing P ekspandert ved et innledende slag med setteverktøyet. Hvert påføl-gende slag ekspanderer omtrent 3 m av utbedringsforingen P.
Ved en typisk operasjon med et system 110 for å lappe et foringsrør i et borehull, kjøres systemet inn i et utforet borehull og kan bli kjørt gjennom en innvendig streng, f.eks. produksjonsrørstreng, med en mindre innvendig diameter enn den til foringsrøret som strekker seg nedover nedenfor en nedre ende av den indre produksjonsrørstreng. Så snart systemet er ført ut av rørstrengen, beveges det til et sted i foringsrøret hvor det er et hull eller en lekkasje som skal utbedres. Når systemet er ordentlig på plass, blir arbeids-fluider sirkulert ned til systemet ved omtrent 69 bar for å ekspandere spennhylsefingrene.. Arbeidsfluidtrykket økes deretter for å bryte konusens skjærepinner, f.eks. til omtrent 103 bar. Trykket økes deretter, f.eks. til mellom 241 bar og 345 bar, for å trekke spennhylsen gjennom utbedringselementet når setteverktøyet trekker den ekspanderte spennhylseenhet gjennom utbedringsforingen. Sirkuleringen av arbeidsfluid blir deretter stanset, og det trekkes deretter i systemet for å tilbakestille setteverktøyet for nytt slag i setteverk-tøyets hydrauliske sylindrer. Ekspansjonssyklusen gjentas deretter til det er oppnådd ekspandering av hele utbedringsforingen. En kjent slagindikator, for eksempel den som er vist i WO 98/21444, kan benyttes for å angi at slutten på ekspansjonssyklusen er nådd.
Claims (14)
1.. Rørformet utbedringselement (2) for borehull, for lapping av et hull i et borehull, hvor det rørformede utbedringselement (2) omfatter et ekspanderbart øvre element (6) som har et hult rørformet legeme og en øvre ende og en nedre ende, samt et ekspanderbart nedre element (10) som har et hult rørformet legeme og en øvre ende og en nedre ende, karakterisert ved en ekspanderbar ytre hylse (8), i hvilken et parti av det ekspanderbare øvre elements (6) nedre ende og et parti av det ekspanderbare nedre elements (10) øvre ende er festet.
2. Rørformet utbedringselement som angitt i krav 1, karakterisert ved åt det ekspanderbare øvre element (6), det ekspanderbare nedre element (10) og den ekspanderbare ytre hylse (8) er korrugert i tverrsnitt før ekspandering.
3. Rørformet utbedringselement som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at det ekspanderbare øvre element (6) og den ekspanderbare ytre hylse (8) holdes sammen ved sveising, og den ekspanderbare ytre hylse (8) og det ekspanderbare nedre element (10) holdes sammen ved friksjonspasning.
4. Rørformet utbedringselement som angitt i krav 3, karakterisert ved at det ekspanderbare øvre element (6) og den ekspanderbare ytre hylse (8) er sveiset sammen på et sted fjernt fra riggen, og det ekspanderbare nedre element (10) og den ekspanderbare ytre hylse (8) er satt sammen ved presspasning på riggen.
Reparasjonssystem med rørformet utbedringselement for
å lukke et hull i et valgt rør i en rørstreng i et borehull, hvor rørstrengen innbefatter en første del som har en første innvendig diameter, og en andre del som har en andre innvendig diameter, hvor den andre innvendige diameter er større enn den første innvendige diameter, og det utvalgte rør befinner seg i den andre del av rørstrengen, karakterisert ved at reparasjonssystemet med rørformet utbedringselement innbefatter et rørformet utbedringselement (2) som angitt i hvilket som helst foregående krav, og som innledningsvis er dimensjonert for å bevege seg gjennom den første del av rørstrengen, og som kan forstørres etter å ha beveget seg inn i den andre del av rørstrengen.
