NO344674B1 - Fraktureringsverktøy med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon og en andre operasjonsposisjon samt fremgangsmåte for frakturering og produksjon av fluider fra en brønn - Google Patents

Fraktureringsverktøy med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon og en andre operasjonsposisjon samt fremgangsmåte for frakturering og produksjon av fluider fra en brønn Download PDF

Info

Publication number
NO344674B1
NO344674B1 NO20100332A NO20100332A NO344674B1 NO 344674 B1 NO344674 B1 NO 344674B1 NO 20100332 A NO20100332 A NO 20100332A NO 20100332 A NO20100332 A NO 20100332A NO 344674 B1 NO344674 B1 NO 344674B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
sleeve
port
operating position
wall surface
fracturing tool
Prior art date
Application number
NO20100332A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20100332L (no
Inventor
Yang Xu
Original Assignee
Baker Hughes A Ge Co Llc
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 Baker Hughes A Ge Co Llc filed Critical Baker Hughes A Ge Co Llc
Publication of NO20100332L publication Critical patent/NO20100332L/no
Publication of NO344674B1 publication Critical patent/NO344674B1/no

Links

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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
    • 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • 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
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06—Sleeve valves

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Check Valves (AREA)
  • Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Confectionery (AREA)
  • Hydraulic Clutches, Magnetic Clutches, Fluid Clutches, And Fluid Joints (AREA)

