RU2013135238A - Система и способ позиционирования компоновки низа бурильной колонны в горизонтальной скважине - Google Patents

Система и способ позиционирования компоновки низа бурильной колонны в горизонтальной скважине Download PDF

Info

Publication number
RU2013135238A
RU2013135238A RU2013135238/03A RU2013135238A RU2013135238A RU 2013135238 A RU2013135238 A RU 2013135238A RU 2013135238/03 A RU2013135238/03 A RU 2013135238/03A RU 2013135238 A RU2013135238 A RU 2013135238A RU 2013135238 A RU2013135238 A RU 2013135238A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tool
zone
casing
coupler
coupling
Prior art date
Application number
RU2013135238/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2577566C2 (ru
Inventor
Джон Эдвард РЭЙВЕНСБЕРГЕН
Лайл ЛОН
Джон МИССЕЛБРУК
Original Assignee
Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
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 Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2013135238A publication Critical patent/RU2013135238A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2577566C2 publication Critical patent/RU2577566C2/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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
    • E21B34/102—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position
    • E21B34/103—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position with a shear pin
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • E21B47/092—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes by detecting magnetic anomalies
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • E21B47/098—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes using impression packers, e.g. to detect recesses or perforations

Abstract

1. Система заканчивания ствола для горизонтальной скважины, содержащая:кожух, имеющий, по меньшей мере, одно окно, проходящее через кожух, обеспечивающее гидравлическое сообщение внутреннего пространства кожуха с пространством снаружи кожуха, причем окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения и закрытия для предотвращения гидравлического сообщения;первую соединительную муфту, соединенную с первым концом первого короткого переводника, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой;вторую соединительную муфту, соединенную со вторым концом первого короткого переводника и соединенную с первым концом кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой;третью соединительную муфту, соединенную со вторым концом кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой.2. Система по п. 1, дополнительно содержащая второй короткий переводник, причем третья соединительная муфта соединена с первым концом второго короткого переводника, и четвертая соединительная муфта соединена со вторым концом второгокороткого переводника, причем четвертая соединительная муфта имеет углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-комп

Claims (37)

