RU2011137068A - Способы и устройство обработки ствола скважины текучей средой - Google Patents
Способы и устройство обработки ствола скважины текучей средой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2011137068A RU2011137068A RU2011137068/03A RU2011137068A RU2011137068A RU 2011137068 A RU2011137068 A RU 2011137068A RU 2011137068/03 A RU2011137068/03 A RU 2011137068/03A RU 2011137068 A RU2011137068 A RU 2011137068A RU 2011137068 A RU2011137068 A RU 2011137068A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- sliding sleeve
- annular space
- pressure
- tubing string
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 21
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
- E21B23/0412—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion characterised by pressure chambers, e.g. vacuum chambers
-
- 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
Abstract
1. Способ обработки ствола скважины текучей средой, содержащий следующие стадии:развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включают в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту;открытие первой скользящей муфты для подачи давления текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины сбрасыванием первой пробки вниз по колонне насосно-компрессорных труб и перекачкой текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб; иоткрытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты приложением давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте.2. Способ по п.1, в котором развертывание множества скользящих муфт содержит изоляцию кольцевого пространства в стволе скважины вверх и вниз по стволу скважины от множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб.3. Способ по п.2, в котором изоляция кольцевого пространства в стволе скважины содержит ввод в контакт уплотнительных элементов, расположенных на колонне насосно-компрессорных труб вверх и вниз по стволу скважины от скользящих муфт, с боковой стенкой ствола скважины.4. Способ по п.1, в котором развертывание скользящих муфт содержит развертывание, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты вверх по стволу скважины от первой скользящей муфты на колонне насосно-компрессорных труб.5. Способ по п.1, в котором первая скользящая муфта содержит подвижн
Claims (25)
1. Способ обработки ствола скважины текучей средой, содержащий следующие стадии:
развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включают в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту;
открытие первой скользящей муфты для подачи давления текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины сбрасыванием первой пробки вниз по колонне насосно-компрессорных труб и перекачкой текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб; и
открытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты приложением давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте.
2. Способ по п.1, в котором развертывание множества скользящих муфт содержит изоляцию кольцевого пространства в стволе скважины вверх и вниз по стволу скважины от множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб.
3. Способ по п.2, в котором изоляция кольцевого пространства в стволе скважины содержит ввод в контакт уплотнительных элементов, расположенных на колонне насосно-компрессорных труб вверх и вниз по стволу скважины от скользящих муфт, с боковой стенкой ствола скважины.
4. Способ по п.1, в котором развертывание скользящих муфт содержит развертывание, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты вверх по стволу скважины от первой скользящей муфты на колонне насосно-компрессорных труб.
5. Способ по п.1, в котором первая скользящая муфта содержит подвижную втулку, способную перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно выпуска, и гнездо, расположенное на подвижной втулке и зацепляющееся с первой пробкой при ее сбрасывании вниз по колонне насосно-компрессорных труб, причем подвижная втулка способна перемещаться в открытое положение в ответ на приложение давления текучей среды к установленной первой пробке.
6. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, одна вторая скользящая муфта содержит подвижную втулку, способную перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно выпуска в ответ на перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления, причем подвижная втулка в открытом положении способна обеспечивать перемещение текучей среды под давлением из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через выпуск.
7. Способ по п.1, в котором открытие первой скользящей муфты для перемещения текучей среды под давлением из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины содержит зацепление сброшенной первой пробки с гнездом подвижной втулки первой скользящей муфты и перемещение подвижной втулки в открытое положение относительно выпуска первой скользящей муфты давлением текучей среды, приложенным к установленной первой пробке.
8. Способ по п.1, в котором открытие, по меньшей мере, второй скользящей муфты содержит создание перепада давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления подвижной втулки, по меньшей мере, на одной второй скользящей муфте и перемещение подвижной втулки в открытое положение относительно выпуска на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте в ответ на созданный перепад давления.
9. Способ по п.8, в котором создание перепада давления содержит приложение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины к подвижной втулке для действия на камеру давления.
10. Способ по п.1, в котором развертывание скользящих муфт содержит развертывание третьей скользящей муфты и, по меньшей мере, одной четвертой скользящей муфты вверх по стволу скважины первой скользящей муфты и, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты.
11. Способ по п.10, в котором развертывание скользящих муфт содержит изоляцию третьей скользящей муфты и, по меньшей мере, одной четвертой скользящей муфты от первой скользящей муфты и, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты в кольцевом пространстве ствола скважины.
