NO342926B1 - Fremgangsmåte for å bygge en pakningssammenstilling med en ønsket differensialtrykktetningsevne - Google Patents

Fremgangsmåte for å bygge en pakningssammenstilling med en ønsket differensialtrykktetningsevne Download PDF

Info

Publication number
NO342926B1
NO342926B1 NO20092947A NO20092947A NO342926B1 NO 342926 B1 NO342926 B1 NO 342926B1 NO 20092947 A NO20092947 A NO 20092947A NO 20092947 A NO20092947 A NO 20092947A NO 342926 B1 NO342926 B1 NO 342926B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
sealing
sealing elements
main pipe
elements
contact
Prior art date
Application number
NO20092947A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20092947L (no
Inventor
Christopher J Chalker
Kristian Solhaug
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of NO20092947L publication Critical patent/NO20092947L/no
Publication of NO342926B1 publication Critical patent/NO342926B1/no

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T29/00—Metal working
    • Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
    • Y10T29/49826—Assembling or joining

Abstract

En oppsvulmbar pakningsinnretning med forbedret tetningsevne. En pakningssammenstilling inkluderer flere tetningselementer, hvor hvert tetningselement er oppsvulmbart nedhulls, hvor hvert tetningselement har minst én side skråstilt i forhold til sammenstillingens lengdeakse, og hvor tilstøtende tetningselementers skråstilte sider er i kontakt med hverandre. En fremgangsmåte for å bygge en pakningssammenstilling med en ønsket evne til differensialtrykktetning inkluderer: å tilveiebringe et hovedrør og flere tetningselementer, hvor hvert tetningselement er oppsvulmbart i et nedhullsmiljø, og hvor hvert tetningselement har en forutbestemt evne til differensialtrykktetning som er mindre enn den ønskede tetningsevnen, og etter at den ønskede tetningsevnen er fastlagt, å installere det valgte antall tetningselementer på hovedrøret, slik at den kombinerte, forutbestemte differensialtrykktetningsevnen til de installerte tetningselementene er i det minste så stor som den ønskede tetningsevnen.