1. Система заканчивания ствола для горизонтальной скважины, содержащая:
кожух, имеющий, по меньшей мере, одно окно, проходящее через кожух, обеспечивающее гидравлическое сообщение внутреннего пространства кожуха с пространством снаружи кожуха, причем окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения и закрытия для предотвращения гидравлического сообщения;
первую соединительную муфту, соединенную с первым концом первого короткого переводника, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой;
вторую соединительную муфту, соединенную со вторым концом первого короткого переводника и соединенную с первым концом кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой;
третью соединительную муфту, соединенную со вторым концом кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой.
2. Система по п. 1, дополнительно содержащая второй короткий переводник, причем третья соединительная муфта соединена с первым концом второго короткого переводника, и четвертая соединительная муфта соединена со вторым концом второго
короткого переводника, причем четвертая соединительная муфта имеет углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой.
3. Система по п. 2, в которой первый короткий переводник, второй короткий переводник и кожух - каждый имеет длину 8 метров или меньше.
4. Система по п. 2, в которой первый короткий переводник и второй короткий переводник - каждый имеет длину приблизительно 1,8 метра.
5. Система по п. 4, в которой кожух имеет длину приблизительно 2,65 метра.
6. Система по п. 2, в которой первая соединительная муфта, вторая соединительная муфта, третья соединительная муфта и четвертая соединительная муфта - каждая включает в себя соединения с высококачественной резьбой.
7. Система по п. 3, в которой длина первого короткого переводника, второго короткого переводника и кожуха приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно, по меньшей мере, с одним окном, когда участок локатора муфт обсадной колонны входит в контакт с первой соединительной муфтой.
8. Система по п. 3, в которой длина первого короткого переводника, второго короткого переводника и кожуха приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно, по меньшей мере, с одним окном, когда участок локатора муфт обсадной колонны входит в контакт со второй соединительной муфтой.
9. Система по п. 3, в которой длина первого короткого переводника, второго короткого переводника и кожуха приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно, по меньшей мере, с одним окном, когда участок локатора муфт обсадной колонны входит в контакт с третьей соединительной муфтой.
10. Система по п. 3, в которой длина первого короткого переводника, второго короткого переводника и кожуха приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно, по меньшей мере, с одним окном, когда участок локатора муфт обсадной колонны входит в контакт с четвертой соединительной муфтой.
11. Система заканчивания ствола для горизонтальной скважины, содержащая:
кожух, имеющий, по меньшей мере, одно окно, проходящее через кожух, обеспечивающее гидравлическое сообщение внутреннего пространства кожуха с пространством снаружи кожуха, причем окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения и закрытия для предотвращения гидравлического сообщения;
первую соединительную муфту, соединяющуюся высококачественной резьбой с первым концом кожуха, причем первая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой;
вторую соединительную муфту, соединяющуюся
высококачественной резьбой со вторым концом кожуха, причем вторая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой.
12. Система по п. 11, дополнительно содержащая:
первое трубное изделие, причем вторая соединительная муфта соединена высококачественной резьбой с первым концом первого трубного изделия; и
третью соединительную муфту, соединенную высококачественной резьбой со вторым концом первого трубного изделия, причем третья соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой.
13. Система по п. 12, дополнительно содержащая:
второе трубное изделие, причем третья соединительная муфта соединена высококачественной резьбой с первым концом второго трубного изделия; и
четвертую соединительную муфту, соединенную высококачественной резьбой со вторым концом второго трубного изделия, причем четвертая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой.
14. Система по п. 13, в которой первое трубное изделие и второе трубное изделие являются короткими переводниками.
15. Способ обработки нескольких зон в горизонтальном стволе
скважины, в котором:
перемещают инструмент вверх по обсадной колонне к первой зоне в горизонтальном стволе;
вводят в контакт первую соединительную муфту с участком инструмента;
протаскивают инструмент в первую соединительную муфту, при этом протаскивание инструмента в первую соединительную муфту дает первую индикацию на поверхности;
вводят в контакт вторую соединительную муфту с участком инструмента, при этом расстояние между первой соединительной муфтой и второй соединительной муфтой составляет 8 метров или меньше;
протаскивают инструмент во вторую соединительную муфту, при этом протаскивание инструмента во вторую соединительную муфту дает вторую индикацию на поверхности;
вводят в контакт третью соединительную муфту с участком инструмента, при этом расстояние между второй соединительной муфтой и третьей соединительной муфтой составляет 8 метров или меньше;
протаскивают инструмент в третью соединительную муфту, при этом протаскивание инструмента в третью соединительную муфту дает третью индикацию на поверхности; и
обрабатывают первую зону.
16. Способ по п. 15, в котором дополнительно осуществляют позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны перед обработкой первой зоны.
17. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в первую соединительную муфту и введение в контакт с первой соединительной муфтой для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
18. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента во вторую соединительную муфту и введение в контакт со второй соединительной муфтой для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
19. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в третью соединительную муфту и введение в контакт с третьей соединительной муфтой для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
20. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
21. Способ по п. 15, в котором гибкую насосно-компрессорную трубу используют для перемещения инструмента вверх в обсадной колонне и протаскивания инструмента в первую соединительную муфту, вторую соединительную муфту и третью соединительную муфту.