Description

1. Område for oppfinnelsen
Oppfinnelsen er rettet mot fraktureringsverktøy til bruk i olje- og gassbrønner, og spesielt mot fraktureringsverktøy som har en hylse som er i stand til å flyttes fra en første operasjonsposisjon til en andre operasjonsposisjon slik at fraktureringsverktøyet kan frakturere formasjonen i den første operasjonsposisjon og så flyttes, uten brønnintervensjon, til den andre operasjonsposisjon for å produsere returfluider fra brønnen.
2. Beskrivelse av teknikk
Frakturering eller "fraktur" systemer eller verktøy er benyttet i olje- og gassbrønner for å komplettere og øke produksjonsmengden fra brønnen. I avvikende brønnboringer, spesielt de som har lengre lengder, kan fraktureringsfluider antas å innføres i det lineære, eller horisontale, endeparti av brønnen for å frakturere produksjonssonen for å åpne opp produksjonssprekker og porer derigjennom. For eksempel er hydraulisk frakturering en fremgangsmåte for å benytte pumpemengde og hydraulisk trykk som skapes av fraktureringsfluider for å frakturere eller sprekke en underjordisk formasjon.
I tillegg til oppsprekking av formasjonen kan proppmiddel med høy permeabilitet, sammenlignet med permeabiliteten til formasjonen, pumpes inn i frakturen for å holde åpen sprekkene forårsaket av et første hydraulisk fraktureringstrinn. For formål med denne oppfinnelse er proppmiddelet innbefattet i definisjonen av "fraktureingsfluider" og som en del av brønnfraktureringsoperasjoner. Når de anvendte pumpemengder og trykk er redusert eller fjernet fra formasjonen, kan ikke sprekken eller frakturen lukke eller leges (gro igjen) fullstendig fordi proppmiddelet med høy permeabilitet holder sprekken åpen. Den proppede sprekk eller fraktur tilveiebringer en høypermeabilitetsbane som forbinder den produserende brønnboring til et større formasjonsområde for å øke produksjonen av hydrokarboner.
Et resultat av frakturering av en brønn er at returfluidene, f.eks. olje, gass, vann, som søkes og fjernes fra brønnen er blandet med sand og andre rester som brytes løs i formasjonen. Som et resultat, er etter frakturering, et intervensjonstrinn utført for å omorientere et brønnverktøy slik som et fraktureringsverktøy slik at returfluidene er ført gjennom et filter eller annen anordning for å utfiltrere sand og rester. Dette intervensjonstrinnet innbefatter vanligvis slipping av en kule eller annet pluggelement inn i brønnen for å isolere et parti av brønnen eller for å aktuere fraktureringsverktøyet for å bevege en aktuator for å åpne en fluidstrømningsbane gjennom filteret og lukker en fluidstrømningsbane gjennom hvilke fraktureringsfluid tidligere ble injisert inn i brønnen eller brønnformasjonen.
US 4718494 A omtaler fremgangsmåter og apparater hvor en fullboring reverserende og sirkulerende ventil er samvirkende anordnet for å være tandemkoplet i en typisk streng til borestrengtestverktøy som innbefatter en trykkaktivert testventil. Trykkaktiverte ventilinnretninger er anordnet innen huset av apparatet og tilpasset for bevegelse deri i et utvidet bevegelsesspenn mellom adskilte øvre og nedre portåpningsposisjoner i samsvar med forandringer i retningen av trykkdifferensialet som virker på ventilinnretningen. Indekseringsinnretninger er anordnet som innbefatter et hylseelement roterbart anordnet på ventilinnretningen og skrallehjul og palinnretning samvirkende anordnet for inkrementelt å fremføre hylsen langs flere vinkelposisjoner rundt ventilinnretningen i samsvar med de langsgående bevegelser av ventilinnretningen. Stoppeinnretninger er også anordnet på ventilinnretningen og hylsen for å blokkere bevegelsen av ventilinnretningen til dens portåpningsposisjoner inntil hylsen er blitt fremført til en forhåndsbestemt vinkelposisjon i forhold til ventilinnretningen.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved et fraktureringsverktøy med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon, og en andre operasjonsposisjon, kjennetegnet ved at fraktureringsverktøyet omfatter:
et hus med en indre veggoverflate som danner en boring, en første port, og en andre port anbrakt over den første port;
en hylse i glidende inngrep med den indre veggoverflate av huset, hylsen har en hylseport og en aktuator for å bevege hylsen fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjon, hvor aktuatoren omfatter et sete anbrakt i en hylseboring, setet er aktuerbart av et pluggelement slik at hylsen kan flyttes fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjon ved fluidtrykk som tvinger pluggelementet inn i setet; og
en returdel i glidende inngrep med den indre veggoverflate og operativt forbundet med hylsen, returdelen har en forspent del, den forspente del er aktivert når fraktureringsverktøyet er i den første operasjonsposisjon og den forspente del er ikke aktivert når fraktureringsverktøyet er i den andre operasjonsposisjon, hvor hylseporten lukker de første og andre porter i huset når fraktureringsverktøyet er i innføringsposisjonen, hylseporten er innrettet med den første port i huset og den andre port er lukket av hylsen når fraktureringsverktøyet er i den første operasjonsposisjon, og hylseporten er innrettet med den andre port i huset og den første port er lukket av hylsen når fraktureringsverktøyet er i den andre operasjonsposisjon.
Foretrukne utførelsesformer av fraktureringsverktøyet er utdypet i kravene 2 til og med 9.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås videre ved et fraktureringsverktøy med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon, og en andre operasjonsposisjon, kjennetegnet ved at fraktureringsverktøyet omfatter:
et hus med en boring, en indre veggoverflate, den indre veggoverflate danner boringen, en ytre veggoverflate, en første port og en andre port, hver av den første port og den andre port tilveiebringer fluidkommunikasjon med boringen gjennom den indre veggoverflate og den ytre veggoverflate, den første port er anbrakt under den andre port og den andre port har et filter anbrakt deri;
en hylse i glidende inngrep med den indre veggoverflate av huset, hylsen har en hylseport og et sete anbrakt innen en hylseboring, setet har en seteinngrepsoverflate for å motta et pluggelement for å begrense fluidstrømning gjennom hylseboringen slik at hylsen er bevegbar fra innføringsposisjon til den første operasjonsposisjon ved fluidtrykk som tvinger pluggelementet inn i setet; og en returdel i glidende inngrep med den indre veggoverflate og operativt forbundet med hylsen, returdelen har en forspent del, den forspente del er aktivert ved bevegelse av hylsen fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjonen,
hvor hylseporten lukker de første og andre porter i huset når fraktureringsverktøyet er i innføringsposisjonen, hylseporten er innrettet med den første port i huset og den andre port er lukket av hylsen når fraktureringsverktøyet er i den første operasjonsposisjon, og hylseporten er innrettet med den andre port i huset og den første port er lukket av hylsen når fraktureringsverktøyet er i den andre operasjonsposisjonen.
Foretrukne utførelsesformer av fraktureringsverktøyet er videre utdypet i kravene 11 til og med 15.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås også ved en fremgangsmåte for frakturering og produksjon av fluider fra en brønn, kjennetegnet ved at fremgangsmåten omfatter trinnene av:
(a) et fraktureringsverktøy anbringes i en streng, fraktureringsverktøyet omfatter:
et hus med en boring dannet av en indre veggoverflate, en ytre veggoverflate, en første port og en andre port, hver av den første port og den andre port tilveiebringer fluidkommunikasjon med boringen gjennom den indre veggoverflate og den ytre veggoverflate, den første port anbringes under den andre port, en hylse i glidende inngrep med den indre veggoverflate av huset, hylsen har en hylseport, en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon, og en andre operasjonsposisjon, hvor hylseporten innrettes med den første port i den første operasjonsposisjon og hylseporten innrettes med den andre port i den andre operasjonsposisjon,
en returdel operativt forbundet med hylsen og i glidende inngrep med den indre veggoverflate av huset;
(b) strengen senkes inn i brønnen;
(c) hylsen flyttes fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjon og derved aktiverer returdelen;
(d) brønnen fraktureres i den første operasjonsposisjon ved å pumpe et fraktureringsfluid gjennom boringen, gjennom hylseporten, gjennom den første port, og inn i brønnen;
(e) strømningen av fraktureringsfluidet gjennom boringen, gjennom hylseporten, og gjennom den første porten reduseres;
(f) hylsen flyttes fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon ved å frigjøre energi lagret i returdelen for å flytte hylsen fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon; og
(g) fluider fra brønnen produseres ved å strømme fluider fra brønnen, gjennom den andre port, gjennom hylseporten, og inn i boringen til huset.
Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i kravene 17 til og med 19.
Etter å ha blitt ført inn i brønnen i en ikke-operasjons "innførings"-posisjon og flyttet til en første operasjonsposisjon, er fraktureringsverktøyene som omtalt heri i stand til å orientere seg selv til en andre operasjonsposisjon uten behovet for et intervensjonstrinn for å flytte fraktureringsverktøyene fra en første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon. Betegnelsen "operasjonsposisjon", betyr at fraktureringsverkøyet er orientert innen en brønn på en slik måte at brønnkomplettering, brønnproduksjon, eller andre fremgangsmåter kan utføres for brønnen ved fraktureringsverktøyet. Med andre betyr "operasjonsposisjon" at fraktureringsverktøyet er orientert innen en brønn slik at fraktureringsverktøyet kan utføre funksjonen(e) som det er konstruert for.
I store trekk innbefatter fraktureringsverktøyene et hus med en boring definert ved en indre veggoverflate. Huset innbefatter en rekke porter, f.eks. minst to porter, en av hvilke kan innbefatte en fluidstyringsdel slik som en skjerm eller filter benyttet for å forhindre rester fra å entre fraktureringsverktøyet eller en anordning for å styre mengden av fluidstrømning gjennom porten. Denne "fluidstrømningsstyrte" port er anbrakt over den andre port som mangler fluidstyringsdelen.