Description

Foreliggende oppfinnelsen angår generelt utstyr som blir utnyttet og operasjoner som blir utført i sammenheng med en underjordisk brønn, og i en legemliggjøring som her blir beskrevet, mer bestemt tilveiebringer en oppsvulmbar tetningsinnretning med forbedret tetningsevne.
Konvensjonelle tetningsinnretninger av oppsvulmbar type er konstruert ved å anbringe et oppsvulmbart tetningsmateriale på et hovedrør. Tilleggselementer, slik som støtteringer, kan være inkludert i pakningsinnretningen. Tetningsmaterialet danner et tetningselement, som har til formål å stenge av en ringromformet passasje i en brønn.
En differensialtrykktetningsevne til pakningsinnretningen bestemmes av mange faktorer. To signifikante faktorer er tetningsmaterialets volum, og tetningselementets lengde langs hovedrøret. Ettersom tetningselementets indre og ytre diametre typisk blir bestemt av fysiske begrensninger til et borehull og ønsket innvendig strømningsareale, blir tetningselementets lengde generelt variert når det er behov for å fremstille forskjellige differensialtrykklasser for oppsvulmbare pakningsinnretninger.
Uheldigvis betyr dette at forskjellige hovedrørlengder og tetningselementlengder må bli fremstilt, bli holdt i lager, og forsendt til forskjellige steder etc. Dette fører til redusert profitt og redusert anvendelighet.
US 2005/0171248 A1 beskriver en sammensetning for å danne tetninger.
Sammensetningen innbefatter et basismateriale og en hydrogel. Basismaterialene er fortrinnsvis en elastomer eller en termoplast. Tetninger dannet med sammensetningen er spesielt egnet for bruk i et borehullsmiljø. Inkluderingen av hydrogel i tetningene gjør at tetningene kan manipuleres eller endres gjennom visse miljøfaktorer. For eksempel kan temperatur, olje / vannforhold, pH og det elektroniske feltet alle brukes til å endre hydrogelens egenskaper. På denne måten kan tetningen forårsakes å svulme som respons på en bestemt stimulus, og dermed forhindre eller tette en lekkasje uten å kreve ekstra arbeid eller innspill fra operatøren.
US 2003/0173092 A1 beskriver en fremgangsmåte og apparat for tetting av brønnboringer. Apparatet omfatter plater som i utgangspunktet har en bredde som er mindre enn diameteren av brønnboringen som skal forsegles eller plugges. Platene er produsert av en mineralstoff som har egenskapen å oppsvulme til en utvidet tilstand ved kontakt med og absorpsjon av en væske. Apparatet omfatter videre midler for å plassere platen inne i brønnboringen.
US 4234197 A beskriver et tetningssystem som er forsynt med en rekke ringformede tetningssammenstillinger adskilt av relativt stive avstandselementer og som kan fortrinnsvis tilpasses til selektivt å tettende koble seg til et pakningsapparat i et brønnhullsledning, under ferdigstillelse eller overarbeid av en underjordisk olje- eller gassbrønn. Fortrinnsvis omfatter hver tetningssammenstilling fire ringformede tetningselementer i rekkefølge. De ytterste tetningselementene er dannet av en termoplastisk polymer som har en ekspansjonskoeffisient, større enn den for de stive avstandsdeler og ledningen, med fysisk motstand mot korrosive kjemikalier og høytemperatur- og trykkmiljøer. Det ytre elementet har en fysisk hardhet som er tilstrekkelig til å motstå ekstrudering i et gap som er definert mellom det stive avstandselementet og ledningen ved trykk overført fra det stive avstandselement.
Slik vil man se at det er behov for forbedringer i teknikken med konstruksjon av oppsvulmbare pakningsinnretninger.
I utførelse av foreliggende oppfinnelses prinsipper, blir det tilveiebrakt en pakningssammenstilling og en assosiert fremgangsmåte som løser i det minste ett problem i kjent teknikk. Ett eksempel blir beskrevet under, i hvilket differensialtrykktetningsevnen til en pakningsinnretning varieres ved å variere antall oppsvulmbare tetningselementer i pakningsinnretningen, i stedet for å variere lengden til et særskilt tetningselement. Et annet eksempel beskrives under, i hvilket trykktetningsevnen til en pakningsinnretning blir forbedret på grunn av konfigurasjoner av sammenføyningsoverflater og tetningselementets flater og bæreringer som omgir tetningselementene.
I henhold til ett aspekt ved oppfinnelsen, tilveiebringes en fremgangsmåte for konstruksjon av en pakningssammenstilling med en ønsket differensialtrykktetningsevne. Fremgangsmåten inkluderer trinnene med å tilveiebringe et hovedrør og å tilveiebringe flere tetningselementer. Hvert av tetningselementene er oppsvulmbare i et nedhullsmiljø, og hvert av tetningselementene har en forutbestemt differensialtrykktetningsevne som er mindre enn den ønskede differensialtrykktetningsevnen til pakningssammenstillingen.
Etter at den ønskede differensialtrykktetningsevnen til pakningssammenstillingen er bestemt, blir et valgt antall tetningselementer installert på hovedrøret. Som følge av dette er de kombinerte, forutbestemte differensialtrykktetningsevnene til de installerte tetningselementene i det minste like store som den ønskede differensialtrykktetningsevnen til pakningssammenstillingen.
I henhold til et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen, tilveiebringes en pakningssammenstilling. Pakningssammenstillingen inkluderer flere tetningselementer. Hvert tetningselement er oppsvulmbart i et nedhullsmiljø, og hvert tetningselement har minst én flate som er skråstilt i forhold til pakningssammenstillingens lengdeakse. De skråstilte flatene til tilstøtende tetningselementer er i kontakt med hverandre.
Disse og andre trekk, fordeler og hensikter ved foreliggende oppfinnelse vil fremkomme tydeligere for en fagkyndig på området etter nøye betraktning av den detaljerte beskrivelsen av representative legemliggjøringer av oppfinnelsen som blir gitt i det følgende og fra de medfølgende tegningene, i hvilke de samme elementene blir indikert i de forskjellige figurene ved bruk av de samme henvisningstallene.
Figur 1 er et skjematisk, til dels tverrsnittsmessig riss av et brønnsystem og en assosiert fremgangsmåte som legemliggjør foreliggende oppfinnelses prinsipper;
Figur 2 er et skjematisk tverrsnittsriss av en oppsvulmbar pakningsinnretning;
Figurene 3A og B er skjematiske snittriss av en oppsvulmbar pakningssammenstilling som legemliggjør foreliggende oppfinnelses prinsipper;
Figur 4 er et skjematisk snittriss av en første alternativ konstruksjon av den oppsvulmbare pakningssammenstillingen;
Figurene 5A og B er skjematiske snittriss av en andre alternativ konstruksjon av den oppsvulmbare pakningssammenstillingen;
Figur 6 er et skjematisk snittriss av en tredje alternativ konstruksjon av den oppsvulmbare pakningssammenstillingen, og
Figur 7 er et skjematisk snittriss av en fjerde alternativ konstruksjon av den oppsvulmbare pakningssammenstillingen.
Man skal være klar over at de forskjellige legemliggjøringene av foreliggende oppfinnelse som her blir beskrevet kan bli utnyttet i forskjellige orienteringer, slik som skråstilt, omvendt stilt, horisontalt stilt, vertikalt stilt etc., og i forskjellige konfigurasjoner, uten at det derved avvikes fra foreliggende oppfinnelses prinsipper. De legemliggjøringene som her er beskrevet fremgår kun som eksempler på nyttige anvendelser av oppfinnelses prinsipper, og er således ikke begrenset til noen av de bestemte detaljene som er gitt i disse legemliggjøringene.
I den følgende beskrivelsen av representative legemliggjøringer av oppfinnelsen, blir retningsbegrep, slik som “over”, “under”, “øvre”, “nedre” etc., brukt av beleilighetshensyn ved henvisning til de medfølgende tegningene. Generelt er uttrykkene “over”, “øvre”, “oppadrettet” og tilsvarende uttrykk brukt for å vise til en retning mot jordens overflate langsetter et brønnhull, og “under”, “nedre”, “nedoverrettet” og tilsvarende uttrykk viser til en retning som er bort fra jordens overflate langs borehullet.
I figur 1 er det på representativt vis illustrert et brønnsystem 10 som legemliggjør foreliggende oppfinnelses prinsipper. I brønnsystemet 10 har en rørformet streng 12 (slik som feks. en produksjonsrørstreng, en fôringsstreng etc.) blitt installert i et borehull 14. Borehullet 14 kan være fullstendig eller til dels innkapslet (som skildret med fôringsstrengen 16 i en øvre del av figur 1), og/eller borehullet kan være fullstendig eller til dels uten fôring (som skildret i en nedre del av figur 1).
En ringromformet barriere dannes mellom den rørformede strengen 12 og fôringsstrengen 16 ved hjelp av en oppsvulmbar pakningsinnretning 18. En annen ringromformet barriere blir dannet mellom den rørformede strengen 12 og den del av borehullet 14 som er uten fôring ved hjelp av en annen oppsvulmbar pakningsinnretning 20.
Imidlertid skal man klart forstå at pakningsinnretningene 18, 20 kun er to eksempler på praktisk bruk av oppfinnelsens prinsipper. Andre pakningsinnretningstyper kan bli konstruert, og andre typer av ringromformede barrierer kan bli dannet, uten at det derved avvikes fra foreliggende oppfinnelses prinsipper.
Eksempelvis kunne en ringromformet barriere være dannet i sammenheng med et rør, en fôring eller en fôringshenger, og en pakningsinnretning kan eller kan ikke være inkludert i en forankringsinnretning for å sikre en rørformet streng, en broplugg eller en annen type plugg kan være inkludert i en ringromformet barriere etc. Således er oppfinnelsen ikke begrenset på noe som helst vis til detaljene ved brønnsystemet 10 som her blir beskrevet.
Hver av pakningsinnretningene 18, 20 inkluderer fortrinnsvis en tetningssammenstilling med et oppsvulmbart tetningsmateriale som svulmer opp når det kommer i kontakt med et passende fluid. Begrepet “svulme opp” og tilsvarende uttrykk (slik som feks.
“oppsvulmbar”) blir her brukt for å indikere en økning i volumet til et tetningsmateriale. Typisk skyldes denne volumøkningen inkorporering av molekylære komponenter av fluidet inn i selve tetningsmaterialet, men andre oppsvulmingsmekanismer eller oppsvulmingsteknikker kan bli brukt om det er ønskelig.
Når tetningsmaterialet svulmer opp i brønnsystemet 10, ekspanderer det radielt utover og inn i kontakt med en indre overflate 22 av fôringsstrengen 16 (i tilfellet med pakningsinnretningen 18), eller en indre overflate 24 av borehullet 14 (i tilfellet med pakningsinnretningen 20). Merk at oppsvulming ikke er det samme som ekspandering, selv om tetningsmaterialet kan ekspandere som følge av oppsvulmingen.