12. Способ по п.10, дополнительно содержащий: открытие третьей скользящей муфты для перемещения текучей среды под давлением из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины сбрасыванием второй пробки вниз по колонне насосно-компрессорных труб и перекачкой текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб, и открытие, по меньшей мере, одной четвертой скользящей муфты приложением давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной четвертой скользящей муфте.
13. Способ по п.1, в котором колонна насосно-компрессорных труб содержит множество вторых скользящих муфт, каждая из которых имеет камеру давления и способна открываться в ответ на одинаковые или отличающиеся перепады давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления.
14. Способ обработки ствола скважины текучей средой, содержащий следующие стадии:
развертывание, по меньшей мере, одной первой скользящей муфты, имеющей камеру давления, в колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины,
увеличение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины;
приложение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной первой скользящей муфте; и
открытие, по меньшей мере, одной первой скользящей муфты посредством перепада давления между камерой давления и кольцевым пространством ствола скважины.
15. Способ обработки ствола скважины текучей средой, содержащий следующие стадии:
развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включает в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту;
установка пробки в первой скользящей муфте;
перекачка текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб;
открытие первой скользящей муфты давлением текучей среды, приложенным к пробке, установленной в первой скользящей муфте;
подача давления текучей среды в кольцевое пространство ствола скважины через открытую первую скользящую муфту;
приложение давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте; и
открытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты посредством перепада давления между камерой давления и кольцевым пространством ствола скважины.
16. Устройство обработки ствола скважины текучей средой, содержащее первую скользящую муфту, установленную в колонне насосно-компрессорных труб в стволе скважины и способную открываться в ответ на приложение давления текучей среды в колонне насосно-компрессорных труб и в открытом положении подать давление текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через первый выпуск на первой скользящей муфте, и вторую скользящую муфту, установленную в колонне насосно-компрессорных труб в стволе скважины, имеющую камеру давления и способную открываться в ответ на перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления и в открытом положении подавать давление текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через второй выпуск на второй скользящей муфте.
17. Устройство по п.16, дополнительно содержащее, по меньшей мере, один уплотнительный элемент, расположенный на колонне насосно-компрессорных труб в стволе скважины и изолирующий кольцевое пространство ствола скважины вокруг первой и второй скользящих муфт от других участков ствола скважины.
18. Устройство по п.16, в котором первая скользящая муфта содержит подвижную втулку, способную перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно первого выпуска, и гнездо, расположенное на подвижной втулке и зацепляющееся с пробкой, сбрасываемой вниз по колонне насосно-компрессорных труб, причем подвижная втулка способна перемещаться в открытое положение в ответ на приложение давления текучей среды к пробке.
19. Устройство по п.16, в котором вторая скользящая муфта установлена вверх по стволу скважины от первой скользящей муфты в колонне насосно-компрессорных труб.
20. Устройство по п.16, в котором, по меньшей мере, одна вторая скользящая муфта содержит подвижную втулку, способную перемещаться из закрытого положения в открытое положение относительно второго выпуска в ответ на перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления и способную в открытом положении подавать давление текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины через второй выпуск.
21. Устройство по п.20, в котором камера давления образована между подвижной втулкой и кожухом, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты.
22. Устройство по п.21, в котором давление текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины действует на подвижную втулку.
23. Устройство по п.20, в котором подвижная втулка содержит внутреннюю втулку, подвижно установленную в канале кожуха второй скользящей муфты, образующем второй выпуск.
24. Устройство по п.20, в котором подвижная втулка содержит внешнюю втулку, подвижно установленную на кожухе второй скользящей муфты, образующем второй выпуск.