En hylse er i glidende inngrep med den indre veggoverflate til huset og innbefatter en aktuator og en hylseport i sideveggen til hylsen. En holdedel slik som en skjærskrue eller flens operativt forbundet med den indre diameter av fraktureringsverktøyet opprettholder hylsen i innføringsposisjonen inntil den er aktuert. I innføringsposisjonen er begge portene i huset lukket.
Etter at fraktureringsverktøyet er anbrakt innen brønnen ved det ønskede sted kan en aktuator, slik som et kulesete, være aktivert for å frigjøre hylsen fra holdedelen og for å tvinge hylsen inn i den første operasjonsposisjon slik at hylseporten er innrettet med en første port i huset til fraktureringsverktøyet.
Samtidig forblir den andre port i huset lukket. Denne første port i huset innbefatter ikke en fluidstrømningsbegrensningsdel slik at fraktureringsfluid kan injiseres gjennom den første port inn i brønnen eller brønnformasjonen uten noen fluidstrømningsimpedans. Som et resultat av innretningen av den første porten med hylseporten, er fraktureringsfluid tillatt å strømme fra boringen av fraktureringsverktøyet og inn i brønnen for å frakturere brønnen eller formasjonen.
Etter at brønnen er frakturert er strømningstrykket til fraktureringsfluidet redusert. Som et resultat tvinger en returdel, slik som en fjær, hylsen til å bevege seg fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon slik at hylseporten nå er innrettet med den andre port i huset. Samtidig er den første port i huset nå lukket. Som angitt ovenfor kan den andre port i huset innbefatte en fluidstrømningsdel. Som et resultat av innretningen av hylseporten med den andre porten, er returfluider fra brønnen eller formasjonen tillat å strømme inn i boringen til huset og opptil overflaten av brønnen. Ved å gjøre således er i det minste noe av restene i returfluidene forhindret av filteret fra å entre boringen til huset og/eller returfluidstrømningsmengden er styrt.
I en utførelse er et fraktureringsverktøy med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon og en andre operasjonsposisjon omtalt. Fraktureringsverktøyet kan omfatte et hus med en indre veggoverflate som danner en boring, en første port, og en andre port anbrakt over en første port; en hylse i glidende inngrep med den indre veggoverflate av huset, hylsen har en hylseport og en aktuator for å flytte hylsen fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjonen; og en returdel i glidende inngrep med den indre veggoverflate og operativt forbundet med hylsen, returdelen har en forspent del, den forspente del er aktivert når fraktureringsverktøyet er i den første operasjonsposisjon og forspenningsdelen er ikke aktivert når fraktureringsverktøyet er i den andre operasjonsposisjonen, hvor hylseporten lukker de første og andre porter i huset når fraktureringsverktøyet er i innføringsposisjonen, hylseporten er innrettet med den første porten i huset og den andre porten er lukket av hylsen når fraktureringsverktøyet er i den første operasjonsposisjon, og hylseporten er innrettet med den andre port i huset og den første port er lukket av hylsen når fraktureringsverktøyet er i den andre operasjonsposisjon.
En ytterligere egenskap med fraktureringsverktøyet er at aktuatoren kan omfatte et sete anbrakt i en hylseboring, setet er aktuerbart ved et pluggelement slik at hylsen kan flyttes fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjonen ved fluidtrykk som tvinger pluggelementer inn i setet. En annen egenskap med fraktureringsverktøyet er at setet kan omfatte et kulesete og pluggelementet kan omfatte en kule. En ytterligere egenskap med fraktureringsverktøyet er at den indre veggoverflate kan innbefatte en skulder operativt forbundet med den forspente del og en stopperskulder operativt forbundet med returdelen. Enda en annen egenskap med fraktureringsverktøyet er at returdelen kan omfatte en returhylse, returhylsen har et hodeparti, et spindelparti, og returdelboring langsgående anbrakt derigjennom. En ytterligere egenskap med fraktureringsverktøyet er at hodepartiet, spindelpartiet, den indre veggoverflate, og skulderen kan danne et kammer hvor den forspente delen er anbrakt. En annen egenskap med fraktureringsverktøyet er at den forspente del kan omfatte en spiralfjær. En ytterligere egenskap med fraktureringsverktøyet er at hylsen kan innbefatte en frigjørbar holdedel for å opprettholde i innføringsposisjonen. Enda en annen egenskap med fraktureringsverktøyet er at den frigjørbare holdedel kan omfatte en flens anbrakt på hylsen, flensen er operativt forbundet med en fordypning anbrakt langs den indre veggoverflate av huset. En ytterligere egenskap med fraktureringsverktøyet er at returdelen kan være anbrakt under hylsen og innbefatte en inngrepsoverflate for å oppta hylsen i de første og andre operasjonsposisjoner.
I en annen utførelse har et fraktureringsverktøy en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon, og en andre operasjonsposisjon og omfatter et hus med en boring, en indre veggoverflate, den indre veggoverflate danner boringen, en ytre veggoverflate, en første port og en andre port, hver av den første port og den andre port tilveiebringer fluidkommunikasjon med boringen gjennom den indre veggoverflate og den ytre veggoverflate, den første port en anbrakt under den andre port og den andre port har et filter anbrakt deri; en hylse i glidende inngrep med den indre veggoverflate til huset, hylsen har en hylseport og et sete anbrakt innen hylseboringen, setet har en seteinngrepsoverflate for å motta et pluggelement for å begrense fluidstrømning gjennom hylseboringen slik at hylsen er bevegbar fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjonen ved fluidtrykk som tvinger pluggelementet inn i setet; og en returdel i glidende inngrep med den indre veggoverflaten operativt forbundet med hylsen, returdelen har en forspent del, den forspente del er aktivert ved bevegelse av hylsen fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjonen, hvor hylseporten lukker de første og andre porter i huset når fraktureringsverktøyet er i innføringsposisjonen, hylseporten er innrettet med den første port i huset og den andre port er lukket av hylsen når fraktureringsverktøyet er i den første operasjonsposisjon, og hylseporten er innrettet med den andre port i huset og den første port er lukket av hylsen når fraktureringsverktøyet er i den andre operasjonsposisjonen.
En ytterligere egenskap med fraktureringsverktøyet er at returdelen kan være anbrakt under hylsen og innbefatter en inngrepsoverflate for å oppta hylsen i de første og andre operasjonsposisjoner. En annen egenskap med fraktureringsverktøyet er at den indre veggoverflate kan innbefatte en skulder operativt forbundet med den forspente del og en stopperskulder operativt forbundet med returdelen og returdelen omfatter en returhylse, returhylsen har et hodeparti, et spindelparti, og returdelboring langsgående anbrakt derigjennom. En ytterligere egenskap med fraktureringsverktøyet er at hodepartiet, spindelpartiet, den indre veggoverflate, og skulderen kan danne et kammer i hvilket den forspente del er anbrakt. Enda en annen egenskap med fraktureringsverktøyet er at den forspente del omfatter et elastisk element. En ytterligere egenskap med fraktureringsverktøyet er at det elastiske element omfatter en spiralfjær.
I en ytterligere utførelse er en fremgangsmåte for frakturering og produksjon av fluider fra en brønn omtalt. Fremgangsmåten kan omfatte trinnene av: (a) et fraktureringsverktøy anbringes i en streng, fraktureringsverktøyet omfatter et hus med en boring dannet av en indre veggoverflate, en ytre veggoverflate, en første port og en andre port, hver av den første port og den andre port tilveiebringer fluidkommunikasjon med boringen gjennom den indre veggoverflate og den ytre veggoverflate, den første port er anbrakt under den andre port, en hylse i glidende inngrep med den indre veggoverflate til huset, hylsen har en hylseport, en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon, og en andre operasjonsposisjon, hvor hylseporten innrettes med den første port i den første operasjonsposisjon og hylseporten innrettes med den andre port i den andre operasjonsposisjon, og en returdel operativt forbundet med hylsen og i glidende inngrep med den indre veggoverflate av huset; (b) strengen senkes ned i brønnen; (c) hylsen flyttes fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjon og derved aktiverer returdelen; (d) brønnen fraktureres i den første operasjonsposisjon ved å pumpe et fraktureringsfluid gjennom boringen, gjennom hylseporten, gjennom den første port, og inn i brønnen; (e) strømningen av fraktureringsfluidet reduseres gjennom boringen, gjennom hylseporten, og gjennom den første port; (f) hylsen flyttes fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon ved frigjøring av energi lagret i returdelen for å flytte hylsen fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon; og (g) fluider produseres fra brønnen ved strømning av fluider fra brønnen, gjennom den andre port, gjennom hylseporten, og inn i boringen til huset.
En ytterligere egenskap med fremgangsmåten er at hylsen kan flyttes fra innføringsposisjonen til en første operasjonsposisjon ved anbringelse av et pluggelement på et sete anbrakt innen en hylseboring av hylsen slik at fluidtrykk bygger seg opp over pluggelementet for å tvinge hylsen fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjon. En annen egenskap med fremgangsmåten er at returdelen kan aktiveres ved komprimering av en elastisk del. En ytterligere egenskap med fremgangsmåten er at returdelen kan aktiveres ved at returdelen flyttes fra en statisk posisjon til en aktivert posisjon av hylsen som opptar returdelen og tvinger returdelen inn i en skulder anbrakt langs den indre veggoverflate av huset.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Figur 1 er et tverrsnittsriss av en spesifikk utførelse av fraktureringsverktøyet omtalt heri, vist i en innføringsposisjon.
Figur 2 er et delvis tverrsnittsriss av flerposisjons fraktureringsverktøyet i fig. 1 vist i den første operasjons- eller fraktureringsposisjonen.
Figur 3 er et tverrsnittsriss av flerposisjons fraktureringsverktøyet i fig.1 vist i den andre operasjons- eller produksjonsposisjon.