For eksempel kan i enkelte konvensjonelle pakningsinnretninger et tetningselement bli ekspandert radielt utover ved å komprimere tetningselementet i lengderetning, eller ved å blåse opp tetningselementet. I hvert av disse tilfellene ekspanderes tetningselementet uten noen økning av volumet til det tetningsmaterialet som tetningselementet er dannet av. Således ekspanderer tetningselementene i disse konvensjonelle pakningsinnretningene, men det svulmer ikke opp.
Det fluidet som forårsaker oppsvulming av det oppsvulmbare materialet kan være vann og/eller hydrokarbonfluid (slik som olje eller gass). Fluidet kan vare en gel eller et halvmassivt materiale, slik som en voks eller en parafin med hydrokarboninnhold, som smelter når det blir utsatt for temperaturøkning i et borehull. På denne måten kan materialets oppsvulming bli forsinket til materialet er posisjonert nede i borehullet hvor det foreligger en forutbestemt høyere temperatur. Fluidet kan forårsake oppsvulming av det oppsvulmbare materialet som følge av at tiden går.
Forskjellige oppsvulmbare materialer er kjent for fagkyndige på området, hvilke materialer svulmer opp når de kommer i kontakt med vann og/eller hydrokarbonfluid, så en omfattende liste av slike materialer vil ikke bli presentert her. Lister over noen slike oppsvulmbare materialer kan bli funnet i U.S. patent nr.3385367 og 7059415 og i publisert U.S. patentsøknad nr.2004-0020662, som ved denne henvisning skal være å betrakte som inkorporert i denne beskrivelsen.
Det oppsvulmbare materialet kan ha en betydelig andel hulrom som er komprimert eller sammenklappet ved overflateforhold. Så, når det blir plassert i borehullet ved et høyere trykk, ekspanderes materialet ved at hulrommene fylles med fluid.
Denne type anordning og fremgangsmåte kan bli brukt der hvor det er ønskelig å ekspandere materialet i tilstedeværelse av gass i stedet for olje eller vann. Et egnet, oppsvulmbart materiale er beskrevet i internasjonal patentsøknad nr.
PCT/NO2005/000170 (publisert som WO 2005/116394), og som ved denne henvisning er inkorporert i sin helhet i denne beskrivelsen.
Slik skal det tydeligvis bli forstått at ethvert oppsvulmbart materiale som svulmer opp når det kommer i kontakt med en fluidtype kan bli brukt i å holde seg med foreliggende oppfinnelses prinsipper.
Det gjøres nå tilleggshenvisning til figur 2, hvor det er illustrert på representativt vis en oppsvulmbar pakningsinnretning 26. Pakningsinnretningen 26 inkluderer et enkelt tetningselement 28 dannet av et oppsvulmbart materiale. Tetningselementet 28 installeres på hovedrøret 30.
Hovedrøret 30 kan være tilveiebrakt med endeforbindelser (ikke vist) for å muliggjøre sammenkobling av hovedrøret i den rørformede strengen 12, eller så kan hovedrøret være en del av den rørformede strengen. Bæreringer 32 er festet til hovedrøret 30, som sitter over tetningselementet 28 for å holde tilbake lengderetningsforskyvning av tetningselementet i forhold til hovedrøret.
Man vil her forstå at differensialtrykktetningsevnen til tetningsinnretningen 26 kan bli økt ved å forlenge tetningselementet, eller tetningsevnen kan bli redusert ved å forkorte tetningselementet. Således, for å tilveiebringe en ønsket tetningsevne for en bestemt anvendelse (slik som for pakningsinnretningen 18 eller 20 i brønnsystemet 10), må det bli tilveiebrakt en bestemt, tilsvarende lengde med tetningselementet 28.
Følgelig, for å tilveiebringe et område med tetningsevner som er brukbare for forskjellige anvendelser, må det bli tilveiebrakt et tilsvarende område av respektive flere lengder av tetningselementet 28. Fagkyndige på området vil forstå at behovet for å fremstille, lagerføre og distribuere flere forskjellige konfigurasjoner av et brønnverktøy øker kostnadene og reduserer anvendbarheten med levering av brønnverktøyet til industrien.
Nå henvises det i tillegg til figurene 3A & B, hvor det er illustrert på representativt vis en pakningssammenstilling 40, som inkorporerer oppfinnelsens prinsipper.
Pakningssammenstillingen 40 kan bli brukt for en av pakningsinnretningene 18, 20 i brønnsystemet 10, eller pakningssammenstillingen kan bli brukt i andre brønnsystemer.
Pakningssammenstillingen 40 er i enkelte henseender tilsvarende pakningsinnretningen 26 som er beskrevet over, ved at den inkluderer et oppsvulmbart tetningselement 42 på et hovedrør 44. Imidlertid inkluderer pakningssammenstillingen 40 andre trekk som forbedrer tetningsevnen til tetningselementet 42. Særlig inkluderer pakningssammenstillingen 40 bæreringer 46 som er festet til hovedrøret 44 som går over tetningselementet 42.
Hver bærering 46 inkluderer en konisk flate 48 som er skråstilt i forhold til en lengdeakse 50 hos hovedrøret 44 og pakningssammenstillingen 40. Flaten 48 forspenner det tilstøtende tetningselementet 42 radielt utover og inn i tettende kontakt med en brønnoverflate (slik som en av overflatene 22, 24 i brønnsystemet 10) når tetningselementet svulmer opp nede i borehullet.
Hver bærering 46 inkluderer også en sylindrisk ytre overflate 52 som er radielt forskjøvet i forhold til en sylindrisk indre overflate 54 av tetningselementet 42.
Overflaten 52 forspenner også tetningselementet 42 radielt utover og inn i tettende kontakt med en brønnoverflate når tetningselementet svulmer opp nede i borehullet.
I figur 3B er pakningssammenstillingen 40 skildret i fôringsstrengen 16 til brønnsystemet 10 etter at tetningselementet 42 har svulmet opp. I dette risset kan man se at tetningselementet 42 nå på tettende vis er i kontakt med den indre overflaten 22 av fôringsstrengen 16.
Som følge av trykk 56 som påtrykkes i en oppadrettet retning i en ringrom 58 mellom pakningssammenstillingen 40 og fôringsstrengen 16, blir volumet til tetningselementet 42 forskjøvet noe oppad i forhold til hovedrøret 44.
Imidlertid forhindres tetningselementet 42 fra å bli forskjøvet i noen vesentlig grad i forhold til hovedrøret 44 ved hjelp av bæreringene 46. For dette formål kan bæreringene 46 bli festet til hovedrøret 44 ved bruk av teknikker slik som feks. med festere, sveising, lodding, gjenging etc.
I dette risset kan man også se at tetningselementet 42 er forspent radielt utover ved hjelp av bæreringene 46, som således forsterker tetningskontakten mellom tetningselementet og den indre overflaten 22 av fôringsstrengen 16. Særlig blir tetningselementet 42 komprimert radielt ved at det er i inngrep mellom tetningselementet og de skråstilte overflatene 48 ved områdene 62, og tetningselementet blir radielt komprimert ved at det er i inngrep mellom den indre overflaten 54 til tetningselementet og de ytre overflatene 52 til bæreringene 46 ved områdene 60.
Denne radielle komprimeringen av tetningselementet 42 i områdene 60, 62 forsterker tetningsevnen til pakningssammenstillingen 40. Merk at de skråstilte overflatene 48 legger til rette for radiell forskyvning av den indre overflaten 54 utover på de ytre overflatene 52 til bæreringene 46 ettersom tetningselementet 42 svulmer ut nede i hullet.
Selv om tetningselementet 42 er skildret i figurene 3A & B som å være kun et enkelt element, kan et multippel av tetningselementer bli brukt på hovedrøret 44 for å forsterke tetningsevnen til pakningssammenstillingen 40. Videre vil bruken av multiple tetningselementer 42 fortrinnsvis eliminere behovet for å skaffe tetningselementer av forskjellige lengder for respektive forskjellige anvendelser med forskjellige ønskede differensialtetningsevner.
Det vises nå i tillegg til figur 4, hvor pakningssammenstillingen 40 på representativt vis er illustrert i en alternativ konfigurasjon, i hvilken et multippel av oppsvulmbare tetningselementer 64, 66, 68, 70 blir brukt på hovedrøret 44. Tetningselementene 64, 66, 68, 70 har bæreringene 32 over seg, som er festet til hovedrøret 44, men bæreringene 46 kunne bli brukt i stedet (som skildret i figur 5A).
For å tilveiebringe et minimumsnivå av differensialtrykktetningsevne, kunne kun tetningselementet 64 bli brukt på hovedrøret 44, i hvilket tilfelle bæreringene 32 ville vært posisjonert til kun å gå over tetningselementet 64. Hvis det ønskes et økt tetningsevnenivå, kan tetningselementet 66 bli tilføyd, og hvis det ønskes en ytterligere økning i tetningsevnenivå, kan ett eller flere tilleggselementer 68, 70 bli tilføyd.
Slik kan enhver differensialtrykktetningsevne for pakningssammenstillingen 40 bli oppnådd ved å installere et valgt antall tetningselementer 64, 66, 68, 70 på hovedrøret 44. På denne måten elimineres behovet for å skaffe tetningselementer med forskjellige lengder for respektive forskjellige anvendelser med forskjellige ønskede differensialtrykktetningsevner.
I stedet blir det kun nødvendig å fremstille et lite antall (kanskje bare én) tetningselementkonstruksjoner, som hver har en forutbestemt differensialtetningsevne. Når en ønsket differensialtetningsevne for pakningssammenstillingen 40 er kjent, kan et passende antall tetningselementer 64, 66, 68, 70 bli valgt for installasjon på hovedrøret 44.
Som skildret i figur 4, har tetningselementet 64 en annen form når det sammenlignes med tetningselementene 66, 68, 70. Man skal her forstå at dette ikke er nødvendig for å ligge innenfor oppfinnelsens prinsipper.
Imidlertid har tetningselementene 64, 66, 68, 70 flater 72 som er skråstilt i forhold til lengdeaksen 50, og som er i kontakt med andre mellomtilstøtende tetningselementer. Denne kontakten forekommer i det minste når tetningselementene 64, 66, 68, 70 er svulmet opp nede i hullet, men de skråstilte flatene 72 kan være i kontakt med hverandre før tetningselementene svulmer opp (som vist i figur 5A).
Tetningselementene 64, 66, 68, 70 er skildret i figur 4 som å være adskilt fra hverandre i lengderetning, slik at arrangementet av de skråstilte flatene 72 kan bli sett mer tydelig.
Det vises nå i tillegg til figurene 5A & B, hvor pakningssammenstillingen 40 er illustrert på representativt vis med bæreringene 46 som går over tetningselementene 64, 66, 68, 70. De skråstilte flatene 72 av tetningselementene 64, 66, 68, 70 er skildret som å være i kontakt med hverandre mellom de tilstøtende tetningselementene som er vist i figur 5A. I figur 5B er pakningssammenstillingen 40 skildret i brønnsystemet 10 installert i fôringsstrengen 16, med tetningselementene 64, 66, 68, 70 oppsvulmet i tettende kontakt med fôringsstrengens indre overflate 22.
Man vil forstå at når tetningselementene 64, 66, 68, 70 svulmer opp nede i hullet, forspenner den skråstilte flaten 72 på tetningselementet 64 radielt utover den øvre enden av tetningselementet 66 til tettende kontakt med overflaten 22, den nedre skråstilte flaten 72 på tetningselementet 66 forspenner radielt utover den øvre enden av tetningselementet 68 til tettende kontakt med overflaten 22, og den nedre skråstilte flaten 72 på tetningselementet 68 forspenner radielt utover den øvre enden av tetningselementet 70 til tettende kontakt med overflaten 22. Dette forbedrer tetningsevnen til pakningssammenstillingen 40, sammen med den forsterkede tetningsevnen som blir tilveiebrakt ved samvirke mellom tetningselementene 64, 70 og flatene 48 og overflatene 52 til bæreringene 46.