6. Fremgangsmåte for å lage et rørformet utbedringselement (2) for å lappe et hull i et rør i et borehull i jorden, karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter: fastgjøring av et parti av en nedre ende av et ekspanderbart øvre element (6) i en ekspanderbar ytre hylse (8), idet det ekspanderbare øvre element (6) har et hult rørformet legeme; og fastgjøring av et parti av en øvre ende av et ekspanderbart nedre element (10) inne i den ekspanderbare ytre hylse (8), idet det ekspanderbare nedre element (10) har et hult rørformet legeme.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at partiet av det ekspanderbare øvre elements (6) nedre ende festes i den ekspanderbare ytre hylse (8) ved sveising.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 6 eller 7, karakterisert ved at partiet av det ekspanderbare nedre elements (10) øvre ende holdes i den ekspanderbare ytre hylse (8) ved friksjonspasning.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at det ekspanderbare øvre element (6) og den ekspanderbare ytre hylse (8) og det ekspanderbare nedre element (10) holdes sammen ved friksjohspasning.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, 7, 8 eller 9, karakterisert ved at partiet av det ekspanderbare øvre elements (6) nedre ende festes i den ekspanderbare ytre hylse (8) ved sveising på et sted fjernt fra riggen.
11. Fremgangsmåte som angitt i hvilket som helst av krave-ne 6 til 10, karakterisert ved at partiet av det ekspanderbare nedre elements (10) øvre ende holdes i den ekspanderbare ytre hylse (8) ved friksjonspasning opprettet på riggen.
12. Fremgangsmåte som angitt i hvilket som helst av krave-ne 6 til 11, karakterisert ved at det ekspanderbare øvre element (6), det ekspanderbare nedre element (10) og den ekspanderbare ytre hylse (8) er korrugerte i tverrsnitt før ekspandering.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter innføring av det rørformede utbedringselement (2) i rørstrengen og anbringelse av utbedringselementet (2) i tilstøting til hullet i røret samt ekspandering av det rørformede utbedringselement (2) for å lukke hullet i røret.
14. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter lukking av hullet i en andre del av rørstreng-en, hvor rørstrengen innbefatter en første del som har en første innvendige diameter, og en andre del som har en andre innvendig diameter, hvor den andre innvendige diameter er større enn den første innvendige diameter, og hvor fremgangsmåten ytterligere omfatter: innføring av et reparasjonssystem med det rørformede utbedringselementet i og gjennom første del av rørstrengen; bevegelse av reparasjonssystemet med det rørformede utbedringselement inn i den andre del av rørstrengen; forstørring av reparasjonssystemet med det rørformede utbedringselement inne i den andre del av rørstrengen for reparasjonsoperasjon i dette, og aktivering av reparasjonssystemet med det rørformede utbedringselement for å lukke hullet i det valgte rør.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/183,943 US6142230A (en) | 1996-11-14 | 1998-10-31 | Wellbore tubular patch system |
PCT/GB1999/003585 WO2000026502A1 (en) | 1998-10-31 | 1999-10-29 | Connector for an expandable tubing string |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20011854D0 NO20011854D0 (no) | 2001-04-11 |
NO20011854L NO20011854L (no) | 2001-06-12 |
NO328248B1 true NO328248B1 (no) | 2010-01-18 |
Family
ID=22674950
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20011854A NO328248B1 (no) | 1998-10-31 | 2001-04-11 | Rorformet utbedringselement og fremgangsmate ved bruk av samme |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6142230A (no) |
EP (1) | EP1127210B1 (no) |
AU (1) | AU1054400A (no) |
CA (1) | CA2347895C (no) |
DE (1) | DE69929234D1 (no) |
NO (1) | NO328248B1 (no) |
WO (1) | WO2000026502A1 (no) |
Families Citing this family (92)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7357188B1 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
GB2384502B (en) * | 1998-11-16 | 2004-10-13 | Shell Oil Co | Coupling an expandable tubular member to a preexisting structure |
US6557640B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-05-06 | Shell Oil Company | Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel |
US6823937B1 (en) | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
US6634431B2 (en) | 1998-11-16 | 2003-10-21 | Robert Lance Cook | Isolation of subterranean zones |