25. Устройство по п.16, дополнительно содержащее, по меньшей мере, одну третью скользящую муфту, установленную в колонне насосно-компрессорных труб в стволе скважины, имеющую другую камеру давления и способную открываться в ответ на одинаковый или отличающийся перепад давления между кольцевым пространством ствола скважины и камерой давления.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/877,215 | 2010-09-08 | ||
| US12/877,215 US8893810B2 (en) | 2010-09-08 | 2010-09-08 | Arrangement of isolation sleeve and cluster sleeves having pressure chambers |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011137068A true RU2011137068A (ru) | 2013-03-20 |
| RU2492318C2 RU2492318C2 (ru) | 2013-09-10 |
Family
ID=44862843
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011137068/03A RU2492318C2 (ru) | 2010-09-08 | 2011-09-07 | Способ и устройство обработки ствола скважины текучей средой (варианты) |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8893810B2 (ru) |
| EP (1) | EP2428639A3 (ru) |
| AU (1) | AU2011218631B2 (ru) |
| CA (1) | CA2751191C (ru) |
| RU (1) | RU2492318C2 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013110180A1 (en) * | 2012-01-24 | 2013-08-01 | Cramer David S | Downhole valve and latching mechanism |
| WO2015065452A1 (en) * | 2013-10-31 | 2015-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic control of borehole tool deployment |
| AU2014352725B2 (en) * | 2013-11-25 | 2017-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Seal assembly for wellbore tool |
| WO2015109407A1 (en) * | 2014-01-24 | 2015-07-30 | Completions Research Ag | Multistage high pressure fracturing system with counting system |
| CA2863603C (fr) * | 2014-09-10 | 2015-11-03 | Armor Tools International Inc. | Ceramic rupture dome for pressure control |
| US10316979B2 (en) | 2014-09-10 | 2019-06-11 | Armor Tools International Inc. | Ceramic rupture dome for pressure control |
| US9670751B2 (en) | 2014-09-19 | 2017-06-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Sliding sleeve having retrievable ball seat |
| US9587464B2 (en) | 2014-10-02 | 2017-03-07 | Sc Asset Corporation | Multi-stage liner with cluster valves and method of use |
| RU2567905C1 (ru) * | 2014-11-05 | 2015-11-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") | Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта |
| CN105986797B (zh) * | 2015-02-13 | 2018-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井的分段压裂方法 |
| MX2018008629A (es) * | 2016-01-20 | 2019-01-10 | China Petroleum & Chem Corp | Herramienta para perforar, embalar y fracturar y una sarta de tuberia que incluye la herramienta. |
| 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 |
| CA2994290C (en) | 2017-11-06 | 2024-01-23 | Entech Solution As | Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore |
| RU181716U1 (ru) * | 2017-12-27 | 2018-07-26 | Акционерное общество "ОКБ Зенит" АО "ОКБ Зенит" | Муфта гидроразрыва пласта с растворимым седлом |
| GB2581338B (en) * | 2019-02-07 | 2021-06-09 | Ardyne Holdings Ltd | Well Abandonment Using Drop Ball Valves |
| US10975663B2 (en) | 2019-05-07 | 2021-04-13 | Key Completions Inc. | Apparatus for downhole fracking and a method thereof |
| CA3119124A1 (en) | 2020-05-19 | 2021-11-19 | Schlumberger Canada Limited | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
| RU200716U1 (ru) * | 2020-06-26 | 2020-11-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Муфта для проведения многостадийного гидроразрыва пласта |
| US12091931B2 (en) | 2021-02-01 | 2024-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Slip system for use in downhole applications |
| US20240247572A1 (en) * | 2021-07-29 | 2024-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve for gas lift system |
| WO2023059796A1 (en) * | 2021-10-06 | 2023-04-13 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Dual string gas injection system with flow control |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU794199A1 (ru) | 1978-12-26 | 1981-01-07 | Северо-Кавказский Государственныйнаучно-Исследовательский И Проект-Ный Институт Нефтяной Промышленности | Устройство дл обработки призабойнойзОНы СКВАжиНы |
| US4529038A (en) * | 1982-08-19 | 1985-07-16 | Geo Vann, Inc. | Differential vent and bar actuated circulating valve and method |
| US4520870A (en) | 1983-12-27 | 1985-06-04 | Camco, Incorporated | Well flow control device |
| SU1395809A1 (ru) | 1985-11-01 | 1988-05-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Устройство дл цементировани скважин |
| SU1765367A1 (ru) * | 1986-07-18 | 1992-09-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Муфта дл ступенчатого цементировани обсадных колонн |
| US4823882A (en) | 1988-06-08 | 1989-04-25 | Tam International, Inc. | Multiple-set packer and method |
| US4893678A (en) | 1988-06-08 | 1990-01-16 | Tam International | Multiple-set downhole tool and method |
| US5048611A (en) * | 1990-06-04 | 1991-09-17 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Pressure operated circulation valve |
| US5174379A (en) * | 1991-02-11 | 1992-12-29 | Otis Engineering Corporation | Gravel packing and perforating a well in a single trip |
| US5146992A (en) | 1991-08-08 | 1992-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Pump-through pressure seat for use in a wellbore |