Idet oppfinnelsen vil beskrives i forbindelse med de foretrukne utførelser, skal det forstås at det ikke er intensjonen å begrense oppfinnelsen til denne utførelse. I motsetning er intensjonen å dekke alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som kan innbefattes innen ånden og området av oppfinnelsen som definert i de vedføyde krav.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Nå med referanse til fig.1-3, innbefatter frakturerings- eller frakturverktøyet 30 ytre hus 32 med indre veggoverflate 34, ytre veggoverflate 36, boring 38, første eller fraktureringsport 40, og andre eller produksjonsport 42. Andre port 42 kan innbefatte en fluidstrømningsstyringsdel eller anordning, vist som filter 43, som tillater væske å strømme gjennom andre port 42, men forhindrer en viss størrelse av partikkelmateriale fra å strømme gjennom den andre port 42. Andre port 42 kan også innbefatte en andre fluidstrømningsstyringsdel slik som en strupeventil (ikke vist), som er i stand til å styre trykkfallet og strømningsmengden gjennom den andre port 42. I en spesiell utførelse innbefatter den andre port 42 filter 43 og en strupeventil.
Hylse 50 er i glidende inngrep med indre veggoverflate 34. Hylse 50 innbefatter boring 52 og holdedel 53 vist som en flens 55 som er anbrakt innen fordypning 35 i indre veggoverflate 35. Hylse 50 innbefatter også hylseport 54 og en aktuator for å bevege hylse 50 fra innføringsposisjonen (fig.1) til den første operasjonsposisjonen (fig. 2). Aktuatoren kan være enhver anordning eller fremgangsmåte kjent for personer med normal kunnskap innen fagområdet. Som vist i fig. 1-3, er aktuatoren et sete slik som et kulesete 60 som er i stand til å motta pluggelement slik som kulen 62. Selv om fig.1-3 viser kulesete 60 og kule 62, skal det forstås at setet ikke er påkrevet å være et kulesete og pluggelementet er ikke påkrevet å være en kule. Isteden kan setet ha enhver annen form som er ønsket eller nødvendig for å motta et frem- og tilbakegående pluggelement.
Hylse 50 innbefatter dynamiske tetninger 56 (nummerert kun i fig.1) for å hjelpe hylse 50 i å gli langs indre veggoverflate 34 og for å redusere sannsynligheten for lekkasjer mellom indre veggoverflate 34 og den ytre veggoverflate til hylse 50.
Også anbrakt langs indre veggoverflate 34 er returdel 70. Returdel 70 omfatter en returhylse 71 med boring 73 og forspent del 74. Selv om forspent del 74 er vist som en elastisk del slik som en fjær i fig.1-3, skal det forstås at forspent del 74 kan være en annen elastisk anordning som er i stand til å aktiveres for å uttøve en kraft oppover eller imot strømningen av fluid mot hylse 50 når hylse 50 er i den første operasjonsposisjon (fig.2). Passende elastiske deler for bruk som forspent del 74 innbefatter belleville-fjærer (også kjent som belleville-skiver), kapillærfjæret, og deformerbare elastomerer og polymerer.
Returhylse 71 er i glidende inngrep med indre veggoverflate 34. Som vist i fig 1-3 innbefatter indre veggoverflate 34 skuldre 33 og 35 og returhylse 71 omfatter et hodeparti 75 og et spindelparti 76. Dynamiske tetninger 77 (nummerert kun i fig. 1) anbrakt på returhylse 71 hjelper returhylse 71 i å gli langs indre veggoverflate 34 og redusere sannsynligheten for lekkasjer mellom indre veggoverflate 34 og ytre veggoverflate av returhylse 71.
Hodeparti 75 og skulder 33 danner kammer 37 i hvilket forspent del 74 er anbrakt. Skulder 35 tilveiebringer en stopper for å forhindre glidning av returhylse 71 ved et forhåndsbestemt sted langs indre veggoverflate 34.
Forspent del 74 er anbrakt innen kammeret 37 og på skulder 33 slik at forspent del 74 kan presse hodeparti 75 og således returhylse 71 oppover.
Som illustrert i fig.2 opptar kule 62 kulesetet 60 for å begrense fluidstrømning gjennom boring 52. Fluidtrykk, slik som ved pumping av fraktureringsfluid (ikke vist) ned gjennom boring 38, er utøvet på kule 62 som bevirker at holdedel 53 frigjør seg fra indre veggoverflate 34 slik at hylse 50 er tvunget nedover inn i returdel 70. Hylse 50 fortsetter å tvinges nedover, og aktiverer forspent del 74, inntil returhylse 71 opptar skulder 35. I denne posisjon er hylseport 54 innrettet med første port 40 til hus 32 og således er fraktureringsverktøy 30 i den første operasjonsposisjon som vist i fig.2. Følgelig kan fraktureringsfluid pumpes fra boring 38, gjennom hylseport 54, gjennom første port 40 og inn i brønn eller brønnformasjon for frakturering av formasjonen.
Som vist i fig.3 er etter tilstrekkelig frakturering fluid injisert inn i brønnen eller åpenhulls formasjonen, kulen 62 er fjernet fra kulesetet 60 gjennom enhver fremgangsmåte kjent for de som er faglært på området. For eksempel kan kule 62 fjernes fra kulesetet 60 ved å øke fluidtrykket av fraktureringsfluidet som pumpes nedover gjennom boringen 38 inntil kule 62 er tvunget gjennom kulesetet 60 slik at det kan falle til bunnen av brønnen. Alternativt kan kulen 62 fjernes fra kulesetet 60 ved å minske fluidtrykket til fraktureringsfluidet som pumpes nedover gjennom boringen 38 slik at kulen kan flyte tilbake til overflaten av brønnen.
Reduksjon av fluidtrykket til fraktureingsfluidet, enten etter å ha tvunget kulen 62 gjennom kulesetet 60, eller å tillate kulen 62 å flyte til overflaten av brønnen, sørger for aktivering av forspent del 74 for å overvinne den nedadvendede kraft av fluidet som er, eller tidligere er, pumpet ned gjennom boring 38. Når det oppadrettede kraften av forspent del 74 overvinner den nedadrettede kraft av fluidet som er, eller tidligere er, pumpet nedover gjennom boring 38, starter returdel 70 å bevege seg oppover og således tvinge hylse 50 oppover fra den første operasjonsposisjon (fig.2) til den andre operasjonsposisjon (fig.3). I denne posisjonen er hylseport 54 innrettet med andre port 42 til hus 32 og således er fraktureringsverktøyet 30 i den andre operasjonsposisjon som vist i fig.3. Følgelig er returfluidet, slik som olje, gass og vann tillatt å strømme fra brønnen eller brønnformasjonen og inn i boring 38 slik at returfluidene kan samles ved overflaten av brønnen.
Under operasjon er fraktureringsverktøy 30 anbrakt på et rør eller fôringsrørstreng gjennom festedeler (ikke vist) anbrakt ved de øvre og nedre ender av hus 32. Strengen er så senket inn i brønnen til den ønskede lokalisering. Under dette innføringstrinnet er hylse 50 og således fraktureringsverktøyet 30 i innføringsposisjonen (fig.1) slik at første og andre porter 40, 42 er lukket.
Boring 52 er begrenset og hylse 50 er flyttet fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon. I en spesifikk utførelse er boring 52 begrenset ved å slippe et pluggelement slik som en kule 60 inn i boring 38 og landing av pluggelementet på et sete. Fraktureringsfluid er pumpet ned boring 38 for å frigjøre hylse 50 og tvinge hylse 50 nedover. Hylse 50 opptar returdel 70 og tvinger returdel 70 nedover inntil returdel 70 opptar en stopper anbrakt langs indre veggoverflate 34, f.eks. stopperskulder 35. Ved å gjøre dette blir returdel 70 aktivert.
Når returdel 70 er aktivert er hylse 50 og således fraktureringsverktøy 30 i den første operasjonsposisjon (fig.2) slik at hylseport 54 er innrettet med første port 40 til hus 32. Fraktureringsfluid er derfor tillatt å strømme fra boring 38 inn i brønn eller brønnformasjon for å frakturere formasjonen. Etter at en tid har gått for å frakturere formasjonen som ønsket eller nødvendig for å stimulere hydrokarbonproduksjon fra brønnen, er fraktureringsfluid ikke lenger pumpet ned gjennom boring 38. I en utførelse er boring 52 fullstendig åpnet, dvs. ikke lenger begrenset, før eller under bevegelse av hylse fra den første operasjonsposisjon (fig.2) til den andre operasjonsposisjon (fig.3). På grunn av reduksjonen i fluidtrykk som virker for å tvinge hylse 50 inn i returdel 70, beveger den aktiverte returdel 70 hylse 50 oppover fra den første operasjonsposisjon (fig.2) til den andre operasjonsposisjon (fig. 3). Som et resultat er hylseport 54 nå innrettet med andre port 42 i hus 32 og første port 40 er stengt av.
Når orientert i den andre operasjonsposisjon (fig.3) er returfluider tillatt å strømme fra brønnen eller brønnformasjon gjennom andre port 42 og inn i boring 38 slik at returfluidene kan strømme til overflaten av brønnen for oppsamling.
Som det vil oppdages av personer som er normalt faglært på området, krever ikke bevegelse av fraktureringsverktøyet 30 fra den første operasjonsposisjon (fig.2) til den andre operasjonsposisjon (fig.3) noen brønnintervensjon som benytter annet verktøy eller anordning. Alt som var nødvendig var reduksjon av fluidtrykk som tvinger hylse 50 inn i returdel 70 enten for å tilrettelegge både fjerning av begrensningen i boring 52 og bevegelse av hylse 50 fra den første operasjonsposisjon (fig. 2) til den andre operasjonsposisjon (fig.3), eller for å tilrettelegge bevegelse av hylse 50 fra den første operasjonsposisjon (fig.2) til den andre operasjonsposisjon (fig.3) etter at begrensningen i boring 52 har blitt fjernet ved andre ikke-intervensjonsmidler, f.eks. å tvinge kulen 62 gjennom kulesetet 60. I en annen utførelse er begrensning av boring 52 ikke påkrevet under fraktureringsoperasjoner, dvs. når fraktureringsverktøy 30 er i den første operasjonsposisjon (fig.2). I en ytterligere utførelse kan boring 52 forbli begrenset under produksjonsoperasjoner, dvs. når fraktureringsverktøyet 30 er i den andre operasjonsposisjon.
I utførelsene omtalt heri med hensyn til fig.1-3 er oppover, mot overflaten av brønnen (ikke vist) mot toppen av fig.1-3, og nedover eller nede i hullet (retningen som går bort fra overflaten av brønnen) er mot bunnen av fig.1-3. Med andre ord, "oppover" og "nedover" er benyttet med hensyn til fig.1-3 som å beskrive den vertikale orienteringen illustrert i fig.1-3. Det skal imidlertid forstås at fraktureringsverktøy 30 kan være anbrakt innen en horisontal eller annen avviket brønn slik at "oppover" og "nedover" ikke er orientert vertikalt.
Det skal forstås at oppfinnelsen ikke er begrenset til de eksakte detaljer av konstruksjon, operasjon, eksakte materialer, eller utførelser vist og beskrevet, da modifikasjoner og ekvivalenter vil være åpenbare for en som er faglært på området. For eksempel kan returdel innbefatte en belleville-fjær (også kjent som belleville-skiver) eller et deformerbart elastomer eller gummiert element. Dessuten kan returdel være en aktuator aktivert av hydraulisk trykk, hydrostatisk trykk eller elektrisk kraft slik som fra batteripakker med elektriske tidsmålere. I tillegg kan aktuatoren for å bevege hylsen fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon være et stempel som er aktuert ved å benytte hydrostatisk eller annet trykk. Følgelig skal oppfinnelsen derfor begrenses kun av området for de vedføyde kravene.