US6640903B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-11-04 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
US6575240B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-06-10 | Shell Oil Company | System and method for driving pipe |
US6745845B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-06-08 | Shell Oil Company | Isolation of subterranean zones |
US6712154B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-03-30 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
US7240728B2 (en) | 1998-12-07 | 2007-07-10 | Shell Oil Company | Expandable tubulars with a radial passage and wall portions with different wall thicknesses |
GB2344606B (en) | 1998-12-07 | 2003-08-13 | Shell Int Research | Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member |
AU770359B2 (en) | 1999-02-26 | 2004-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Liner hanger |
EG22306A (en) | 1999-11-15 | 2002-12-31 | Shell Int Research | Expanding a tubular element in a wellbore |
US6530431B1 (en) | 2000-06-22 | 2003-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screen jacket assembly connection and methods of using same |
US6412565B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable screen jacket and methods of using same |
CA2414449C (en) * | 2000-07-28 | 2006-09-05 | Enventure Global Technology | Liner hanger with slip joint sealing members |
US6799637B2 (en) | 2000-10-20 | 2004-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing and method |
US6494261B1 (en) | 2000-08-16 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for perforating a subterranean formation |
US6450261B1 (en) * | 2000-10-10 | 2002-09-17 | Baker Hughes Incorporated | Flexible swedge |
US7090025B2 (en) * | 2000-10-25 | 2006-08-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for reforming and expanding tubulars in a wellbore |
US7121351B2 (en) * | 2000-10-25 | 2006-10-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for completing a wellbore |
US20040011534A1 (en) | 2002-07-16 | 2004-01-22 | Simonds Floyd Randolph | Apparatus and method for completing an interval of a wellbore while drilling |
US6543545B1 (en) | 2000-10-27 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control device and specialized completion system and method |
US6568472B1 (en) | 2000-12-22 | 2003-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for washing a borehole ahead of screen expansion |
US6695067B2 (en) | 2001-01-16 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore isolation technique |
NO335594B1 (no) | 2001-01-16 | 2015-01-12 | Halliburton Energy Serv Inc | Ekspanderbare anordninger og fremgangsmåte for disse |
US7350585B2 (en) * | 2001-04-06 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Hydraulically assisted tubing expansion |
GB0108638D0 (en) * | 2001-04-06 | 2001-05-30 | Weatherford Lamb | Tubing expansion |
GB0109711D0 (en) * | 2001-04-20 | 2001-06-13 | E Tech Ltd | Apparatus |
US6775894B2 (en) * | 2001-07-11 | 2004-08-17 | Aera Energy, Llc | Casing patching tool |
US7775290B2 (en) | 2003-04-17 | 2010-08-17 | Enventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US7793721B2 (en) | 2003-03-11 | 2010-09-14 | Eventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
AU2002341908B2 (en) * | 2001-10-01 | 2008-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Tubular expansion apparatus and method |
WO2003031771A1 (en) * | 2001-10-05 | 2003-04-17 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Contractable and expandable tubular wellbore system |
US20030070811A1 (en) | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Robison Clark E. | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
US6722427B2 (en) * | 2001-10-23 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wear-resistant, variable diameter expansion tool and expansion methods |
AU2002356764A1 (en) * | 2001-11-28 | 2003-06-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Expandable tubes with overlapping end portions |
US6814143B2 (en) * | 2001-11-30 | 2004-11-09 | Tiw Corporation | Downhole tubular patch, tubular expander and method |
US6622789B1 (en) * | 2001-11-30 | 2003-09-23 | Tiw Corporation | Downhole tubular patch, tubular expander and method |
US6681862B2 (en) | 2002-01-30 | 2004-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for reducing the pressure drop in fluids produced through production tubing |