Nå vises det i tillegg til figur 6, hvor det på representativt vis blir illustrert en annen alternativ konfigurasjon av pakningssammenstillingen 40. I denne konfigurasjonen har tetningselementene 74, 76 på hovedrøret 44 forskjellig stivhet for enklere å oppnå forskjellige funksjoner med hvert tetningselement.
Eksempelvis kan tetningselementene 74 ha en større stivhet for derved enklere å motstå uttrekking mellom bæreringene 46 og fôringsstrengen 16 eller borehullet 14 når trykket 56 legges på i ringrommet 58. Fortrinnsvis utfører også tetningselementene 74 en tetningsfunksjon, feks. for på tettende vis å gå i inngrep med overflatene 22, 24 i brønnsystemet 10.
For å forbedre stivheten til tetningselementene 74, kan et forsterkningsmateriale 78 tilveiebringes i et tetningsmateriale 80 for tetningselementene. Tetningsmaterialet 80 er fortrinnsvis et oppsvulmbart tetningsmateriale som beskrevet over.
Forsterkningsmaterialet 78 kan være et trådnett, staver dannet av stål, KEVLAR(TM) høystyrke polymermateriale, plastikk eller annet forsterkningsmateriale. Forskjellige løsninger for tilveiebringelse av forsterkede tetningselementer er beskrevet i internasjonal patentsøknad nr. PCT/US2006/035052, innlevert 11. september, 2006, med tittelen OPPSVULMBARE PAKNINGSKONSTRUKSJONER, og ved denne henvisning er forannevnte beskrivelse inkorporert heri i sin helhet.
Tetningselementet 76, som er posisjonert mellom tetningselementene 74, har fortrinnsvis mindre stivhet, slik at dets tetningsevne mot irregulære overflater forsterkes. Det vil si, det mindre stive tetningselementet 76 er bedre i stand til å tilpasse seg irregulære overflater når tetningselementet svulmer opp nede i borehullet.
Således varierer stivheten til tetningselementene 74, 76 i lengderetning langs hovedrøret 44 (i en retning som er parallell med lengdeaksen 50), for derved å forbedre den samlede tetningsevnen til pakningssammenstillingen 40. I tillegg skal det bemerkes at tetningselementene 74, 76 har skråstilte flater 72 formet på seg for radielt å utoverforspenne tetningselementet 76 når tetningselementene 74 svulmer opp nede i borehullet, og bæreringene 46 forspenner radielt utover tetningselementene 74 på det vis som er beskrevet over, hvilke trekk videre forbedrer tetningsevnen til pakningssammenstillingen 40.
Nå vises det i tillegg til figur 7, hvor en annen alternativ konfigurasjon av pakningssammenstillingen 40 er illustrert på representativt vis. I denne konfigurasjonen er multiple tetningselementer 76 installert på hovedrøret 44, med de stivere tetningselementene 74 over tetningselementene 76. Det vil si at tetningselementene 74, 76 er anordnet vekselvis langs hovedrøret 44.
På denne måten tilveiebringer tetningselementene 74, 76 forskjellige stivhetsnivåer i en retning parallelt med lengdeaksen 50, med de stivere tetningselementene 74 posisjonert tilstøtende bæreringene 46. Imidlertid skal det være klart at en hvilken som helst variering av stivheten til tetningselementene 74, 76 kan bli brukt mens det samtidig ligger innenfor oppfinnelsens prinsipper.
Hvert av tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 som er beskrevet over er fortrinnsvis installert på hovedrøret 44 ved å skli tetningselementet over hovedrørets ende. Det vil si at enden av hovedrøret 44 innsettes inn i tetningselementet. Imidlertid kan andre forskjellige installasjonsmetoder bli brukt innenfor oppfinnelsens prinsipper.
Eksempelvis kunne tetningselementet bli støpt på hovedrøret 44, tetningselementet kunne bli slått rundt på skruevis rundt hovedrøret, tetningselementet kunne bli installert på hovedrøret i en retning på tvers av lengdeaksen 50 (feks. ved tilveiebringelse av en langsgående slisse i en side av tetningselementet) etc. Forskjellige installeringsmetoder for tetningselementer på et hovedrør er beskrevet i internasjonal patentsøknad nr.
PCT/US2006/035052 som er omtalt over, og i internasjonal patentsøknad nr.
PCT/US2006/60094, innlevert 20. oktober, 2006, og hvis hele beskrivelse er inkorporert heri ved denne henvisning.
Det skal nå vises at beskrivelsen over tilveiebringer i teknikken en pakningssammenstilling 40, som inkluderer multiple tetningselementer 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76. Hvert tetningselement er oppsvulmbart i et nedhullsmiljø, hvert tetningselement har minst én flate 72 som er skråstilt i forhold til en lengdeakse 50 for pakningssammenstillingen 40, og de skråstilte flatene til tilstøtende tetningselementer er i kontakt med hverandre.
Et multippel av tetningselementer 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 kan være installert på et enkelt hovedrør 44. Tetningselementene kan gli inn på hovedrøret fra en hovedrørsende. Minst ett av tetningselementene har en langsgående åpning i seg som tillater installering på hovedrøret i en retning på tvers av lengdeaksen. Minst ett av tetningselementene kan bli slått rundt på skrumessig måte om hovedrøret.
Minst to bæreringer 32, 46 kan ligge over tetningselementmultiplene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76. Tetningselementene kan være utvidbare radielt til tettende kontakt med en brønnoverflate 22, 24 uten å redusere lengdeavstanden mellom bæreringene.
Minst én av bæreringene 46 kan inkludere en flate 48 som er skråstilt i forhold til lengdeaksen 50, og bæreringflaten kan være anordnet slik at den forspenner et tilstøtende element av tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 til tettende kontakt med tilstøtende tetningselementer som svulmer opp nede i borehullet.
Minst én av bæreringene 46 kan inkludere en flate 52 som er radielt forskjøvet i forhold til en flate 54 til et tilstøtende element av tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76, og bæreringflaten kan være anordnet til å forspenne det tilstøtende tetningselementet til tettende kontakt når det tilstøtende tetningselementet svulmer opp nede i borehullet. Bæreringflaten 52 kan være parallell med den tilstøtende tetningselementflaten 54.
Tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 kan være utvidbare radielt til tettende kontakt med en brønnoverflate 22, 24 uten lengderetningskomprimering av tetningselementene.
Tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 kan inkludere tetningselementer som ligger over et annet tetningselement, med det andre tetningselementet som er mindre stivt enn de første tetningselementene. Minst ett av de første tetningselementene 74 kan inkludere et forsterkningsmateriale 78 i et tetningsmateriale 80. Tetningsmaterialet 80 kan være et oppsvulmbart tetningsmateriale.
Tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 kan ha varierende stivhetsnivåer i en retning parallelt med lengdeaksen 50.
Man vil også forstå at en fremgangsmåte for å konstruere en pakningssammenstilling 40 med en ønsket differensialtrykktetningsevne blir tilveiebrakt i beskrivelsen over.
Fremgangsmåten kan inkludere trinnene: å tilveiebringe et hovedrør 44 og å tilveiebringe et multippel av tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76.
Hvert av tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 kan være oppsvulmbare i et nedhullsmiljø, og hvert av tetningselementene kan ha en forutbestemt differensialtrykktetningsevne som er mindre enn den ønskede differensialtrykktetningsevnen til pakningssammenstillingen 40.
Etter at den ønskede differensialtrykktetningsevnen til pakningssammenstillingen 40 er bestemt, kan et valgt antall av tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 bli installert på hovedrøret 44, slik at de kombinerte, forutbestemte differensialtrykktetningsevnene til de installerte tetningselementene er i det minste så store som pakningssammenstillingens ønskede differensialtrykktetningsevne.
Installeringstrinnet kan inkludere å sette flatene 72 til tilstøtende tetningselementer 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 i kontakt med hverandre. Flatene 72 til de tilstøtende tetningselementene kan være skråstilt i forhold til en lengdeakse 50 til hovedrøret 44.
Fremgangsmåten kan inkludere trinnet å svulme opp tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 nede i borehullet, slik at tetningselementene kommer i kontakt med en brønnoverflate 22, 24 på tettende måte. Tetningselementene kan på tettende vis være i kontakt med brønnflaten uten å lengdekomprimere tetningselementene.
Tetningselementene kan være tilveiebrakt slik at de første tetningselementene 74 har større stivhet enn minst ett andre tetningselement 76. Installeringstrinnet kan inkludere å posisjonere de første tetningselementene 74 over det andre tetningselementet 76.
Installeringstrinnet kan inkludere å variere en stivhet ved tetningselementene 74, 76 i en retning parallelt med hovedrørets lengdeakse.
Installeringstrinnet kan inkludere å posisjonere bæreringer 32, 46 over tetningselementene på hovedrøret 44. Minst én av bæreringene 46 kan inkludere en flate 48 som er skråstilt i forhold til en lengdeakse 50 til hovedrøret 44, og bæreringflaten kan forspenne et tilstøtende element av tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 til tettende kontakt med en brønnoverflate 22, 24 når det tilstøtende tetningselementet svulmer opp nede i borehullet.
Minst én av bæreringene 46 kan inkludere en overflate 52 som er radielt forskjøvet i forhold til en overflate 54 på et tilstøtende element blant tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76. Bæreringoverflaten 52 kan forspenne det tilstøtende tetningselementet til tettende kontakt med en brønnoverflate 22, 24 når det tilstøtende tetningselementet svulmer opp nede i borehullet. Bæreringoverflaten 52 kan være parallell til den tilstøtende tetningselementoverflaten 54.
Fremgangsmåten kan inkludere trinnet å svulme opp tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 nede i hullet, slik at tetningselementene på tettende vis er i kontakt med en brønnoverflate 22, 24, uten å øke en lengdeavstand mellom bæreringene 32, 46.
Installeringstrinnet kan inkludere å skli tetningselementene 42, 64, 66, 68, 70, 74, 76 inn på hovedrøret 44 fra en ende av hovedrøret, og installere minst ett av tetningselementene på hovedrøret i en retning på tvers av hovedrørets lengdeakse, og/eller å slå minst ett av tetningselementene på skruemessig vis rundt hovedrøret.