22. Способ по п. 16, в котором дополнительно вводят в контакт четвертую соединительную муфту с участком инструмента, при этом расстояние между третьей соединительной муфтой и четвертой соединительной муфтой составляет 8 метров или меньше; и
протаскивают инструмент в четвертую соединительную муфту перед позиционированием инструмента для обеспечения обработки первой зоны, при этом протаскивание инструмента в четвертую соединительную муфту дает четвертую индикацию на поверхности.
23. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в первую соединительную муфту и введение в контакт с первой соединительной муфтой для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
24. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента во вторую соединительную муфту и введение в контакт со второй соединительной муфтой для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
25. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в третью соединительную муфту и введение в контакт с третьей соединительной муфтой для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
26. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в четвертую соединительную муфту и введение в контакт с четвертой соединительной муфтой для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
27. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.
28. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента под первую соединительную муфту первой зоны, перемещение инструмента вверх для входа в контакт с первой соединительной муфтой первой зоны, протаскивание инструмента через первую соединительную муфту первой зоны и перемещение инструмента вверх для введения в контакт со второй соединительной муфтой первой зоны.
29. Способ по п. 15, в котором первая индикация, вторая индикация, третья индикация и четвертая индикация являются индикациями усилия на поверхности.
30. Способ по п. 15, в котором инструмент содержит компоновку низа бурильной колонны, соединенную с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя уплотнительный элемент и локатор муфт обсадной
колонны.
31. Способ по п. 15, в котором дополнительно
перемещают инструмент вверх в обсадной колонне во вторую зону в горизонтальном стволе;
вводят в контакт первую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в первую соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента в первую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт вторую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент во вторую соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента во вторую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт третью соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в третью соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента в третью соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности; и
обрабатывают вторую зону.
32. Способ по п. 31, в котором дополнительно позиционируют инструмент для обеспечения обработки второй зоны перед обработкой второй зоны.
33. Способ по п. 31, в котором расстояние между первой и второй соединительными муфтами второй зоны и расстояние между второй и третьей соединительными муфтами второй зоны - каждое составляет 8 метров или меньше.
34. Способ по п. 22, в котором дополнительно
перемещают инструмент вверх в обсадной колонне во вторую зону в горизонтальном стволе;
вводят в контакт первую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в первую соединительную муфту второй зоны,
при этом протаскивание инструмента в первую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт вторую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент во вторую соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента во вторую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт третью соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в третью соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента в третью соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт четвертую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в четвертую соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента в четвертую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности; и
обрабатывают вторую зону.
35. Способ по п. 34, в котором дополнительно позиционируют инструмент для обеспечения обработки второй зоны перед обработкой второй зоны.
36. Способ по п. 34, в котором расстояние между первой и второй соединительными муфтами второй зоны, расстояние между второй и третьей соединительными муфтами второй зоны и расстояние между третьей и четвертой соединительными муфтами второй зоны - каждое составляет 8 метров или меньше.
37. Способ обработки нескольких зон в горизонтальном стволе скважины, в котором:
перемещают инструмент вверх по обсадной колонне в зону в горизонтальном стволе скважины;
вводят в контакт первую соединительную муфту с механическим локатором муфт обсадной колонны, соединенным с компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), соединенной с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем первая соединительная муфта соединена высококачественной резьбой с первым концом снабженного окнами кожуха;
втаскивают механический локатор муфт обсадной колонны в первую соединительную муфту, при этом втаскивание механического локатора муфт обсадной колонны в первую соединительную муфту дает первую индикацию на поверхности; вводят в контакт вторую соединительную муфту с механическим локатором муфт обсадной колонны, причем вторая соединительная муфта соединена высококачественной резьбой со вторым концом снабженного окнами кожуха;
втаскивают механический локатор муфт обсадной колонны во
вторую соединительную муфту, при этом втаскивание механического локатора муфт обсадной колонны во вторую соединительную муфту дает вторую индикацию на поверхности;
позиционируют КНБК для обеспечения обработки зоны;
и обрабатывают зоны.
RU2013135238/03A 2010-12-27 2011-12-20 Система и способ позиционирования компоновки низа бурильной колонны в горизонтальной скважине RU2577566C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201061427442P 2010-12-27 2010-12-27
US61/427,442 2010-12-27
US13/030,335 2011-02-18
US13/030,335 US8955603B2 (en) 2010-12-27 2011-02-18 System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well
PCT/US2011/066185 WO2012092023A2 (en) 2010-12-27 2011-12-20 System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013135238A true RU2013135238A (ru) 2015-02-10
RU2577566C2 RU2577566C2 (ru) 2016-03-20

