RU2014106229A - Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами - Google Patents
Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014106229A RU2014106229A RU2014106229/03A RU2014106229A RU2014106229A RU 2014106229 A RU2014106229 A RU 2014106229A RU 2014106229/03 A RU2014106229/03 A RU 2014106229/03A RU 2014106229 A RU2014106229 A RU 2014106229A RU 2014106229 A RU2014106229 A RU 2014106229A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tool
- timer
- time
- signal
- setting
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 38
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract 2
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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/16—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
1. Способ закрепления в нужном положении инструмента на месте работы в подземном пласте, в котором:устанавливают устройство для задания уставок, связанного с инструментом с возможностью обнаружения сигнала;спускают инструмент на нужное место работы в подземном пласте;останавливают закрепление в нужном положении инструмента устройством для задания уставок до обнаружения сигнала;осуществляют повторное обеспечение закрепления в нужном положении инструмента после остановки устройством для задания уставок в ответ на указанный сигнал или другой сигнал.2. Способ по п. 1, в котором:используют в качестве сигнала по меньшей мере одного из следующего: время, температура, давление, вибрация, механическое напряжение, акустический импульс и магнитное поле.3. Способ по п. 1, в котором:выполняют установку заданного времени для передачи указанного сигнала на таймере, связанном с инструментом;останавливают таймер, когда инструмент находится под землей и до истечения времени установки таймера;приводят в действие таймер на оставшееся от времени установки на момент остановки время, или другое время для приведения в действие инструмента, или обход таймера или установка его на нулевое время, в последних двух случаях инструмент немедленно приводится в действие.4. Способ по п. 3, в котором:используют первое энергетическое поле для остановки таймера.5. Способ по п. 4, в котором:используют второе энергетическое поле для обеспечения закрепления в нужном положении инструмента после остановки таймера.6. Способ по п. 5, в котором:перемещают инструмент после остановки таймера;подают по меньшей мере одно энергетическое поле с изделием;исп�
Claims (29)
1. Способ закрепления в нужном положении инструмента на месте работы в подземном пласте, в котором:
устанавливают устройство для задания уставок, связанного с инструментом с возможностью обнаружения сигнала;
спускают инструмент на нужное место работы в подземном пласте;
останавливают закрепление в нужном положении инструмента устройством для задания уставок до обнаружения сигнала;
осуществляют повторное обеспечение закрепления в нужном положении инструмента после остановки устройством для задания уставок в ответ на указанный сигнал или другой сигнал.
2. Способ по п. 1, в котором:
используют в качестве сигнала по меньшей мере одного из следующего: время, температура, давление, вибрация, механическое напряжение, акустический импульс и магнитное поле.
3. Способ по п. 1, в котором:
выполняют установку заданного времени для передачи указанного сигнала на таймере, связанном с инструментом;
останавливают таймер, когда инструмент находится под землей и до истечения времени установки таймера;
приводят в действие таймер на оставшееся от времени установки на момент остановки время, или другое время для приведения в действие инструмента, или обход таймера или установка его на нулевое время, в последних двух случаях инструмент немедленно приводится в действие.
4. Способ по п. 3, в котором:
используют первое энергетическое поле для остановки таймера.
5. Способ по п. 4, в котором:
используют второе энергетическое поле для обеспечения закрепления в нужном положении инструмента после остановки таймера.
6. Способ по п. 5, в котором:
перемещают инструмент после остановки таймера;
подают по меньшей мере одно энергетическое поле с изделием;
используют по меньшей мере одно из следующего: силу тяжести, перемещающуюся текучую среду, скважинный трактор, тросовый канат, электрокабель или каротажный кабель для продвижения изделия мимо инструмента.
7. Способ по п. 6, в котором:
устанавливают изделие в гнездо для обеспечения увеличения давления на стенке насосно-компрессорной трубы в колонне, которая подает инструмент;
используют рост давления в проходе на изделия в гнезде в резервном способе обеспечения закрепления в нужном положении инструмента.
8. Способ по п. 7, в котором:
деформируют стенку колонны для совершения действий, обеспечивающих закрепление инструмента в нужном положении.
9. Способ по п. 8, в котором:
осуществляют обнаружение деформирования с помощью датчика.
10. Способ по п. 9, в котором:
используют гидростатическое давление в кольцевом пространстве для перемещения по меньшей мере одного поршня для
закрепления инструмента в нужном положении.
11. Способ по п. 10, в котором:
используют некоторое количество составленных поршней, работающих преодолевая сопротивление резервуаров низкого давления, для перемещения по меньшей мере одного из уплотнения и трубного клина вплотную к окружающему трубному изделию.
12. Способ по п. 5, в котором:
осуществляют выполнение указанных полей магнитными и магнитными полями отличающимися друг от друга.
13. Способ по п. 4, в котором:
используют магнитное поле, как первое энергетическое поле;
создают резервный способ для закрепления инструмента в нужном положении, если с помощью первого магнитного поля не удается обеспечить закрепление инструмента в нужном положении.