Claims (19)

PATENTKRAV
1. Fraktureringsverktøy (30) med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon, og en andre operasjonsposisjon,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t fraktureringsverktøyet omfatter:
et hus (32) med en indre veggoverflate (34) som danner en boring (38), en første port (40), og en andre port (42) anbrakt over den første port (40);
en hylse (50) i glidende inngrep med den indre veggoverflate (34) av huset (32), hylsen (50) har en hylseport (54) og en aktuator for å bevege hylsen (50) fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjon, hvor aktuatoren omfatter et sete anbrakt i en hylseboring (52), setet er aktuerbart av et pluggelement slik at hylsen (50) kan flyttes fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjon ved fluidtrykk som tvinger pluggelementet inn i setet; og
en returdel (70) i glidende inngrep med den indre veggoverflate (34) og operativt forbundet med hylsen (50), returdelen (70) har en forspent del (74), den forspente del (74) er aktivert når fraktureringsverktøyet (30) er i den første operasjonsposisjon og den forspente del (74) er ikke aktivert når fraktureringsverktøyet (30) er i den andre operasjonsposisjon,
hvor hylseporten (54) lukker de første og andre porter (40, 42) i huset (32) når fraktureringsverktøyet (30) er i innføringsposisjonen, hylseporten (54) er innrettet med den første port (40) i huset (32) og den andre port (42) er lukket av hylsen (50) når fraktureringsverktøyet (30) er i den første operasjonsposisjon, og hylseporten (54) er innrettet med den andre port (42) i huset (34) og den første port (40) er lukket av hylsen (50) når fraktureringsverktøyet (30) er i den andre operasjonsposisjon.
2. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t setet omfatter et kulesete (60) og pluggelementet omfatter en kule (62).
3. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 1 eller 2,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den indre veggoverflate (34) innbefatter en skulder (33) operativt forbundet med den forspente del (74) og en stopperskulder (35) operativt forbundet med returdelen (70).
4. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 3,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t returdelen (70) omfatter en returhylse (71), returhylsen (71) har et hodeparti (75), et spindelparti (76), og returdelboring langsgående anbrakt derigjennom.
5. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 4,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t hodepartiet (75), spindelpartiet (76), den indre veggoverflate (34) og skulderen (33) danner et kammer (37) i hvilket den forspente del (74) er anbrakt.
6. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 5,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den forspente del (74) omfatter en spiralfjær.
7. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t hylsen (50) innbefatter en frigjørbar holdedel for å opprettholde hylsen (50) i innføringsposisjonen.
8. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 7,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den frigjørbar holdedel (53) omfatter en flens (55) anbrakt på hylsen (50), flensen (55) er operativt forbundet med en fordypning (35) anbrakt langs den indre veggoverflate (34) av huset (32).
9. Fraktureringsverktøy (30) ifølge et hvilket som helst foregående krav, k a r a k t e r i s e r t v e d a t returdelen (70) er anbrakt under hylsen (50) og innbefatter en inngrepsoverflate for å oppta hylsen (50) i de første og andre operasjonsposisjoner.
10. Fraktureringsverktøy (30) med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon, og en andre operasjonsposisjon,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t fraktureringsverktøyet (30) omfatter:
et hus (32) med en boring (38), en indre veggoverflate (34), den indre veggoverflate (34) danner boringen (38), en ytre veggoverflate (36), en første port og en andre port (40, 42), hver av den første port (40) og den andre port (42) tilveiebringer fluidkommunikasjon med boringen (38) gjennom den indre veggoverflate (34) og den ytre veggoverflate (36), den første port (40) er anbrakt under den andre port (42) og den andre port (42) har et filter (43) anbrakt deri;
en hylse (50) i glidende inngrep med den indre veggoverflate (34) av huset (32), hylsen (50) har en hylseport (54) og et sete anbrakt innen en hylseboring (52), setet har en sete-inngrepsoverflate for å motta et pluggelement for å begrense fluidstrømning gjennom hylseboringen (52) slik at hylsen (50) er bevegbar fra innføringsposisjon til den første operasjonsposisjon ved fluidtrykk som tvinger pluggelementet inn i setet; og
en returdel (70) i glidende inngrep med den indre veggoverflate (34) og operativt forbundet med hylsen (50), returdelen (70) har en forspent del (74), den forspente del (74) er aktivert ved bevegelse av hylsen (50) fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjonen,
hvor hylseporten (54) lukker de første og andre porter (40, 42) i huset (32) når fraktureringsverktøyet (30) er i innføringsposisjonen, hylseporten (54) er innrettet med den første port (40) i huset (32) og den andre port (42) er lukket av hylsen (50) når fraktureringsverktøyet (30) er i den første operasjonsposisjon, og hylseporten (54) er innrettet med den andre port (42) i huset (32) og den første port (40) er lukket av hylsen (50) når fraktureringsverktøyet (30) er i den andre operasjonsposisjonen.
11. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 10,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t returdelen (70) er anbrakt under hylsen (50) og innbefatter en inngrepsoverflate for å oppta hylsen (50) i de første og andre operasjonsposisjoner.
12. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 10 eller 11,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den indre veggoverflate (34) innbefatter en skulder (33) operativt forbundet med den forspente del (74) og en stopperskulder (35) operativt forbundet med returdelen (70) og returdelen (70) omfatter en returhylse (71), returhylsen (71) har et hodeparti (75), et spindelparti (76), og returdelboring langsgående anbrakt derigjennom.
13. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 12,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t hodepartiet (75), spindelpartiet (76), den indre veggoverflate (34) og skulderen (33) danner et kammer (37) i hvilket den forspente del (74) er anbrakt.
14. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 13,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den forspente del (74) er et elastisk element.
15. Fraktureringsverktøy (30) ifølge krav 14,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t det elastiske element er en spiralfjær.
16. Fremgangsmåte for frakturering og produksjon av fluider fra en brønn, k a r a k t e r i s e r t v e d a t fremgangsmåten omfatter trinnene av:
(a) et fraktureringsverktøy (30) anbringes i en streng, fraktureringsverktøyet (30) omfatter:
et hus (32) med en boring (38) dannet av en indre veggoverflate (34), en ytre veggoverflate (36), en første port (40) og en andre port (42), hver av den første port (40) og den andre port (42) tilveiebringer fluidkommunikasjon med boringen (38) gjennom den indre veggoverflate (34) og den ytre veggoverflate (36), den første port (40) anbringes under den andre port (42),
en hylse (50) i glidende inngrep med den indre veggoverflate (34) av huset (32), hylsen (50) har en hylseport (54), en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon, og en andre operasjonsposisjon, hvor hylseporten (54) innrettes med den første port (40) i den første operasjonsposisjon og hylseporten (54) innrettes med den andre port (42) i den andre operasjonsposisjon,
en returdel (70) operativt forbundet med hylsen (50) og i glidende inngrep med den indre veggoverflate (34) av huset (32);
(b) strengen senkes inn i brønnen;
(c) hylsen (50) flyttes fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjon og derved aktiverer returdelen (70);
(d) brønnen fraktureres i den første operasjonsposisjon ved å pumpe et fraktureringsfluid gjennom boringen (38), gjennom hylseporten (54), gjennom den første port (40), og inn i brønnen;
(e) strømningen av fraktureringsfluidet gjennom boringen (38), gjennom hylseporten (54), og gjennom den første porten (40) reduseres;
(f) hylsen (50) flyttes fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon ved å frigjøre energi lagret i returdelen (70) for å flytte hylsen (50) fra den første operasjonsposisjon til den andre operasjonsposisjon; og (g) fluider fra brønnen produseres ved å strømme fluider fra brønnen, gjennom den andre port (42), gjennom hylseporten (54), og inn i boringen (38) til huset (32).
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t hylsen (50) flyttes fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjonen ved at et pluggelement anbringes på et sete anbrakt innen en hylseboring av hylsen (50) slik at fluidtrykk bygger seg opp over pluggelementet for å tvinge hylsen (50) fra innføringsposisjonen til den første operasjonsposisjonen.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 16,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t returdelen (70) aktiveres ved sammentrykking av en elastisk del.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 16 eller 17,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t returdelen (70) aktiveres av returdelen (70) som beveges fra en statisk posisjon til en aktivert posisjon av hylsen (50) som opptar returdelen (70) og som tvinger returdelen (70) inn i en skulder (33) anbrakt langs den indre veggoverflate (34) av huset (32).
NO20100332A 2007-08-27 2010-03-10 Fraktureringsverktøy med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon og en andre operasjonsposisjon samt fremgangsmåte for frakturering og produksjon av fluider fra en brønn NO344674B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/895,714 US7703510B2 (en) 2007-08-27 2007-08-27 Interventionless multi-position frac tool
PCT/US2008/073457 WO2009029437A1 (en) 2007-08-27 2008-08-18 Interventionless multi-position frac tool