Family

ID=46315292

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013135238/03A RU2577566C2 (ru) 2010-12-27 2011-12-20 Система и способ позиционирования компоновки низа бурильной колонны в горизонтальной скважине

Country Status (12)

Country Link
US (1) US8955603B2 (ru)
EP (1) EP2659087A2 (ru)
CN (1) CN103380258B (ru)
AR (1) AR084613A1 (ru)
AU (1) AU2011352862B2 (ru)
BR (1) BR112013016664B1 (ru)
CA (1) CA2732062C (ru)
CO (1) CO6741164A2 (ru)
MX (1) MX2013007512A (ru)
NZ (1) NZ610370A (ru)
RU (1) RU2577566C2 (ru)
WO (1) WO2012092023A2 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2904548C (en) * 2010-10-18 2018-12-04 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Tools and methods for use in completion of a wellbore
US20150083440A1 (en) * 2013-09-23 2015-03-26 Clayton R. ANDERSEN Rotatably-Actuated Fluid Treatment System Using Coiled Tubing
US10344204B2 (en) 2015-04-09 2019-07-09 Diversion Technologies, LLC Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10012064B2 (en) 2015-04-09 2018-07-03 Highlands Natural Resources, Plc Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10119351B2 (en) * 2015-04-16 2018-11-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Perforator with a mechanical diversion tool and related methods
US9528353B1 (en) 2015-08-27 2016-12-27 William Jani Wellbore perforating tool
US10392864B2 (en) * 2016-01-21 2019-08-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Additive manufacturing controlled failure structure and method of making same
US10982520B2 (en) 2016-04-27 2021-04-20 Highland Natural Resources, PLC Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10364644B2 (en) 2016-09-07 2019-07-30 Saudi Arabian Oil Company Stage cementing tool
US10808478B2 (en) * 2018-02-14 2020-10-20 Weatherford Technology Holdings, Llc Assembly and method for performing aligned operation with tool oriented in downhole tubular
US11346169B2 (en) * 2018-07-23 2022-05-31 Kobold Corporation Sleeve valves, shifting tools and methods for wellbore completion operations therewith
US10900336B2 (en) * 2018-10-02 2021-01-26 Exacta-Frac Energy Services, Inc. Mechanical perforator with guide skates
US10822886B2 (en) * 2018-10-02 2020-11-03 Exacta-Frac Energy Services, Inc. Mechanically perforated well casing collar
US10947802B2 (en) * 2018-10-09 2021-03-16 Exacta-Frac Energy Services, Inc. Mechanical perforator
CN111878022B (zh) * 2020-08-05 2022-05-27 吕梁学院 一种水平井下取芯用扩孔辅助稳固装置