Claims (7)

Patentkrav
1.
Fremgangsmåte for å bygge en pakningssammenstilling (40) med en ønsket differensialtrykktetningsevne, hvor fremgangsmåten innbefatter trinnene:
- å tilveiebringe et hovedrør (44);
- å tilveiebringe et multippel av tetningselementer (64, 66, 68, 70, 74, 76), hvor hvert tetningselement (64, 66, 68, 70, 74, 76) er oppsvulmbart i et nedhullsmiljø når det kommer i kontakt med et fluid, og hvor hvert tetningselement (64, 66, 68, 70, 74, 76) har en forutbestemt differensialtrykktetningsevne som er mindre enn pakningssammenstillingens (40) ønskede differensialtrykktetningsevne; og
k a r a k t e r i s e r t v e d at
- hvert tetningselement (64, 66, 68, 70, 74, 76) har minst en flate (72) skråstilt i forhold til en pakningssammenstillingslengdeakse, og de skråstilte flatene (72) til tilstøtende tetningselementer (64, 66, 68, 70, 74, 76) er i kontakt med hverandre; og
- etter at den ønskede differensialtrykktetningsevnen til pakningssammenstillingen (40) er fastlagt, å installere et valgt antall av tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) på hovedrøret (44), slik at de kombinerte, forutbestemte differensialtrykktetningsevnene til de installerte tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) er i det minste så store som pakningssammenstillingens (40) ønskede differensialtrykktetningsevne,
- og hvori, for hvert sett med skråstilte flater (72) til tilstøtende tetningselementer (64, 66, 68, 70, 74, 76) som er i kontakt, forspenner en av de skråstilte flatene (72) radielt utover en ende av tetningselementet (64, 66, 68, 70, 74, 76) som det er i kontakt med til tettende kontakt med en brønnoverflate (22, 24) når tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) svulmer opp nede i hullet, og
- å feste bæreringer (32, 46) til hovedrøret (44) slik at bæreringene (32, 46) går over tetningselementene og holder tilbake lengderetningsforskyvning av tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) i forhold til hovedrøret (44), minst én bærering (46) inkluderer en flate som er skråstilt i forhold til en hovedrørslengdeakse, og bæreringflaten er anordnet for å forspenne et tilstøtende et av tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) til tettende kontakt med brønnoverflaten når det tilstøtende tetningselementet (64, 66, 68, 70, 74, 76) svulmer opp nede i borehullet.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor installeringstrinnet videre innbefatter å sette flatene til tilstøtende tetningselementer (64, 66, 68, 70, 74, 76) i kontakt med hverandre, og fortrinnsvis hvor de tilstøtende tetningselementenes (64, 66, 68, 70, 74, 76) flater er skråstilt i forhold til en hovedrørslengdeakse.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre innbefattende trinnet med oppsvulming av tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) nede i borehullet, slik at tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) danner tettende kontakt med en brønnoverflate, og fortrinnsvis hvor tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) danner tettende kontakt med brønnoverflaten uten lengderetningskomprimering av tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76)
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tetningselementtilveiebringelsestrinnet videre innbefatter å tilveiebringe første tetningselementer (74) med større stivhet enn minst ett andre tetningselement (76), og fortrinnsvis hvor installeringstrinnet videre innbefatter å posisjonere de første tetningselementene (74) som sitter over det andre tetningselementet (76).
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor installeringstrinnet videre innbefatter å variere tetningselementenes (64, 66, 68, 70, 74, 76) stivhet i en retning parallelt med en hovedrørslengdeakse.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor
(i) minst én av bæreringene (32, 46) inkluderer en flate (52) som er radielt forskjøvet i forhold til en overflate av et tilstøtende et av tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76), og videre innbefattende trinnet hvor bæreringoverflaten forspenner det tilstøtende tetningselementet til tettende kontakt med en brønnoverflate når det tilstøtende tetningselementet svulmer opp nede i borehullet, og fortrinnsvis hvor bæreringoverflaten (52) er parallell med den tilstøtende tetningselementoverflaten, eller (ii) fremgangsmåten videre innbefattende trinnet med oppsvulming av tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) nede i borehullet, slik at tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) danner tettende kontakt med en brønnoverflate, uten å minske en lengdeavstand mellom bæreringene (32, 46).
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor installeringstrinnet videre innbefatter:
(a) å gli tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) inn på hovedrøret (44) fra en ende av hovedrøret,
(b) å installere minst ett av tetningselementene (64, 66, 68, 70, 74, 76) på hovedrøret (44) i en retning som er på tvers av hovedrørets (44) lengdeakse, eller
(c) å slå minst ett av tetningselementene på skruemessig vis om hovedrøret (44).
NO20092947A 2007-02-06 2009-09-02 Fremgangsmåte for å bygge en pakningssammenstilling med en ønsket differensialtrykktetningsevne NO342926B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2007/061703 WO2008097312A1 (en) 2007-02-06 2007-02-06 Swellable packer with enhanced sealing capability

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20092947L NO20092947L (no) 2009-10-06
NO342926B1 true NO342926B1 (no) 2018-09-03

Family

ID=39681992

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20092947A NO342926B1 (no) 2007-02-06 2009-09-02 Fremgangsmåte for å bygge en pakningssammenstilling med en ønsket differensialtrykktetningsevne

Country Status (9)

Country Link
US (2) US9303483B2 (no)
EP (1) EP2129865B1 (no)
AU (1) AU2007346700B2 (no)
BR (1) BRPI0721215B1 (no)
CA (2) CA2677254C (no)
DK (1) DK2129865T3 (no)
MX (1) MX2009008348A (no)
NO (1) NO342926B1 (no)
WO (1) WO2008097312A1 (no)

Families Citing this family (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO324087B1 (no) * 2005-05-02 2007-08-13 Easy Well Solutions As Anordning ved ringromspakning
WO2008051250A2 (en) * 2006-10-20 2008-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer construction for continuous or segmented tubing
EP2129865B1 (en) 2007-02-06 2018-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer with enhanced sealing capability
US8110099B2 (en) 2007-05-09 2012-02-07 Contech Stormwater Solutions Inc. Stormwater filter assembly
US20080290603A1 (en) * 2007-05-24 2008-11-27 Baker Hughes Incorporated Swellable material and method
US20090126947A1 (en) * 2007-05-31 2009-05-21 Baker Hughes Incorporated Swellable material and method
US7806193B2 (en) * 2007-06-06 2010-10-05 Baker Hughes Incorporated Swellable packer with back-up systems
GB0716640D0 (en) 2007-08-25 2007-10-03 Swellfix Bv Sealing assembley
US8727001B2 (en) * 2007-09-25 2014-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals
US9018144B2 (en) 2007-10-01 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Polymer composition, swellable composition comprising the polymer composition, and articles including the swellable composition
US8555961B2 (en) * 2008-01-07 2013-10-15 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer with composite material end rings
US20090178800A1 (en) * 2008-01-14 2009-07-16 Korte James R Multi-Layer Water Swelling Packer
GB2457894B (en) * 2008-02-27 2011-12-14 Swelltec Ltd Downhole apparatus and method
US8235108B2 (en) * 2008-03-14 2012-08-07 Schlumberger Technology Corporation Swell packer and method of manufacturing
GB2459457B (en) * 2008-04-22 2012-05-09 Swelltec Ltd Downhole apparatus and method
US8794310B2 (en) * 2008-11-12 2014-08-05 Schlumberger Technology Corporation Support tube for a swell packer, swell packer, method of manufacturing a swell packer, and method for using a swell packer
US20100230902A1 (en) * 2009-03-12 2010-09-16 Baker Hughes Incorporated Downhole sealing device and method of making
US8087459B2 (en) * 2009-03-31 2012-01-03 Weatherford/Lamb, Inc. Packer providing multiple seals and having swellable element isolatable from the wellbore
US8127978B2 (en) * 2009-05-20 2012-03-06 Baker Hughes Incorporated Swelling packer and method of construction
US8225862B2 (en) * 2009-08-21 2012-07-24 Baker Hughes Incorporated Load distributing apparatus and method
US20110121568A1 (en) * 2009-11-20 2011-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable connection system and method of using the same
US20110290472A1 (en) * 2010-05-27 2011-12-01 Longwood Elastomers, Inc. Process for manufacturing swellable downhole packers and associated products
US8960312B2 (en) 2010-06-30 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigating leaks in production tubulars
US20120012342A1 (en) * 2010-07-13 2012-01-19 Wilkin James F Downhole Packer Having Tandem Packer Elements for Isolating Frac Zones
AU2016200369A1 (en) * 2010-08-25 2016-02-11 Weatherford U.K. Limited Downhole apparatus and method
WO2013095098A1 (en) * 2011-11-18 2013-06-27 Ruma Products Holding B.V. Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve
US20130279769A1 (en) 2012-04-10 2013-10-24 Picofield Technologies Inc. Biometric Sensing
US9708880B2 (en) * 2012-06-08 2017-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer with enhanced anchoring and/or sealing capability
US9617821B2 (en) 2012-06-20 2017-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer with enhanced operating envelope
CA2875943C (en) * 2012-09-21 2017-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer having reinforcement plate
US9279303B2 (en) * 2012-10-16 2016-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Secondary barrier for use in conjunction with an isolation device in a horizontal wellbore
GB2513846A (en) * 2013-05-03 2014-11-12 Rubberatkins Ltd Downhole seal
GB201315957D0 (en) * 2013-09-06 2013-10-23 Swellfix Bv Retrievable packer
US9441449B1 (en) * 2014-03-16 2016-09-13 Elie Robert Abi Aad Swellable packer
EP2952672A1 (en) * 2014-06-04 2015-12-09 Welltec A/S Downhole expandable metal tubular
WO2016007628A1 (en) * 2014-07-09 2016-01-14 Weatherford Technology Holdings, Llc Compressible packing element for continuous feed-through line
WO2016137439A1 (en) * 2015-02-24 2016-09-01 Schlumberger Canada Limited Method and apparatus for controlled swelling of swell packers by controlled fluid transport
BR122022010728B1 (pt) * 2016-09-30 2022-11-29 Halliburton Energy Services, Inc Packer para um poço, e, método para assentar um packer
BR112020005388B1 (pt) 2017-11-13 2023-03-21 Halliburton Energy Services, Inc Método para formar uma vedação em um furo de poço e pilha de vedação de metal intumescível
SG11202006956VA (en) * 2018-02-23 2020-08-28 Halliburton Energy Services Inc Swellable metal for swell packer
WO2020171825A1 (en) 2019-02-22 2020-08-27 Halliburton Energy Services, Inc. An expanding metal sealant for use with multilateral completion systems
US11261693B2 (en) 2019-07-16 2022-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Composite expandable metal elements with reinforcement
BR112021024386A2 (pt) 2019-07-31 2022-02-08 Halliburton Energy Services Inc Método para monitorar a expansão de um vedante metálico de fundo de poço e sistema de medição do vedante metálico de fundo de poço
US10961804B1 (en) 2019-10-16 2021-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Washout prevention element for expandable metal sealing elements
US11519239B2 (en) 2019-10-29 2022-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Running lines through expandable metal sealing elements
US11761290B2 (en) 2019-12-18 2023-09-19 Halliburton Energy Services, Inc. Reactive metal sealing elements for a liner hanger
US11499399B2 (en) 2019-12-18 2022-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure reducing metal elements for liner hangers
US11761293B2 (en) 2020-12-14 2023-09-19 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer assemblies, downhole packer systems, and methods to seal a wellbore
US11572749B2 (en) 2020-12-16 2023-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Non-expanding liner hanger
US11578498B2 (en) 2021-04-12 2023-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable metal for anchoring posts
US11879304B2 (en) 2021-05-17 2024-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Reactive metal for cement assurance
US20230003096A1 (en) * 2021-07-02 2023-01-05 Schlumberger Technology Corporation Mixed element swell packer system and method