US6854521B2 (en) | 2002-03-19 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for creating a fluid seal between production tubing and well casing |
US6668930B2 (en) * | 2002-03-26 | 2003-12-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for installing an expandable coiled tubing patch |
EP1972752A2 (en) | 2002-04-12 | 2008-09-24 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for threated connections for expandable liner hanger |
EP1501645A4 (en) | 2002-04-15 | 2006-04-26 | Enventure Global Technology | PROTECTIVE SLEEVE FOR THE THREADED CONNECTIONS OF A EXPANSIBLE LOST EXPANSIBLE TUBING COLLAR SUSPENSION DEVICE |
US6899182B2 (en) * | 2002-05-08 | 2005-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Method of screen or pipe expansion downhole without addition of pipe at the surface |
GB2418942B (en) * | 2002-06-10 | 2006-09-27 | Enventure Global Technology | Mono Diameter Wellbore Casing |
GB0215659D0 (en) | 2002-07-06 | 2002-08-14 | Weatherford Lamb | Formed tubulars |
EP1552271A1 (en) | 2002-09-20 | 2005-07-13 | Enventure Global Technology | Pipe formability evaluation for expandable tubulars |
GB0222321D0 (en) | 2002-09-25 | 2002-10-30 | Weatherford Lamb | Expandable connection |
US7090006B2 (en) * | 2002-11-05 | 2006-08-15 | Conocophillips Company | Replaceable liner for metal lined composite risers in offshore applications |
US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
CA2516140A1 (en) * | 2003-02-18 | 2004-09-02 | Enventure Global Technology | Protective compression and tension sleeves for threaded connections for radially expandable tubular members |
US20040216506A1 (en) * | 2003-03-25 | 2004-11-04 | Simpson Neil Andrew Abercrombie | Tubing expansion |
US6920932B2 (en) * | 2003-04-07 | 2005-07-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Joint for use with expandable tubulars |
GB2417746B (en) * | 2003-05-05 | 2007-01-24 | Shell Int Research | Expansion device for expanding a pipe |
US7887103B2 (en) | 2003-05-22 | 2011-02-15 | Watherford/Lamb, Inc. | Energizing seal for expandable connections |
GB0311721D0 (en) | 2003-05-22 | 2003-06-25 | Weatherford Lamb | Tubing connector |
GB0315251D0 (en) * | 2003-06-30 | 2003-08-06 | Bp Exploration Operating | Device |
US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
CN1316139C (zh) * | 2004-04-13 | 2007-05-16 | 刘文西 | 铁基形状记忆合金修补油井套管的装置和方法 |
CA2576989A1 (en) * | 2004-08-11 | 2006-03-30 | Enventure Global Technology, Llc | Method of expansion |
CA2577083A1 (en) | 2004-08-13 | 2006-02-23 | Mark Shuster | Tubular member expansion apparatus |
US20080202756A1 (en) * | 2004-09-07 | 2008-08-28 | Terence Borst | Magnetic Assemblies for Deposit Prevention |
US7117941B1 (en) | 2005-04-11 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable diameter expansion tool and expansion methods |
US7422068B2 (en) * | 2005-05-12 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Casing patch overshot |
US7694402B2 (en) * | 2005-08-01 | 2010-04-13 | Packless Metal Hose, Inc. | Method for forming a lined conduit |
CA2555563C (en) | 2005-08-05 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
US20070034386A1 (en) * | 2005-08-15 | 2007-02-15 | Henry Michael W | Expandable well barrier |
US7777644B2 (en) * | 2005-12-12 | 2010-08-17 | InatelliServ, LLC | Method and conduit for transmitting signals |
US20070175158A1 (en) * | 2006-01-04 | 2007-08-02 | Cope Ted E | Timber end-joint |
US8069916B2 (en) | 2007-01-03 | 2011-12-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and methods for tubular expansion |
US20090090516A1 (en) * | 2007-03-30 | 2009-04-09 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Tubular liner |
US20100032167A1 (en) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Adam Mark K | Method for Making Wellbore that Maintains a Minimum Drift |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8162067B2 (en) | 2009-04-24 | 2012-04-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method to expand tubulars below restrictions |
DK2423428T3 (da) * | 2010-08-31 | 2013-08-26 | Welltec As | Forseglingssystem |
US20120097391A1 (en) | 2010-10-22 | 2012-04-26 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Expandable casing patch |
CN106761594B (zh) * | 2011-02-02 | 2020-06-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于给井眼加衬的系统 |
US9194201B2 (en) | 2011-04-20 | 2015-11-24 | Smith International, Inc. | System and method for deploying a downhole casing patch |