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20100332L NO20100332L (no) 2010-03-26
NO344674B1 true NO344674B1 (no) 2020-03-02

Family

ID=40387707

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20100332A NO344674B1 (no) 2007-08-27 2010-03-10 Fraktureringsverktøy med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon og en andre operasjonsposisjon samt fremgangsmåte for frakturering og produksjon av fluider fra en brønn

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7703510B2 (no)
AU (1) AU2008293713B2 (no)
BR (1) BRPI0816089B1 (no)
EG (1) EG25223A (no)
GB (1) GB2464432B (no)
NO (1) NO344674B1 (no)
RU (1) RU2469188C2 (no)
WO (1) WO2009029437A1 (no)

Families Citing this family (171)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US7762323B2 (en) * 2006-09-25 2010-07-27 W. Lynn Frazier Composite cement retainer
AU2007345288B2 (en) 2007-01-25 2011-03-24 Welldynamics, Inc. Casing valves system for selective well stimulation and control
CA2704834C (en) * 2007-11-30 2013-01-15 Welldynamics, Inc. Screened valve system for selective well stimulation and control
US7950461B2 (en) * 2007-11-30 2011-05-31 Welldynamics, Inc. Screened valve system for selective well stimulation and control
US8127847B2 (en) * 2007-12-03 2012-03-06 Baker Hughes Incorporated Multi-position valves for fracturing and sand control and associated completion methods
US20100000727A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for inflow control
US8960292B2 (en) * 2008-08-22 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. High rate stimulation method for deep, large bore completions
US8439116B2 (en) 2009-07-24 2013-05-14 Halliburton Energy Services, Inc. Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions
US9796918B2 (en) 2013-01-30 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing fluids and methods of making and using same
US9016376B2 (en) 2012-08-06 2015-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well
US8887803B2 (en) 2012-04-09 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-interval wellbore treatment method
US8631872B2 (en) 2009-09-24 2014-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore
US8261761B2 (en) 2009-05-07 2012-09-11 Baker Hughes Incorporated Selectively movable seat arrangement and method
US8272445B2 (en) 2009-07-15 2012-09-25 Baker Hughes Incorporated Tubular valve system and method
US8251154B2 (en) 2009-08-04 2012-08-28 Baker Hughes Incorporated Tubular system with selectively engagable sleeves and method
US8397823B2 (en) 2009-08-10 2013-03-19 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator, system and method
US8291988B2 (en) 2009-08-10 2012-10-23 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator, system and method
US8668012B2 (en) 2011-02-10 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8276675B2 (en) 2009-08-11 2012-10-02 Halliburton Energy Services Inc. System and method for servicing a wellbore
US8695710B2 (en) * 2011-02-10 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
US8668016B2 (en) 2009-08-11 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8291980B2 (en) 2009-08-13 2012-10-23 Baker Hughes Incorporated Tubular valving system and method
US8479823B2 (en) * 2009-09-22 2013-07-09 Baker Hughes Incorporated Plug counter and method
US8316951B2 (en) 2009-09-25 2012-11-27 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator and method
US8418769B2 (en) 2009-09-25 2013-04-16 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator and method
US8646531B2 (en) 2009-10-29 2014-02-11 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator, system and method
CA2689038C (en) * 2009-11-10 2011-09-13 Sanjel Corporation Apparatus and method for creating pressure pulses in a wellbore
US8272443B2 (en) 2009-11-12 2012-09-25 Halliburton Energy Services Inc. Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
US9127515B2 (en) 2010-10-27 2015-09-08 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix carbon composite
GB0921440D0 (en) * 2009-12-08 2010-01-20 Corpro Systems Ltd Apparatus and method
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9227243B2 (en) 2009-12-08 2016-01-05 Baker Hughes Incorporated Method of making a powder metal compact
US9140097B2 (en) 2010-01-04 2015-09-22 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore treatment apparatus and method
EP2524104A4 (en) * 2010-01-12 2017-06-28 Services Pétroliers Schlumberger Downhole hydraulic coupling assembly
JP2011157155A (ja) 2010-01-29 2011-08-18 Brother Industries Ltd 画像記録装置
US20110198096A1 (en) * 2010-02-15 2011-08-18 Tejas Research And Engineering, Lp Unlimited Downhole Fracture Zone System
WO2011106579A2 (en) * 2010-02-25 2011-09-01 Hansen Energy Solutions Llc Wellbore valve, wellbore system, and method of producing reservoir fluids
US9279311B2 (en) * 2010-03-23 2016-03-08 Baker Hughes Incorporation System, assembly and method for port control
US8505639B2 (en) 2010-04-02 2013-08-13 Weatherford/Lamb, Inc. Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
US8403068B2 (en) 2010-04-02 2013-03-26 Weatherford/Lamb, Inc. Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
US20110284232A1 (en) * 2010-05-24 2011-11-24 Baker Hughes Incorporated Disposable Downhole Tool
US8739864B2 (en) 2010-06-29 2014-06-03 Baker Hughes Incorporated Downhole multiple cycle tool
US8356671B2 (en) * 2010-06-29 2013-01-22 Baker Hughes Incorporated Tool with multi-size ball seat having segmented arcuate ball support member
BR112013000379B1 (pt) * 2010-07-09 2020-01-21 Nat Oilwell Varco Lp sistema de circulação, e, método para possibilitar circular continuamente um fluido para uma coluna de perfuração
US8297358B2 (en) * 2010-07-16 2012-10-30 Baker Hughes Incorporated Auto-production frac tool
US8789600B2 (en) * 2010-08-24 2014-07-29 Baker Hughes Incorporated Fracing system and method
CA2809205C (en) * 2010-08-24 2015-07-07 1641193 Alberta Ltd. Apparatus and method for fracturing a well
US9187994B2 (en) 2010-09-22 2015-11-17 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore frac tool with inflow control
WO2012037661A1 (en) 2010-09-23 2012-03-29 Packers Plus Energy Services Inc. Apparatus and method for fluid treatment of a well
US9562419B2 (en) * 2010-10-06 2017-02-07 Colorado School Of Mines Downhole tools and methods for selectively accessing a tubular annulus of a wellbore
US9090955B2 (en) 2010-10-27 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal composite
WO2012065259A1 (en) 2010-11-19 2012-05-24 Packers Plus Energy Services Inc. Kobe sub, wellbore tubing string apparatus and method
EP2466059A1 (en) * 2010-12-17 2012-06-20 Welltec A/S Sliding sleeve
US9382790B2 (en) * 2010-12-29 2016-07-05 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for completing a multi-stage well
US20120186803A1 (en) * 2011-01-21 2012-07-26 Baker Hughes Incorporated Combined Fracturing Outlet and Production Port for a Tubular String
US8662162B2 (en) 2011-02-03 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Segmented collapsible ball seat allowing ball recovery
US9045953B2 (en) * 2011-03-14 2015-06-02 Baker Hughes Incorporated System and method for fracturing a formation and a method of increasing depth of fracturing of a formation
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
CA2834210C (en) * 2011-05-03 2019-09-03 Packers Plus Energy Services Inc. Sliding sleeve valve and method for fluid treating a subterranean formation
US8869898B2 (en) 2011-05-17 2014-10-28 Baker Hughes Incorporated System and method for pinpoint fracturing initiation using acids in open hole wellbores
US8893811B2 (en) 2011-06-08 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
AU2012272305B2 (en) * 2011-06-22 2017-07-20 China Petroleum & Chemical Corporation Sleeve fracturing assembly, device using the same and method for using the same
US9200502B2 (en) * 2011-06-22 2015-12-01 Schlumberger Technology Corporation Well-based fluid communication control assembly
US9057260B2 (en) * 2011-06-29 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Through tubing expandable frac sleeve with removable barrier
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US8783365B2 (en) * 2011-07-28 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Selective hydraulic fracturing tool and method thereof
US8555960B2 (en) 2011-07-29 2013-10-15 Baker Hughes Incorporated Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9057242B2 (en) 2011-08-05 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9523261B2 (en) * 2011-08-19 2016-12-20 Weatherford Technology Holdings, Llc High flow rate multi array stimulation system
US8899334B2 (en) 2011-08-23 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9187990B2 (en) 2011-09-03 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system
US9133695B2 (en) 2011-09-03 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated Degradable shaped charge and perforating gun system