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4234197A (en) * 1979-01-19 1980-11-18 Baker International Corporation Conduit sealing system
US20030173092A1 (en) * 2002-03-14 2003-09-18 Wilson Mary Jane Apparatus and method for sealing well bores and bore holes
US20050171248A1 (en) * 2004-02-02 2005-08-04 Yanmei Li Hydrogel for use in downhole seal applications

Family Cites Families (197)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US148387A (en) 1874-03-10 Improvement in well-tube check-valves
US1536348A (en) 1921-12-20 1925-05-05 Oil Well Supply Co Gas-escape valve for oil wells
US1736254A (en) 1928-03-12 1929-11-19 Oil Recovery Corp Seater and packer
US2144026A (en) 1936-02-06 1939-01-17 Leslie A Layne Packer
US2253092A (en) 1937-06-22 1941-08-19 Guiberson Corp Packer
US2275936A (en) 1940-07-02 1942-03-10 Baker Oil Tools Inc Casing bridging device
US2242166A (en) 1940-10-17 1941-05-13 Continental Oil Co Apparatus for operating oil wells
US2602516A (en) 1949-05-02 1952-07-08 Gray David Paxton Method and apparatus for removing oil sands from oil wells
US2830540A (en) 1950-09-14 1958-04-15 Pan American Petroleum Corp Well packer
US2809654A (en) 1954-09-10 1957-10-15 Dole Valve Co Hygroscopic steam valve
US2762437A (en) 1955-01-18 1956-09-11 Egan Apparatus for separating fluids having different specific gravities
US2946541A (en) 1955-04-11 1960-07-26 John R Boyd Airfoil fluid flow control system
US2828823A (en) 1955-07-07 1958-04-01 Exxon Research Engineering Co Reinforced inflatable packer
US2814947A (en) 1955-07-21 1957-12-03 Union Oil Co Indicating and plugging apparatus for oil wells
US2945541A (en) 1955-10-17 1960-07-19 Union Oil Co Well packer
US2849070A (en) 1956-04-02 1958-08-26 Union Oil Co Well packer
US2942666A (en) 1956-12-27 1960-06-28 Jersey Prod Res Co Wireline plugging device
US2981332A (en) 1957-02-01 1961-04-25 Montgomery K Miller Well screening method and device therefor
US2981333A (en) 1957-10-08 1961-04-25 Montgomery K Miller Well screening method and device therefor
US3099318A (en) 1961-01-23 1963-07-30 Montgomery K Miller Well screening device
US3385367A (en) * 1966-12-07 1968-05-28 Kollsman Paul Sealing device for perforated well casing
US3477506A (en) 1968-07-22 1969-11-11 Lynes Inc Apparatus relating to fabrication and installation of expanded members
US3776561A (en) 1970-10-16 1973-12-04 R Haney Formation of well packers
US3845818A (en) 1973-08-10 1974-11-05 Otis Eng Co Well tools
US3899631A (en) 1974-04-11 1975-08-12 Lynes Inc Inflatable sealing element having electrical conductors extending therethrough
US3918523A (en) 1974-07-11 1975-11-11 Ivan L Stuber Method and means for implanting casing
GB1478206A (en) 1974-09-12 1977-06-29 Weatherford Oil Tool Control line positioning device for use in wells
US3933203A (en) 1975-03-27 1976-01-20 Evans Orde R Centralizer for production string including support means for control lines
US4182677A (en) 1975-04-03 1980-01-08 Institut Francais Du Petrole Modified rubber, its use as hydrocarbon absorber
US4202087A (en) 1977-03-18 1980-05-13 Kelly Well Company, Inc. Device for retaining setting cables
US4137970A (en) 1977-04-20 1979-02-06 The Dow Chemical Company Packer with chemically activated sealing member and method of use thereof
US4240800A (en) 1978-10-23 1980-12-23 Fischer Karl O Process for treatment of bagasse for the production of oil binders
US4307204A (en) 1979-07-26 1981-12-22 E. I. Du Pont De Nemours And Company Elastomeric sponge
CA1145131A (en) 1980-04-05 1983-04-26 Hajime Yamaji Aqueously-swelling water stopper and a process of stopping water thereby
US4287952A (en) 1980-05-20 1981-09-08 Exxon Production Research Company Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers
US4375240A (en) * 1980-12-08 1983-03-01 Hughes Tool Company Well packer
US4444403A (en) 1982-06-21 1984-04-24 Camco, Incorporated Thermal and/or corrosion seal for a well tool
US4491186A (en) 1982-11-16 1985-01-01 Smith International, Inc. Automatic drilling process and apparatus
US4635726A (en) 1985-05-28 1987-01-13 Texaco Inc. Method for controlling lost circulation of drilling fluids with water absorbent polymers
US4633950A (en) 1985-05-28 1987-01-06 Texaco Inc. Method for controlling lost circulation of drilling fluids with hydrocarbon absorbent polymers
US4862967A (en) 1986-05-12 1989-09-05 Baker Oil Tools, Inc. Method of employing a coated elastomeric packing element
SE457137B (sv) 1986-11-20 1988-12-05 Husqvarna Ab Vibrationsdaempande anordning vid motordrivna graesklippare
US5035286A (en) 1988-03-10 1991-07-30 Fitzgibbon Jr Daniel F Methods and apparatus for field blasting of earth formations using inflatable devices for suspending explosives in boreholes
US5273066A (en) 1988-06-10 1993-12-28 Graham Neil B Control valves and method of plant growing using flow control
US5091471A (en) 1989-01-17 1992-02-25 Bridgestone/Firestone, Inc. Elastomer blends having improved extrusion resistance and method for the preparation thereof
US4974674A (en) 1989-03-21 1990-12-04 Westinghouse Electric Corp. Extraction system with a pump having an elastic rebound inner tube
US4919989A (en) 1989-04-10 1990-04-24 American Colloid Company Article for sealing well castings in the earth
US4971152A (en) 1989-08-10 1990-11-20 Nu-Bore Systems Method and apparatus for repairing well casings and the like
US4998585A (en) 1989-11-14 1991-03-12 Qed Environmental Systems, Inc. Floating layer recovery apparatus
US5333684A (en) 1990-02-16 1994-08-02 James C. Walter Downhole gas separator
FR2663978B1 (fr) 1990-06-29 1995-12-15 Elf Aquitaine Tube de production avec ligne hydraulique integree.
GB2248255B (en) 1990-09-27 1994-11-16 Solinst Canada Ltd Borehole packer
CA2034444C (en) 1991-01-17 1995-10-10 Gregg Peterson Method and apparatus for the determination of formation fluid flow rates and reservoir deliverability
US5180704A (en) 1991-04-19 1993-01-19 Regents Of The University Of Minnesota Oil sorption with surface-modified rubber
JPH0799076B2 (ja) 1991-06-11 1995-10-25 応用地質株式会社 吸水膨張性止水材及びそれを用いる止水工法
GB9117683D0 (en) 1991-08-16 1991-10-02 Head Philip F Well packer
US5523357A (en) 1991-10-23 1996-06-04 Jps Elastomerics Corporation CSPE/CPE blend membrane
GB9127535D0 (en) 1991-12-31 1992-02-19 Stirling Design Int The control of"u"tubing in the flow of cement in oil well casings
US5433269A (en) * 1992-05-15 1995-07-18 Halliburton Company Retrievable packer for high temperature, high pressure service
NO306127B1 (no) 1992-09-18 1999-09-20 Norsk Hydro As Fremgangsmate og produksjonsror for produksjon av olje eller gass fra et olje- eller gassreservoar
US5337808A (en) 1992-11-20 1994-08-16 Natural Reserves Group, Inc. Technique and apparatus for selective multi-zone vertical and/or horizontal completions
DE4325757A1 (de) 1993-07-31 1995-02-02 Gruenau Gmbh Chem Fab Rohrschott mit einem um ein Rohr biegbaren Blechmantel
US5411085A (en) 1993-11-01 1995-05-02 Camco International Inc. Spoolable coiled tubing completion system
US5533570A (en) 1995-01-13 1996-07-09 Halliburton Company Apparatus for downhole injection and mixing of fluids into a cement slurry
NO954352D0 (no) 1995-10-30 1995-10-30 Norsk Hydro As Anordning for innströmningsregulering i et produksjonsrör for produksjon av olje eller gass fra et olje- og/eller gassreservoar
JPH09151686A (ja) 1995-11-29 1997-06-10 Oyo Corp 孔内パッキング方法
US5730223A (en) 1996-01-24 1998-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having an adjustable flow rate and associated methods of completing a subterranean well
GB2320731B (en) 1996-04-01 2000-10-25 Baker Hughes Inc Downhole flow control devices
US5896928A (en) 1996-07-01 1999-04-27 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device for use in producing wells
US5803179A (en) 1996-12-31 1998-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Screened well drainage pipe structure with sealed, variable length labyrinth inlet flow control apparatus
GB2356879B (en) 1996-12-31 2001-07-25 Halliburton Energy Serv Inc Production fluid drainage apparatus
US5944322A (en) 1997-02-11 1999-08-31 Parker-Hannifin Corporation Combination graphite foil and metal sealing gasket
NO305259B1 (no) 1997-04-23 1999-04-26 Shore Tec As FremgangsmÕte og apparat til bruk ved produksjonstest av en forventet permeabel formasjon
GB2325949B (en) 1997-05-06 2001-09-26 Baker Hughes Inc Flow control apparatus and method
US6009951A (en) 1997-12-12 2000-01-04 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for hybrid element casing packer for cased-hole applications
GB2341405B (en) 1998-02-25 2002-09-11 Specialised Petroleum Serv Ltd Circulation tool
US6253861B1 (en) 1998-02-25 2001-07-03 Specialised Petroleum Services Limited Circulation tool
US6173788B1 (en) 1998-04-07 2001-01-16 Baker Hughes Incorporated Wellpacker and a method of running an I-wire or control line past a packer
NO982609A (no) 1998-06-05 1999-09-06 Triangle Equipment As Anordning og fremgangsmåte til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrøm mellom et hydrokarbonreservoar og en brønn
US6135210A (en) 1998-07-16 2000-10-24 Camco International, Inc. Well completion system employing multiple fluid flow paths
JP3550026B2 (ja) 1998-08-21 2004-08-04 信男 中山 ボーリング孔の遮水具及びこれを用いた遮水方法
RU2157440C2 (ru) 1998-10-27 2000-10-10 Совместное российско-сербское предприятие "Россербмост" в виде ТОО Температурный шов для инженерных сооружений
US6938689B2 (en) 1998-10-27 2005-09-06 Schumberger Technology Corp. Communicating with a tool
US7121352B2 (en) 1998-11-16 2006-10-17 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
US6354378B1 (en) 1998-11-18 2002-03-12 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for formation isolation in a well
GB9900471D0 (en) 1999-01-09 1999-03-03 Bedwell Leslie W Apparatus and method for leak detection
WO2000045031A1 (en) 1999-01-29 2000-08-03 Schlumberger Technology Corporation Controlling production
OA11859A (en) 1999-04-09 2006-03-02 Shell Int Research Method for annular sealing.
US6679324B2 (en) 1999-04-29 2004-01-20 Shell Oil Company Downhole device for controlling fluid flow in a well
US6227299B1 (en) 1999-07-13 2001-05-08 Halliburton Energy Services, Inc. Flapper valve with biasing flapper closure assembly
US6390199B1 (en) 1999-09-21 2002-05-21 Shell Oil Company Downhole safety valve
US6571046B1 (en) 1999-09-23 2003-05-27 Baker Hughes Incorporated Protector system for fiber optic system components in subsurface applications
GB9923092D0 (en) 1999-09-30 1999-12-01 Solinst Canada Ltd System for introducing granular material into a borehole
US6343651B1 (en) 1999-10-18 2002-02-05 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for controlling fluid flow with sand control
US6367845B1 (en) 1999-11-09 2002-04-09 Grant Prideco, L.P. Control line coupling and tubular string-control line assembly employing same
US6354372B1 (en) 2000-01-13 2002-03-12 Carisella & Cook Ventures Subterranean well tool and slip assembly
US6318729B1 (en) * 2000-01-21 2001-11-20 Greene, Tweed Of Delaware, Inc. Seal assembly with thermal expansion restricter
US6478091B1 (en) 2000-05-04 2002-11-12 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable liner and associated methods of regulating fluid flow in a well
US7455104B2 (en) 2000-06-01 2008-11-25 Schlumberger Technology Corporation Expandable elements
US6325144B1 (en) 2000-06-09 2001-12-04 Baker Hughes, Inc. Inflatable packer with feed-thru conduits