US8776899B2 (en) | 2012-02-23 | 2014-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow control devices on expandable tubing run through production tubing and into open hole |
WO2014150978A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Mohawk Energy Ltd. | Metal patch system |
WO2014185913A1 (en) * | 2013-05-16 | 2014-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for deploying a casing patch |
US10081958B2 (en) | 2014-09-25 | 2018-09-25 | Steven E Thompson | Apparatus for repairing a pool fitting |
US20160146396A1 (en) | 2014-11-26 | 2016-05-26 | Smart Lock Pty Ltd. | Expandable Pipeline Point-Repair Device |
EA027301B8 (ru) * | 2014-12-25 | 2018-03-30 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ ремонта в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны и устройство для его осуществления |
RU2576538C1 (ru) * | 2015-03-25 | 2016-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ герметизации участка эксплуатационной колонны |
WO2018122029A1 (en) | 2016-12-22 | 2018-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Retrievable self-energizing top anchor tool |
EP3517728A1 (en) * | 2018-01-25 | 2019-07-31 | Welltec Oilfield Solutions AG | Downhole wireline intervention tool |
CN110410031B (zh) * | 2019-06-14 | 2021-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种套损井膨胀管补贴顶部回插隔采复产工艺管柱及方法 |
US11255160B2 (en) * | 2019-12-09 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Unblocking wellbores |
US11686170B2 (en) * | 2021-06-09 | 2023-06-27 | Saudi Arabian Oil Company | Expanding a tubular in a wellbore |
CN114718501B (zh) * | 2022-03-31 | 2023-07-28 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种套管快速回接密封装置及其作业方法 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1998021444A2 (en) * | 1996-11-14 | 1998-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for expanding a liner patch; a stroke indicator; and a tubular patch |
WO1998022690A1 (en) * | 1996-11-22 | 1998-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Connector for an expandable tubing string |
Family Cites Families (63)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1301285A (en) * | 1916-09-01 | 1919-04-22 | Frank W A Finley | Expansible well-casing. |
US1641035A (en) * | 1924-10-14 | 1927-08-30 | Hero George Alfred | Method of and apparatus for setting pipe or casing and preventing seepage and leakage in wells |
US1880218A (en) * | 1930-10-01 | 1932-10-04 | Richard P Simmons | Method of lining oil wells and means therefor |
US1981525A (en) * | 1933-12-05 | 1934-11-20 | Bailey E Price | Method of and apparatus for drilling oil wells |
US2214226A (en) * | 1939-03-29 | 1940-09-10 | English Aaron | Method and apparatus useful in drilling and producing wells |
US2424878A (en) * | 1944-10-28 | 1947-07-29 | Reed Roller Bit Co | Method of bonding a liner within a bore |
US2583316A (en) * | 1947-12-09 | 1952-01-22 | Clyde E Bannister | Method and apparatus for setting a casing structure in a well hole or the like |
US2743743A (en) * | 1948-01-22 | 1956-05-01 | Charles I Galloup | Leak detecting and sealing device |
US2519116A (en) * | 1948-12-28 | 1950-08-15 | Shell Dev | Deformable packer |
US2762436A (en) * | 1949-04-22 | 1956-09-11 | Cicero C Brown | Methods of lowering pipe within a well bore |
US2924546A (en) * | 1952-05-28 | 1960-02-09 | Cordo Chemical Corp | Method of repairing a rigid hollow article |
US2721823A (en) * | 1953-02-24 | 1955-10-25 | John R Hopkins | Method of and product for repairing protective coated pipes |
US2966173A (en) * | 1953-04-27 | 1960-12-27 | Mc Graw Edison Co | Impregnated fibrous member |
US2884066A (en) * | 1954-07-26 | 1959-04-28 | Gulf Research Development Co | Apparatus for applying outwardly directed forces to tubing |
US2901044A (en) * | 1955-07-07 | 1959-08-25 | Edward W Arnold | Pulling tool |
US2937665A (en) * | 1955-10-17 | 1960-05-24 | Trenton Corp | Pipe covering |
GB790455A (en) * | 1956-03-26 | 1958-02-12 | Claude Laval Jr | Improvements in or relating to expander tools |
US3028915A (en) * | 1958-10-27 | 1962-04-10 | Pan American Petroleum Corp | Method and apparatus for lining wells |
US3039530A (en) * | 1959-08-26 | 1962-06-19 | Elmo L Condra | Combination scraper and tube reforming device and method of using same |
FR1262613A (fr) * | 1960-04-14 | 1961-06-05 | Renault | Procédé d'incorporation de correctifs dans la fabrication du fer par le procédé defusion à électrode consommable |