US9347119B2 (en) 2011-09-03 2016-05-24 Baker Hughes Incorporated Degradable high shock impedance material
WO2013037055A1 (en) 2011-09-12 2013-03-21 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore frac tool with inflow control
US10364629B2 (en) 2011-09-13 2019-07-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole component having dissolvable components
US9752407B2 (en) 2011-09-13 2017-09-05 Schlumberger Technology Corporation Expandable downhole seat assembly
US9033041B2 (en) 2011-09-13 2015-05-19 Schlumberger Technology Corporation Completing a multi-stage well
US8662178B2 (en) 2011-09-29 2014-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
AU2012343259A1 (en) * 2011-11-21 2014-06-12 Packers Plus Energy Services Inc. Inflow control solutions for wellbores
US8881821B2 (en) * 2011-12-07 2014-11-11 Baker Hughes Incorporated Ball seat milling and re-fracturing method
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9068428B2 (en) 2012-02-13 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Selectively corrodible downhole article and method of use
US8991509B2 (en) 2012-04-30 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed activation activatable stimulation assembly
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US9784070B2 (en) 2012-06-29 2017-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
CA2887298C (en) * 2012-08-16 2020-07-07 Thru Tubiing Solutions, Inc. Drill pipe perforator apparatus and method of use
US9359865B2 (en) 2012-10-15 2016-06-07 Baker Hughes Incorporated Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions
US9353599B2 (en) * 2012-11-09 2016-05-31 Watson Well Solutions, Llc Pressure response fracture port tool for use in hydraulic fracturing applications
US20140151043A1 (en) 2012-12-03 2014-06-05 Schlumberger Technology Corporation Stabilized fluids in well treatment
US9394777B2 (en) 2012-12-07 2016-07-19 CNPC USA Corp. Pressure controlled multi-shift frac sleeve system
US9624756B2 (en) 2012-12-13 2017-04-18 Weatherford Technology Holdings, Llc Sliding sleeve having contracting, dual segmented ball seat
US9260940B2 (en) * 2013-01-22 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure testing valve and method of using the same
US9988867B2 (en) 2013-02-01 2018-06-05 Schlumberger Technology Corporation Deploying an expandable downhole seat assembly
US9290998B2 (en) * 2013-02-25 2016-03-22 Baker Hughes Incorporated Actuation mechanisms for downhole assemblies and related downhole assemblies and methods
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
US9587477B2 (en) 2013-09-03 2017-03-07 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with untethered and/or autonomous device
US9631468B2 (en) 2013-09-03 2017-04-25 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
US10487625B2 (en) 2013-09-18 2019-11-26 Schlumberger Technology Corporation Segmented ring assembly
US9644452B2 (en) 2013-10-10 2017-05-09 Schlumberger Technology Corporation Segmented seat assembly
NO3044084T3 (no) 2013-12-04 2018-04-14
US10689740B2 (en) 2014-04-18 2020-06-23 Terves, LLCq Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US10150713B2 (en) 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US9428991B1 (en) 2014-03-16 2016-08-30 Elie Robert Abi Aad Multi-frac tool
US9816350B2 (en) 2014-05-05 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Delayed opening pressure actuated ported sub for subterranean use
US10161219B2 (en) 2014-05-12 2018-12-25 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack-circulating sleeve with hydraulic lock
CN105089601B (zh) * 2014-05-14 2018-04-03 中国石油天然气股份有限公司 一种无限级滑套及工艺方法
US10487621B2 (en) * 2014-05-20 2019-11-26 Interra Energy Services Ltd. Method and apparatus of steam injection of hydrocarbon wells
WO2015199660A1 (en) * 2014-06-24 2015-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-acting downhole tool arrangement
US10352115B2 (en) * 2014-07-25 2019-07-16 Schlumberger Technology Corporation Preventing fluid loss
RU2567905C1 (ru) * 2014-11-05 2015-11-10 Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта
CA2916168C (en) 2014-12-23 2019-04-30 Ncs Multistage Inc. Downhole flow control apparatus with screen
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
BR112017015275B1 (pt) * 2015-02-18 2022-06-28 Halliburton Energy Services, Inc Sistema de fundo de poço, e, método de operar poço
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
KR101753110B1 (ko) * 2015-06-30 2017-07-05 한국생산기술연구원 심도가변형 지열정 파이프
MX2018000172A (es) * 2015-07-09 2018-03-26 Halliburton Energy Services Inc Montaje de sellado con obturador de pozo.
WO2017023808A1 (en) 2015-07-31 2017-02-09 Akkerman Neil H Top-down fracturing system
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10184316B2 (en) * 2015-09-03 2019-01-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Three position interventionless treatment and production valve assembly
WO2017041105A1 (en) * 2015-09-04 2017-03-09 National Oilwell Varco, L.P. Apparatus, systems and methods for multi-stage stimulation
AU2015410633B2 (en) * 2015-09-29 2021-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Closing sleeve assembly with ported sleeve
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
US10280712B2 (en) 2016-02-24 2019-05-07 Weatherford Technology Holdings, Llc Hydraulically actuated fluid communication mechanism
GB2595365B (en) 2016-05-03 2022-03-09 Darcy Tech Limited Downhole apparatus
CN109415929B (zh) 2016-05-06 2022-03-15 斯伦贝谢技术有限公司 用于在水力压裂地下土壤层期间形成塞的设备
US10538988B2 (en) 2016-05-31 2020-01-21 Schlumberger Technology Corporation Expandable downhole seat assembly
US10260314B2 (en) * 2016-06-23 2019-04-16 Vertice Oil Tools Methods and systems for a pin point frac sleeves system
WO2018049533A1 (en) 2016-09-16 2018-03-22 Ncs Multistage Inc. Wellbore flow control apparatus with solids control
RU2636187C1 (ru) * 2016-10-11 2017-11-21 Общество с ограниченной ответственностью "Комплекс" Управляемый клапан-отсекатель
RU167753U1 (ru) * 2016-10-11 2017-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "Комплекс" Клапан-отсекатель
RU168113U1 (ru) * 2016-10-11 2017-01-18 Общество с ограниченной ответственностью "Комплекс" Клапан-отсекатель с гильзовым затвором
MX2019004980A (es) 2016-11-15 2019-08-05 Halliburton Energy Services Inc Sistema y metodo de inyeccion forzada en sentido descendente.
CN109844258B (zh) 2016-11-15 2021-07-09 哈里伯顿能源服务公司 自上而下的挤压系统和方法
CA3059243A1 (en) * 2017-04-05 2018-10-11 Abd Technologies Llc Top-down fracturing systems and methods
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
US10400555B2 (en) * 2017-09-07 2019-09-03 Vertice Oil Tools Methods and systems for controlling substances flowing through in an inner diameter of a tool
US10533397B2 (en) * 2017-10-04 2020-01-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Ball drop two stage valve
GB2583283B (en) 2018-01-30 2022-07-13 Halliburton Energy Services Inc Automatically shifting frac sleeves
US20190242215A1 (en) * 2018-02-02 2019-08-08 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Wellbore treatment system
WO2019231658A1 (en) * 2018-05-31 2019-12-05 Vertice Oil Tools Methods and systems for cementing through screens
WO2020181364A1 (en) * 2019-03-08 2020-09-17 Ncs Multistage Inc. Downhole flow controller
US10961821B1 (en) * 2019-09-12 2021-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Ball actuated sleeve with closing feature
GB2588645B (en) * 2019-10-30 2022-06-01 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Selective connection of downhole regions
CN111608614B (zh) * 2020-06-24 2024-07-09 陈爱民 油气开采用开关滑套装置、油气开采工具以及开关方法
US11608714B2 (en) * 2019-11-12 2023-03-21 Aimin Chen Switch sliding sleeve device for oil-gas exploitation and switching method thereof, oil-gas exploitation tool and switching method of wall through hole thereof
US11434720B2 (en) * 2020-05-05 2022-09-06 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Modifiable three position sleeve for selective reservoir stimulation and production
US11661813B2 (en) 2020-05-19 2023-05-30 Schlumberger Technology Corporation Isolation plugs for enhanced geothermal systems
CN111911124B (zh) * 2020-08-26 2021-10-15 中国石油大学(北京) 投球式聚能压裂工具
CA3198444A1 (en) * 2020-10-12 2022-04-21 Schlumberger Canada Limited Multiple position sleeve system for improved wellbore injection
US12091931B2 (en) 2021-02-01 2024-09-17 Schlumberger Technology Corporation Slip system for use in downhole applications
WO2023028336A1 (en) 2021-08-26 2023-03-02 Colorado School Of Mines System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation
US11946337B2 (en) * 2021-11-16 2024-04-02 Saudi Arabian Oil Company Lock tool for a subsurface safety valve
CN115110941B (zh) * 2022-06-23 2023-06-20 大庆宏测技术服务有限公司 用于多层压裂的喷砂器
US12037874B1 (en) 2023-05-25 2024-07-16 Halliburton Energy Services, Inc. Sleeve for multi-stage wellbore stimulation