US6817416B2 (en) 2000-08-17 2004-11-16 Abb Offshore Systems Limited Flow control device
NO312478B1 (no) 2000-09-08 2002-05-13 Freyer Rune Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon
FR2815073B1 (fr) 2000-10-09 2002-12-06 Johnson Filtration Systems Elements de drain ayant une crepine consitituee de tiges creuses pour collecter notamment des hydrocarbures
US6371210B1 (en) 2000-10-10 2002-04-16 Weatherford/Lamb, Inc. Flow control apparatus for use in 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
US7222676B2 (en) 2000-12-07 2007-05-29 Schlumberger Technology Corporation Well communication system
IT1319550B1 (it) 2000-12-15 2003-10-20 Eni Spa Metodo per la centralizzazione delle colonne per applicazioni leanprofile
US6695067B2 (en) 2001-01-16 2004-02-24 Schlumberger Technology Corporation Wellbore isolation technique
GB2388136B (en) 2001-01-26 2005-05-18 E2Tech Ltd Device and method to seal boreholes
US6622794B2 (en) 2001-01-26 2003-09-23 Baker Hughes Incorporated Sand screen with active flow control and associated method of use
MY134072A (en) 2001-02-19 2007-11-30 Shell Int Research Method for controlling fluid into an oil and/or gas production well
NO314701B3 (no) 2001-03-20 2007-10-08 Reslink As Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn
US6644412B2 (en) 2001-04-25 2003-11-11 Weatherford/Lamb, Inc. Flow control apparatus for use in a wellbore
NO313895B1 (no) 2001-05-08 2002-12-16 Freyer Rune Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn
US6786285B2 (en) 2001-06-12 2004-09-07 Schlumberger Technology Corporation Flow control regulation method and apparatus
US6575251B2 (en) 2001-06-13 2003-06-10 Schlumberger Technology Corporation Gravel inflated isolation packer
US6712153B2 (en) 2001-06-27 2004-03-30 Weatherford/Lamb, Inc. Resin impregnated continuous fiber plug with non-metallic element system
MY135121A (en) 2001-07-18 2008-02-29 Shell Int Research Wellbore system with annular seal member
US20040007829A1 (en) 2001-09-07 2004-01-15 Ross Colby M. Downhole seal assembly and method for use of same
US6857475B2 (en) 2001-10-09 2005-02-22 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for flow control gravel pack
US6705615B2 (en) * 2001-10-31 2004-03-16 Dril-Quip, Inc. Sealing system and method
US6957703B2 (en) 2001-11-30 2005-10-25 Baker Hughes Incorporated Closure mechanism with integrated actuator for subsurface valves
GB0130849D0 (en) 2001-12-22 2002-02-06 Weatherford Lamb Bore liner
US6719051B2 (en) 2002-01-25 2004-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US7096945B2 (en) 2002-01-25 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and treatment method using the same
US20050224123A1 (en) 2002-08-12 2005-10-13 Baynham Richard R Integral centraliser
US7644773B2 (en) 2002-08-23 2010-01-12 Baker Hughes Incorporated Self-conforming screen
NO318165B1 (no) 2002-08-26 2005-02-14 Reslink As Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng
US7083162B2 (en) 2002-08-30 2006-08-01 The Dial Corporation Intermediary device
US6935432B2 (en) 2002-09-20 2005-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore
US6854522B2 (en) 2002-09-23 2005-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Annular isolators for expandable tubulars in wellbores
US6840325B2 (en) 2002-09-26 2005-01-11 Weatherford/Lamb, Inc. Expandable connection for use with a swelling elastomer
FR2845617B1 (fr) 2002-10-09 2006-04-28 Inst Francais Du Petrole Crepine a perte de charge controlee
NO318358B1 (no) 2002-12-10 2005-03-07 Rune Freyer Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning
US6834725B2 (en) 2002-12-12 2004-12-28 Weatherford/Lamb, Inc. Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular
US6907937B2 (en) 2002-12-23 2005-06-21 Weatherford/Lamb, Inc. Expandable sealing apparatus
US6857476B2 (en) 2003-01-15 2005-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same
US6886634B2 (en) 2003-01-15 2005-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having an internal isolation member and treatment method using the same
US6848505B2 (en) 2003-01-29 2005-02-01 Baker Hughes Incorporated Alternative method to cementing casing and liners
US6988557B2 (en) 2003-05-22 2006-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Self sealing expandable inflatable packers
GB2398582A (en) 2003-02-20 2004-08-25 Schlumberger Holdings System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore
US7207386B2 (en) 2003-06-20 2007-04-24 Bj Services Company Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production
US7234533B2 (en) 2003-10-03 2007-06-26 Schlumberger Technology Corporation Well packer having an energized sealing element and associated method
US20050103497A1 (en) 2003-11-17 2005-05-19 Michel Gondouin Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments
GB2424020B (en) 2003-11-25 2008-05-28 Baker Hughes Inc Swelling layer inflatable
US7191844B2 (en) 2004-01-09 2007-03-20 Schlumberger Technology Corp. Inflate control system for inflatable straddle stimulation tool
EA008563B1 (ru) 2004-03-11 2007-06-29 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ установки кольцевого уплотнителя на трубчатый элемент для скважины
GB2428058B (en) 2004-03-12 2008-07-30 Schlumberger Holdings Sealing system and method for use in a well
KR100526461B1 (ko) 2004-03-26 2005-11-08 주식회사 하이닉스반도체 메모리장치의 어드레스 래치회로
NO325434B1 (no) 2004-05-25 2008-05-05 Easy Well Solutions As Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk
DE602005015710D1 (de) 2004-06-25 2009-09-10 Shell Int Research Sieb zur steuerung der sandproduktion in einem bohrloch
DE602005014791D1 (de) 2004-06-25 2009-07-16 Shell Int Research Filter zur zuflussregelung von feststoffteilen in einem bohrloch
US7290606B2 (en) 2004-07-30 2007-11-06 Baker Hughes Incorporated Inflow control device with passive shut-off feature
WO2006015277A1 (en) 2004-07-30 2006-02-09 Baker Hughes Incorporated Downhole inflow control device with shut-off feature
US7240739B2 (en) 2004-08-04 2007-07-10 Schlumberger Technology Corporation Well fluid control
US7191833B2 (en) 2004-08-24 2007-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same
US7367395B2 (en) 2004-09-22 2008-05-06 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control completion having smart well capability and method for use of same
NO331536B1 (no) 2004-12-21 2012-01-23 Schlumberger Technology Bv Fremgangsmate for a danne en regulerende strom av bronnhullfluider i et bronnhull anvendt i produksjon av hydrokarboner, og ventil for anvendelse i et undergrunns bronnhull
CA2530995C (en) 2004-12-21 2008-07-15 Schlumberger Canada Limited System and method for gas shut off in a subterranean well
US7422071B2 (en) * 2005-01-31 2008-09-09 Hills, Inc. Swelling packer with overlapping petals
US7252153B2 (en) 2005-02-01 2007-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Bi-directional fluid loss device and method
US8011438B2 (en) 2005-02-23 2011-09-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole flow control with selective permeability
NO324087B1 (no) 2005-05-02 2007-08-13 Easy Well Solutions As Anordning ved ringromspakning
EP1793078A1 (en) * 2005-12-05 2007-06-06 Services Petroliers Schlumberger Method and apparatus for well construction
US7431098B2 (en) 2006-01-05 2008-10-07 Schlumberger Technology Corporation System and method for isolating a wellbore region
US7703539B2 (en) 2006-03-21 2010-04-27 Warren Michael Levy Expandable downhole tools and methods of using and manufacturing same
US8453746B2 (en) 2006-04-20 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools with actuators utilizing swellable materials
US7708068B2 (en) 2006-04-20 2010-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel packing screen with inflow control device and bypass
US7802621B2 (en) 2006-04-24 2010-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US7469743B2 (en) 2006-04-24 2008-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Inflow control devices for sand control screens
US20070246212A1 (en) 2006-04-25 2007-10-25 Richards William M Well screens having distributed flow
US7296597B1 (en) 2006-06-08 2007-11-20 Halliburton Energy Services Inc. Methods for sealing and isolating pipelines
US20080035330A1 (en) 2006-08-10 2008-02-14 William Mark Richards Well screen apparatus and method of manufacture
US20080041582A1 (en) 2006-08-21 2008-02-21 Geirmund Saetre Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US20080041580A1 (en) 2006-08-21 2008-02-21 Rune Freyer Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well
US20080041581A1 (en) 2006-08-21 2008-02-21 William Mark Richards Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
US20080041588A1 (en) 2006-08-21 2008-02-21 Richards William M Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls
MX2009002654A (es) 2006-09-11 2009-03-26 Halliburton Energy Serv Inc Construccion de obturador hinchable.
WO2008033120A2 (en) 2006-09-12 2008-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for perforating and isolating perforations in a wellbore
WO2008051250A2 (en) 2006-10-20 2008-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer construction for continuous or segmented tubing
EP2087199A4 (en) 2006-11-15 2015-09-16 Halliburton Energy Services Inc DRILLING TOOL WITH SOURCE AND INTEGRATED FLUID TO INTRODUCE THE SOURCE
US7478679B2 (en) 2006-12-06 2009-01-20 Baker Hughes Incorporated Field assembled packer
EP2129865B1 (en) 2007-02-06 2018-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer with enhanced sealing capability
GB2446399B (en) 2007-02-07 2009-07-15 Swelltec Ltd Downhole apparatus and method
US7806193B2 (en) 2007-06-06 2010-10-05 Baker Hughes Incorporated Swellable packer with back-up systems
US7740079B2 (en) 2007-08-16 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing plug convertible to a bridge plug
US8312931B2 (en) 2007-10-12 2012-11-20 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device
US20090095468A1 (en) 2007-10-12 2009-04-16 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining a parameter at an inflow control device in a well
WO2009067021A2 (en) 2007-11-23 2009-05-28 Aker Well Service As Method and device for determination of fluid inflow to a well
US7918275B2 (en) 2007-11-27 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve
US8555961B2 (en) 2008-01-07 2013-10-15 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packer with composite material end rings
GB2457894B (en) 2008-02-27 2011-12-14 Swelltec Ltd Downhole apparatus and method
US20090218107A1 (en) 2008-03-01 2009-09-03 Baker Hughes Incorporated Reservoir Tool for Packer Setting
US7866383B2 (en) 2008-08-29 2011-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and method for use of same
US8047928B2 (en) 2008-11-10 2011-11-01 Norman Douglas Bittner Putter training system
GB2466475B (en) 2008-11-11 2012-07-18 Swelltec Ltd Wellbore apparatus and method
US20100212883A1 (en) 2009-02-23 2010-08-26 Baker Hughes Incorporated Swell packer setting confirmation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4234197A (en) * 1979-01-19 1980-11-18 Baker International Corporation Conduit sealing system
US20030173092A1 (en) * 2002-03-14 2003-09-18 Wilson Mary Jane Apparatus and method for sealing well bores and bore holes
US20050171248A1 (en) * 2004-02-02 2005-08-04 Yanmei Li Hydrogel for use in downhole seal applications