US3191680A (en) * | 1962-03-14 | 1965-06-29 | Pan American Petroleum Corp | Method of setting metallic liners in wells |
US3167122A (en) * | 1962-05-04 | 1965-01-26 | Pan American Petroleum Corp | Method and apparatus for repairing casing |
US3179168A (en) * | 1962-08-09 | 1965-04-20 | Pan American Petroleum Corp | Metallic casing liner |
US3203451A (en) * | 1962-08-09 | 1965-08-31 | Pan American Petroleum Corp | Corrugated tube for lining wells |
US3162245A (en) * | 1963-04-01 | 1964-12-22 | Pan American Petroleum Corp | Apparatus for lining casing |
US3191677A (en) | 1963-04-29 | 1965-06-29 | Myron M Kinley | Method and apparatus for setting liners in tubing |
US3354955A (en) * | 1964-04-24 | 1967-11-28 | William B Berry | Method and apparatus for closing and sealing openings in a well casing |
US3297092A (en) * | 1964-07-15 | 1967-01-10 | Pan American Petroleum Corp | Casing patch |
US3358760A (en) * | 1965-10-14 | 1967-12-19 | Schlumberger Technology Corp | Method and apparatus for lining wells |
US3477506A (en) * | 1968-07-22 | 1969-11-11 | Lynes Inc | Apparatus relating to fabrication and installation of expanded members |
US3489220A (en) * | 1968-08-02 | 1970-01-13 | J C Kinley | Method and apparatus for repairing pipe in wells |
US3780562A (en) * | 1970-01-16 | 1973-12-25 | J Kinley | Device for expanding a tubing liner |
US3691624A (en) * | 1970-01-16 | 1972-09-19 | John C Kinley | Method of expanding a liner |
US3627068A (en) * | 1970-03-13 | 1971-12-14 | Drilprodco Inc | Adjustable reamer or roller assembly |
US3669190A (en) * | 1970-12-21 | 1972-06-13 | Otis Eng Corp | Methods of completing a well |
US3785193A (en) * | 1971-04-10 | 1974-01-15 | Kinley J | Liner expanding apparatus |
US3712376A (en) * | 1971-07-26 | 1973-01-23 | Gearhart Owen Industries | Conduit liner for wellbore and method and apparatus for setting same |
US4270761A (en) * | 1979-12-03 | 1981-06-02 | Seals Eastern Inc. | Seal for geothermal wells and the like |
US4501327A (en) * | 1982-07-19 | 1985-02-26 | Philip Retz | Split casing block-off for gas or water in oil drilling |
US4662450A (en) * | 1985-09-13 | 1987-05-05 | Haugen David M | Explosively set downhole apparatus |
US4809793A (en) * | 1987-10-19 | 1989-03-07 | Hailey Charles D | Enhanced diameter clean-out tool and method |
US4830109A (en) * | 1987-10-28 | 1989-05-16 | Cameron Iron Works Usa, Inc. | Casing patch method and apparatus |
US4866966A (en) * | 1988-08-29 | 1989-09-19 | Monroe Auto Equipment Company | Method and apparatus for producing bypass grooves |
US5035292A (en) * | 1989-01-11 | 1991-07-30 | Masx Energy Service Group, Inc. | Whipstock starter mill with pressure drop tattletale |
US5154230A (en) * | 1989-07-21 | 1992-10-13 | Oryx Energy Company | Method of repairing a wellbore liner for sand control |
US4971152A (en) * | 1989-08-10 | 1990-11-20 | Nu-Bore Systems | Method and apparatus for repairing well casings and the like |
US4979570A (en) * | 1989-11-28 | 1990-12-25 | Baker Hughes Incorporated | Inflatable tool with rib expansion support |
US5143154A (en) * | 1990-03-13 | 1992-09-01 | Baker Hughes Incorporated | Inflatable packing element |
BR9106465A (pt) * | 1990-05-18 | 1993-05-18 | Philippe Bobileiau | Pre-forma tubular,dispositivo e processo para revestir um poco de perfuracao,processo para colocar em funcionamento o dispositivo e dispositivo para formar in situ uma secao de tubo a partir de uma pre-forma |
US5113703A (en) * | 1990-08-09 | 1992-05-19 | Atlantic Richfield Company | Tubing end locating apparatus for wellbores |
US5101908A (en) * | 1990-08-23 | 1992-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Inflatable packing device and method of sealing |
US5361843A (en) * | 1992-09-24 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Dedicated perforatable nipple with integral isolation sleeve |
US5413173A (en) * | 1993-12-08 | 1995-05-09 | Ava International Corporation | Well apparatus including a tool for use in shifting a sleeve within a well conduit |
FR2717855B1 (fr) * | 1994-03-23 | 1996-06-28 | Drifflex | Procédé pour rendre étanche la liaison entre un chemisage intérieur d'une part, et un puits de forage, un tubage ou une canalisation extérieure d'autre part. |
SE9401349D0 (sv) * | 1994-04-21 | 1994-04-21 | Atlas Copco Rocktech Ab | Foderrör med slagsko |
AU3132595A (en) * | 1994-07-18 | 1996-02-16 | General Railway Signal Corporation | Smart bolt device having communications system in separate housing from bolt |