Family Cites Families (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2187483A (en) 1939-04-21 1940-01-16 Baker Oil Tools Inc Well cementing apparatus
US2189702A (en) 1939-05-05 1940-02-06 Baker Oil Tools Inc Well cementing mechanism
US2307662A (en) 1939-07-22 1943-01-05 Brown Oil Tools Means for controlling wells
US3291208A (en) * 1960-12-19 1966-12-13 Exxon Production Research Co Depth control in well operations
US4088191A (en) 1972-07-24 1978-05-09 Chevron Research Company High pressure jet well cleaning
US4044470A (en) * 1976-01-15 1977-08-30 Alex Dufrene Collar locating apparatus
US4260017A (en) 1979-11-13 1981-04-07 The Dow Chemical Company Cementing collar and method of operation
US4312406A (en) 1980-02-20 1982-01-26 The Dow Chemical Company Device and method for shifting a port collar sleeve
US4257484A (en) 1980-03-10 1981-03-24 Whitley Oran D Pressure differential circulating valve
US4330039A (en) 1980-07-07 1982-05-18 Geo Vann, Inc. Pressure actuated vent assembly for slanted wellbores
US4564225A (en) * 1983-10-27 1986-01-14 Taylor Vernon W Multiple lead threading
SU1765354A1 (ru) * 1990-04-04 1992-09-30 Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам Локатор муфт
US5314015A (en) 1992-07-31 1994-05-24 Halliburton Company Stage cementer and inflation packer apparatus
US5358048A (en) 1993-04-27 1994-10-25 Ctc International Hydraulic port collar
US5417291A (en) 1993-05-14 1995-05-23 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Drilling connector
US5589775A (en) * 1993-11-22 1996-12-31 Vector Magnetics, Inc. Rotating magnet for distance and direction measurements from a first borehole to a second borehole
US5413173A (en) 1993-12-08 1995-05-09 Ava International Corporation Well apparatus including a tool for use in shifting a sleeve within a well conduit
US6292242B1 (en) 1993-12-15 2001-09-18 Ois Optical Imaging Systems, Inc. Normally white twisted nematic LCD with positive uniaxial and negative biaxial retarders
US5443124A (en) 1994-04-11 1995-08-22 Ctc International Hydraulic port collar
AU3721295A (en) * 1995-06-20 1997-01-22 Elan Energy Insulated and/or concentric coiled tubing
US5813456A (en) 1996-11-12 1998-09-29 Milner; John E. Retrievable bridge plug and retrieving tool
US6923273B2 (en) * 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6024173A (en) 1998-03-03 2000-02-15 Schlumberger Technology Corporation Inflatable shifting tool
US7124824B2 (en) 2000-12-05 2006-10-24 Bj Services Company, U.S.A. Washpipeless isolation strings and methods for isolation
US6315054B1 (en) 1999-09-28 2001-11-13 Weatherford Lamb, Inc Assembly and method for locating lateral wellbores drilled from a main wellbore casing and for guiding and positioning re-entry and completion device in relation to these lateral wellbores
US6474419B2 (en) * 1999-10-04 2002-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Packer with equalizing valve and method of use
MY132567A (en) 2000-02-15 2007-10-31 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6394184B2 (en) 2000-02-15 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6513595B1 (en) 2000-06-09 2003-02-04 Weatherford/Lamb, Inc. Port collar assembly for use in a wellbore
DZ3387A1 (fr) * 2000-07-18 2002-01-24 Exxonmobil Upstream Res Co Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage
US6883610B2 (en) 2000-12-20 2005-04-26 Karol Depiak Straddle packer systems
US6776239B2 (en) 2001-03-12 2004-08-17 Schlumberger Technology Corporation Tubing conveyed fracturing tool and method
US6655461B2 (en) 2001-04-18 2003-12-02 Schlumberger Technology Corporation Straddle packer tool and method for well treating having valving and fluid bypass system
CA2392277C (en) 2001-06-29 2008-02-12 Bj Services Company Canada Bottom hole assembly
US7249633B2 (en) 2001-06-29 2007-07-31 Bj Services Company Release tool for coiled tubing
US7331388B2 (en) 2001-08-24 2008-02-19 Bj Services Company Horizontal single trip system with rotating jetting tool
US6736222B2 (en) * 2001-11-05 2004-05-18 Vector Magnetics, Llc Relative drill bit direction measurement
CA2412072C (en) 2001-11-19 2012-06-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7066264B2 (en) 2003-01-13 2006-06-27 Schlumberger Technology Corp. Method and apparatus for treating a subterranean formation
US7150318B2 (en) 2003-10-07 2006-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for actuating a well tool and method for use of same
US7503390B2 (en) 2003-12-11 2009-03-17 Baker Hughes Incorporated Lock mechanism for a sliding sleeve
US7600566B2 (en) * 2003-12-15 2009-10-13 Weatherford/Lamb, Inc. Collar locator for slick pump
CA2472824C (en) 2004-06-30 2007-08-07 Calfrac Well Services Ltd. Straddle packer with third seal
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
US7607487B2 (en) 2005-02-14 2009-10-27 Schlumberger Technology Corporation Packers and methods of use
US8016032B2 (en) 2005-09-19 2011-09-13 Pioneer Natural Resources USA Inc. Well treatment device, method and system
US20070151735A1 (en) 2005-12-21 2007-07-05 Ravensbergen John E Concentric coiled tubing annular fracturing string
NO324703B1 (no) 2006-01-20 2007-12-03 Peak Well Solutions As Anordning ved sementeringsventil
US7472746B2 (en) 2006-03-31 2009-01-06 Halliburton Energy Services, Inc. Packer apparatus with annular check valve
US7762336B2 (en) 2006-06-12 2010-07-27 Weatherford/Lamb, Inc. Flapper latch
CA2550840A1 (en) 2006-06-23 2007-12-23 Frac Source Inc. Shock-release fluid fracturing method and apparatus
AU2007345288B2 (en) 2007-01-25 2011-03-24 Welldynamics, Inc. Casing valves system for selective well stimulation and control
US20080236819A1 (en) 2007-03-28 2008-10-02 Weatherford/Lamb, Inc. Position sensor for determining operational condition of downhole tool
US7971646B2 (en) 2007-08-16 2011-07-05 Baker Hughes Incorporated Multi-position valve for fracturing and sand control and associated completion methods
US7823633B2 (en) 2007-10-09 2010-11-02 Mark David Hartwell Valve apparatus
US7556102B2 (en) 2007-11-30 2009-07-07 Baker Hughes Incorporated High differential shifting tool
US7789163B2 (en) 2007-12-21 2010-09-07 Extreme Energy Solutions, Inc. Dual-stage valve straddle packer for selective stimulation of wells
RU2370638C1 (ru) * 2008-01-30 2009-10-20 Ооо "Интерлог" Устройство вторичного вскрытия продуктивного пласта
AU2009271480A1 (en) * 2008-06-25 2010-01-21 Schlumberger Technology B.V. System and method for employing alternating regions of magnetic and non-magnetic casing in magnetic ranging applications
CA2641778A1 (en) 2008-10-14 2010-04-14 Source Energy Tool Services Inc. Method and apparatus for use in selectively fracing a well
US20100089587A1 (en) 2008-10-15 2010-04-15 Stout Gregg W Fluid logic tool for a subterranean well
US7878247B2 (en) 2009-01-08 2011-02-01 Baker Hughes Incorporated Methods for cleaning out horizontal wellbores using coiled tubing
CA2670218A1 (en) 2009-06-22 2010-12-22 Trican Well Service Ltd. Method for providing stimulation treatments using burst disks
US20110155377A1 (en) 2009-06-29 2011-06-30 Laun Lyle E Joint or coupling device incorporating a mechanically-induced weak point and method of use
US8613321B2 (en) 2009-07-27 2013-12-24 Baker Hughes Incorporated Bottom hole assembly with ported completion and methods of fracturing therewith
US8695716B2 (en) 2009-07-27 2014-04-15 Baker Hughes Incorporated Multi-zone fracturing completion
CA3221252A1 (en) 2010-02-18 2010-07-23 Ncs Multistage Inc. Downhole tool assembly with debris relief and method for using same
WO2011149597A1 (en) * 2010-05-26 2011-12-01 Exxonmobil Upstream Research Company Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir using autonomous tubular units
CA2904548C (en) 2010-10-18 2018-12-04 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Tools and methods for use in completion of a wellbore