| US5244044A (en) | 1992-06-08 | 1993-09-14 | Otis Engineering Corporation | Catcher sub |
| US6041857A (en) | 1997-02-14 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Motor drive actuator for downhole flow control devices |
| GB2342940B (en) | 1998-05-05 | 2002-12-31 | Baker Hughes Inc | Actuation system for a downhole tool or gas lift system and an automatic modification system |
| US6155350A (en) | 1999-05-03 | 2000-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat with controlled releasing pressure and method setting a downhole tool ball seat with controlled releasing pressure and method setting a downholed tool |
| US6464008B1 (en) | 2001-04-25 | 2002-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Well completion method and apparatus |
| US6634428B2 (en) | 2001-05-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Delayed opening ball seat |
| CA2412072C (en) | 2001-11-19 | 2012-06-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US7248259B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-07-24 | Technoguide As | Three dimensional geological model construction |
| GB0220445D0 (en) | 2002-09-03 | 2002-10-09 | Lee Paul B | Dart-operated big bore by-pass tool |
| US6920930B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-07-26 | Allamon Interests | Drop ball catcher apparatus |
| RU2288348C2 (ru) * | 2004-08-10 | 2006-11-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Перепускной клапан шарифова для циркуляции и регулирования потока среды |
| US20090084553A1 (en) | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
| US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
| CA2580590C (en) | 2007-03-02 | 2010-02-23 | Trican Well Service Ltd. | Apparatus and method of fracturing |
| AU2009242942B2 (en) * | 2008-04-29 | 2014-07-31 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
| US20110132613A1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Multiple Port Crossover Tool with Port Selection Feature |
| WO2011072367A1 (en) | 2009-12-16 | 2011-06-23 | Packers Plus Energy Services Inc . | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
| US20110209873A1 (en) * | 2010-02-18 | 2011-09-01 | Stout Gregg W | Method and apparatus for single-trip wellbore treatment |
-
2010
- 2010-09-08 US US12/877,215 patent/US8893810B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-08-29 AU AU2011218631A patent/AU2011218631B2/en not_active Ceased
- 2011-08-31 CA CA2751191A patent/CA2751191C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-07 RU RU2011137068/03A patent/RU2492318C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-09-08 EP EP11250752.0A patent/EP2428639A3/en not_active Withdrawn
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2751191A1 (en) | 2012-03-08 |
| EP2428639A2 (en) | 2012-03-14 |
| US8893810B2 (en) | 2014-11-25 |
| EP2428639A3 (en) | 2015-09-16 |
| RU2492318C2 (ru) | 2013-09-10 |
| AU2011218631A1 (en) | 2012-03-22 |
| AU2011218631B2 (en) | 2013-06-20 |
| US20120055684A1 (en) | 2012-03-08 |
| CA2751191C (en) | 2015-08-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2011137068A (ru) | Способы и устройство обработки ствола скважины текучей средой | |
| SA516380608B1 (ar) | جهاز وطريقة لمنع اتصال الضغط من خلال حيز حلقي لغلاف شبكة أنابيب | |
| SA517382038B1 (ar) | تصديع متعدد المناطق مع وصول كامل إلى حفرة البئر | |
| MX2018002091A (es) | Operaciones en el fondo de pozo usando manguitos operados remotamente y aparato de las mismas. | |
| GB2533707A (en) | Reverse circulation cementing system for cementing a liner | |
| GB2528187A (en) | Downhole tool for removing a casing portion | |
| WO2007031723A3 (en) | Packer | |
| GB201206381D0 (en) | Apparatus and method | |
| GB2549043A (en) | Shifting tool assembly that facilitates controlled pressure equalization | |
| RU2014111808A (ru) | Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта | |
| US20110147015A1 (en) | Seal Bore for High Expansion Bridge Plugs | |
| EP4306767A3 (en) | Downhole casing pulling tool | |
| SA517381337B1 (ar) | طريقة ونظام للاتصال الهيدروليكي ببئر مستهدفة من بئر تصريف | |
| WO2016005178A3 (en) | Lateral drilling system | |
| US10385655B2 (en) | Downhole flow control device | |
| WO2015177545A3 (en) | Improved isolation barrier | |
| GB201213278D0 (en) | Sealing apparatus and method | |
| RU2531688C1 (ru) | Пакер для необсаженных скважин | |
| WO2017052378A3 (en) | Methods for placing a barrier material in a wellbore to permanently leave tubing in casing for permanent wellbore abandonment | |
| WO2013012931A3 (en) | Apparatus and method of zonal isolation | |
| SA517381880B1 (ar) | تصديع متعدد المناطق مع وصول كامل إلى حفرة البئر | |
| NO20190058A1 (en) | Method and apparatus to utilize a metal to metal seal | |
| CN204225846U (zh) | 一种控制井下检测装置开关的液压触发装置 | |
| AU2016900048A0 (en) | A Device for Plugging & Abandoning Oil & Gas Wells (Self-Actuating Device to Chemically Isolate and Seal a Hydrocarbon Production Zones from a Shallow Groundwater Zones) | |
| RU2016123384A (ru) | Скважинное отклоняющее устройство с практически сбалансированным по давлению кольцевым уплотняющим узлом |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20150313 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200908 |