US5613557A (en) * | 1994-07-29 | 1997-03-25 | Atlantic Richfield Company | Apparatus and method for sealing perforated well casing |
US5507343A (en) * | 1994-10-05 | 1996-04-16 | Texas Bcc, Inc. | Apparatus for repairing damaged well casing |
GB9510465D0 (en) * | 1995-05-24 | 1995-07-19 | Petroline Wireline Services | Connector assembly |
DE69620785T2 (de) * | 1995-12-09 | 2002-11-21 | Weatherford Lamb | Verbinder für einen rohrstrang |
US5829524A (en) * | 1996-05-07 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | High pressure casing patch |
US5957195A (en) * | 1996-11-14 | 1999-09-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tool stroke indicator system and tubular patch |
US6789822B1 (en) * | 1997-03-21 | 2004-09-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable slotted tubing string and method for connecting such a tubing string |
-
1998
- 1998-10-31 US US09/183,943 patent/US6142230A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-10-29 AU AU10544/00A patent/AU1054400A/en not_active Abandoned
- 1999-10-29 DE DE69929234T patent/DE69929234D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-10-29 CA CA002347895A patent/CA2347895C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-10-29 EP EP99954100A patent/EP1127210B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-10-29 WO PCT/GB1999/003585 patent/WO2000026502A1/en active IP Right Grant
-
2001
- 2001-04-11 NO NO20011854A patent/NO328248B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1998021444A2 (en) * | 1996-11-14 | 1998-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for expanding a liner patch; a stroke indicator; and a tubular patch |
WO1998022690A1 (en) * | 1996-11-22 | 1998-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Connector for an expandable tubing string |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU1054400A (en) | 2000-05-22 |
EP1127210A1 (en) | 2001-08-29 |
NO20011854L (no) | 2001-06-12 |
NO20011854D0 (no) | 2001-04-11 |
DE69929234D1 (de) | 2006-02-02 |
US6142230A (en) | 2000-11-07 |
CA2347895A1 (en) | 2000-05-11 |
CA2347895C (en) | 2005-09-20 |
EP1127210B1 (en) | 2005-12-28 |
WO2000026502A1 (en) | 2000-05-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO328248B1 (no) | Rorformet utbedringselement og fremgangsmate ved bruk av samme | |
US5785120A (en) | Tubular patch | |
NO328541B1 (no) | Fremgangsmate for a danne et foringsror i et borehull mens man borer borehullet | |
NO316930B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for sementering av et ekspanderbart foringsror | |
US7306033B2 (en) | Apparatus for isolating zones in a well | |
US20100319427A1 (en) | Apparatus and method for expanding tubular elements | |
NO335137B1 (no) | Fremgangsmåte for å installere et forlengingsrør | |
NO326621B1 (no) | Apparat og fremgangsmate for a ekspandere et rorelement | |
NO338445B1 (no) | Forlengbart forlengelsesrørsoppheng | |
NO336661B1 (no) | Fremgangsmåte for å danne en monodiameter brønnhullfôringsrør | |
NO334741B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat til bruk ved isolering av en seksjon av en boret boring | |
NO327230B1 (no) | Fremgangsmate for a skape et borehull, og foringsror for et borehull | |
NO333734B1 (no) | Fremgangsmate for a tildanne et innvendig glatt sete | |
NO313466B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for topp- og bunnekspansjon av rör | |
NO334726B1 (no) | Fremgangsmåte for komplettering av en brønn | |
NO333764B1 (no) | Ettlops borehull og fremgangsmate for komplettering av det samme | |
NO338074B1 (no) | Fremgangsmåte for opphenging av rør i brønner | |
NO322486B1 (no) | Fremgangsmate for boring og komplettering av en produksjonsbronn for hydrokarboner | |
NO332540B1 (no) | Utvidbart roroppheng med tilpasset kilesystem. | |
NO340849B1 (no) | Fremgangsmåte for radiell ekspandsjon av et rørformet element | |
NO336419B1 (no) | Hydrauliske verktøy for innsetting av toppakninger og sementeringsforinger. | |
NO328521B1 (no) | Apparat og fremgangsmate for radiell ekspansjon av en rorformet del | |
US8695698B2 (en) | Expansion system for expandable tubulars | |
GB2384803A (en) | Expandable mono-diameter wellbore casing | |
GB2394491A (en) | Joining of tubulars through the use of explosives |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, US |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, STORTINGSGATA 8, 0161 OSLO, NORGE |
|
MK1K | Patent expired |