Also Published As

Publication number Publication date
WO2008097312A1 (en) 2008-08-14
BRPI0721215A2 (pt) 2013-01-01
AU2007346700B2 (en) 2013-10-31
US9303483B2 (en) 2016-04-05
US9488029B2 (en) 2016-11-08
EP2129865A1 (en) 2009-12-09
DK2129865T3 (en) 2019-01-28
EP2129865B1 (en) 2018-11-21
AU2007346700A1 (en) 2008-08-14
US20120067565A1 (en) 2012-03-22
CA2765193C (en) 2014-04-08
BRPI0721215B1 (pt) 2018-05-08
CA2677254A1 (en) 2008-08-14
CA2765193A1 (en) 2008-08-14
MX2009008348A (es) 2009-08-20
US20080185158A1 (en) 2008-08-07
NO20092947L (no) 2009-10-06
CA2677254C (en) 2012-04-10
EP2129865A4 (en) 2015-08-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO342926B1 (no) Fremgangsmåte for å bygge en pakningssammenstilling med en ønsket differensialtrykktetningsevne
US9909383B2 (en) Swellable packer with enhanced operating envelope
AU2009316835B2 (en) Use of swellable material in an annular seal element to prevent leakage in subterranean well
US11268342B2 (en) Swellable packer with reinforcement and anti-extrusion features
MX2009002654A (es) Construccion de obturador hinchable.
Freyer et al. Swelling packer for zonal isolation in open hole screen completions
US9708880B2 (en) Swellable packer with enhanced anchoring and/or sealing capability
US20180030806A1 (en) Swellable elastomer plugging system for temporary or permanent abandonment of a wellbore
WO2014092714A1 (en) Swellable packer construction
Webb et al. Adapting Extended-Reach, Float-in Tubular-Running Practices to SAGD Completions
AU2013206773B2 (en) Use of swellable material in an annular seal element to prevent leakage in a subterranean well
BRPI0702620B1 (pt) Dynamic coating to ensure oil wells integrity and its installation method