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4718494A (en) * 1985-12-30 1988-01-12 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for selectively controlling fluid communication between a pipe string and a well bore annulus

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4401158A (en) * 1980-07-21 1983-08-30 Baker International Corporation One trip multi-zone gravel packing apparatus
US4541484A (en) * 1984-08-29 1985-09-17 Baker Oil Tools, Inc. Combination gravel packing device and method
US4967841A (en) * 1989-02-09 1990-11-06 Baker Hughes Incorporated Horizontal well circulation tool
US5325921A (en) * 1992-10-21 1994-07-05 Baker Hughes Incorporated Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates
RU2059803C1 (ru) * 1992-12-30 1996-05-10 Николай Петрович Пинчук Устройство для гидроразрыва пласта
US5443117A (en) * 1994-02-07 1995-08-22 Halliburton Company Frac pack flow sub
US5499678A (en) * 1994-08-02 1996-03-19 Halliburton Company Coplanar angular jetting head for well perforating
US5597040A (en) * 1994-08-17 1997-01-28 Western Company Of North America Combination gravel packing/frac apparatus for use in a subterranean well bore
US5722490A (en) * 1995-12-20 1998-03-03 Ely And Associates, Inc. Method of completing and hydraulic fracturing of a well
RU2138631C1 (ru) * 1996-03-26 1999-09-27 Полевщиков Геннадий Яковлевич Устройство для образования направленных трещин
US6378612B1 (en) * 1998-03-14 2002-04-30 Andrew Philip Churchill Pressure actuated downhole tool
US6601646B2 (en) * 2001-06-28 2003-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore
CA2392277C (en) * 2001-06-29 2008-02-12 Bj Services Company Canada Bottom hole assembly
US7078370B2 (en) * 2001-09-19 2006-07-18 Baker Hughes Incorporated Biodegradable chelant compositions for fracturing fluid
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
RU2268359C1 (ru) * 2004-06-23 2006-01-20 Институт горного дела Сибирского отделения Российской академии наук Устройство для гидроразрыва пород в скважине

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4718494A (en) * 1985-12-30 1988-01-12 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for selectively controlling fluid communication between a pipe string and a well bore annulus

Also Published As

Publication number Publication date
US20090056934A1 (en) 2009-03-05
NO20100332L (no) 2010-03-26
RU2010111360A (ru) 2011-10-10
GB2464432A (en) 2010-04-21
GB201002659D0 (en) 2010-04-07
RU2469188C2 (ru) 2012-12-10
BRPI0816089B1 (pt) 2018-05-15
US7703510B2 (en) 2010-04-27
EG25223A (en) 2011-11-17
GB2464432B (en) 2012-07-11
AU2008293713A1 (en) 2009-03-05
WO2009029437A1 (en) 2009-03-05
AU2008293713B2 (en) 2013-08-22
BRPI0816089A2 (pt) 2015-04-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO344674B1 (no) Fraktureringsverktøy med en innføringsposisjon, en første operasjonsposisjon og en andre operasjonsposisjon samt fremgangsmåte for frakturering og produksjon av fluider fra en brønn
DK178738B1 (en) Auto-production frac tool
US9765607B2 (en) Open hole fracing system
US7926571B2 (en) Cemented open hole selective fracing system
US10161241B2 (en) Reverse flow sleeve actuation method
CA2778311C (en) Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same
CA2504300C (en) Isolation assembly for coiled tubing
NO326291B1 (no) Multi-syklus tommeventil
US8869898B2 (en) System and method for pinpoint fracturing initiation using acids in open hole wellbores
US9284823B2 (en) Combined perforating and fracking tool
NO321416B1 (no) Stromningsdrevet ventil
US8678110B2 (en) Mud saver valve and method of operation of same
US9822607B2 (en) Control line damper for valves
CN110617057A (zh) 一种全管式井下测试管柱及其测试方法
US9874072B2 (en) Pipe valve control and method of use
US10961821B1 (en) Ball actuated sleeve with closing feature
US20110186304A1 (en) T-Frac Zone Test Tool and System
CA2654447C (en) Well bore isolation using tool with sliding sleeve
AU2012384917B2 (en) Control line damper for valves
CA2724499A1 (en) T-frac zone test tool and system

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: BAKER HUGHES, US