Also Published As

Publication number Publication date
AU2011352862B2 (en) 2016-05-19
AU2011352862A1 (en) 2013-05-30
CA2732062A1 (en) 2011-05-02
US20120160516A1 (en) 2012-06-28
CA2732062C (en) 2011-12-06
BR112013016664A2 (pt) 2016-10-04
US8955603B2 (en) 2015-02-17
BR112013016664B1 (pt) 2020-06-30
NZ610370A (en) 2015-05-29
MX2013007512A (es) 2013-08-01
CN103380258B (zh) 2017-09-26
WO2012092023A2 (en) 2012-07-05
RU2577566C2 (ru) 2016-03-20
WO2012092023A3 (en) 2013-07-11
CN103380258A (zh) 2013-10-30
CO6741164A2 (es) 2013-08-30
AR084613A1 (es) 2013-05-29
EP2659087A2 (en) 2013-11-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2013135238A (ru) Система и способ позиционирования компоновки низа бурильной колонны в горизонтальной скважине
US7681642B2 (en) Method for logging after drilling
US20150167425A1 (en) Completion Systems With a Bi-Directional Telemetry System
US9945203B2 (en) Single trip completion system and method
US9683412B2 (en) Downhole expandable control line connector
RU2010124866A (ru) Направленный отбор образцов пластовых флюидов
US8851189B2 (en) Single trip multi-zone completion systems and methods
US8985215B2 (en) Single trip multi-zone completion systems and methods
US9915104B2 (en) Downhole expandable control line connector
WO2016081155A1 (en) Method for drilling extended reach lateral wellbores
NO347084B1 (no) Et brønnsystem omfattende en sylinderforingsstruktur for å fore en brønn
US9523266B2 (en) System to perforate a cemented liner having lines or tools outside the liner
US10174600B2 (en) Real-time extended-reach monitoring and optimization method for coiled tubing operations
CN105089629A (zh) 水平井杆输送测井方法
US11555373B2 (en) Process for isolating a horizontal tie-in pipeline of an inactive hydrocarbon-producing well from a main pipeline
EP3377724B1 (en) Wired pipe auto-stabbing guide
NL2019874B1 (en) Methods and Systems for Downhole Inductive Coupling
US20170241241A1 (en) Multilateral Junction with Feed-Through
EA027612B1 (ru) Вдавливающая поршневая система типа труба в трубе
US20150101802A1 (en) Real-time methods of tracking fluids
US9828826B2 (en) Wellbore isolation system with communication lines
US20180223631A1 (en) Isolating a multi-lateral well with a barrier
US11313187B2 (en) Loss circulation treatment fluid injection into wells
US20220136331A1 (en) Selectively openable communication port for a wellbore drilling system
US10385682B2 (en) Pipe conveyed logging and drill pipe communication integration system and method

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20161221