14. Способ по п. 5, в котором:
выполняют второе энергетическое поле магнитным полем;
используют второе магнитное поле для преодоления сопротивления фиксатора на инструменте, предотвращающего закрепление в нужном положении последнего.
15. Способ по п. 14, в котором:
используют фиксатор для фиксирования по меньшей мере одного поршня на мандрели инструмента.
16. Способ по п. 15, в котором:
используют некоторое количество составленных поршней, работающих, преодолевая сопротивление резервуаров низкого давления, для перемещения по меньшей мере одного из уплотнения и трубного клина вплотную к окружающему трубному изделию.
17. Способ по п. 16, в котором:
преодолевают сопротивление фиксатора с помощью открытия клапана;
обеспечивают открытие клапана для создания давления на фиксирующую втулку;
обеспечивают высвобождение устройства удержания комплекта поршней на мандрели инструмента от мандрели при перемещении стопорной втулки указанным давлением.
18. Способ по п. 17, в котором:
запускают химическую реакцию вырабатывания газа с помощью открытия клапана.
19. Способ по п. 15, в котором:
используют гидростатическое давление, окружающее инструмент, для перемещения поршня.
20. Способ по п. 19, в котором:
устанавливают по меньшей мере одно из уплотнения и трубного клина вплотную к окружающему трубному изделию с перемещением поршня.
21. Способ по п. 15, в котором:
используют силы накопленной потенциальной энергии, действующей на инструмент для перемещения поршня.
22. Способ по п. 4, в котором:
используют первое энергетическое поле для повторной установки таймера позже на нулевое истекшее время с сохранением общего времени для приведения в действие.
23. Способ по п. 7, в котором:
используют для изделия по меньшей мере одно из следующего:
сбрасываемый стержень, пробку, шар, штангу и дротик.
24. Способ по п. 5, в котором:
обнаруживают одно из полей по меньшей мере одним датчиком, установленным на инструменте или устройстве для задания установок.
25. Способ по п. 24, в котором:
спускают в скважину инструмент, как часть трубной колонны.
26. Способ по п. 24, в котором:
создают кожух инструмента, где установлен датчик, из немагнитного материала.
27. Способ по п. 25, в котором:
устанавливают датчик в пазах в трубной колонне.
28. Способ по п. 23, в котором:
выполняют указанное изделие с возможностью функционирования, не зависящего от ориентации.
29. Способ по п. 2, в котором:
создают магнитное поле с помощью постоянных магнитов или электромагнитов.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/186,649 US8881798B2 (en) | 2011-07-20 | 2011-07-20 | Remote manipulation and control of subterranean tools |
US13/186,649 | 2011-07-20 | ||
PCT/US2012/043097 WO2013012509A2 (en) | 2011-07-20 | 2012-06-19 | Remote manipulation and control for subterranean tools |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014106229A true RU2014106229A (ru) | 2015-08-27 |
RU2598264C2 RU2598264C2 (ru) | 2016-09-20 |
Family
ID=47554982
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014106229/03A RU2598264C2 (ru) | 2011-07-20 | 2012-06-19 | Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8881798B2 (ru) |
BR (1) | BR112014000977B1 (ru) |
GB (1) | GB2507424B (ru) |
NO (1) | NO344952B1 (ru) |
RU (1) | RU2598264C2 (ru) |
WO (1) | WO2013012509A2 (ru) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8813857B2 (en) | 2011-02-17 | 2014-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Annulus mounted potential energy driven setting tool |
EP2877673A4 (en) * | 2012-08-28 | 2016-10-26 | Halliburton Energy Services Inc | MAGNETIC KEY FOR OPERATING A MULTI-POSITION WELL BACKGROUND TOOL |
US9068413B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature and pressure balanced pistons |
US9068414B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature and a single lock for multiple pistons |
US9062506B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature outside actuation chambers for multiple pistons |
US9528324B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-12-27 | Smith International, Inc. | Underreamer for increasing a wellbore diameter |
AU2014394068B2 (en) * | 2014-05-15 | 2017-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of oilfield tools using multiple magnetic signals |
US10214980B2 (en) * | 2014-06-30 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring fluid properties in a downhole tool |
CA2970825A1 (en) | 2015-02-19 | 2016-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Activation device and activation of multiple downhole tools with a single activation device |
US9850725B2 (en) | 2015-04-15 | 2017-12-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One trip interventionless liner hanger and packer setting apparatus and method |
US10294748B2 (en) * | 2015-06-09 | 2019-05-21 | Dreco Energy Services Ulc | Indexing dart |
CN107882524B (zh) * | 2016-09-30 | 2019-10-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油管卡定器 |
US11313190B2 (en) | 2020-07-22 | 2022-04-26 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Electric set tieback anchor via pressure cycles |
Family Cites Families (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3233674A (en) * | 1963-07-22 | 1966-02-08 | Baker Oil Tools Inc | Subsurface well apparatus |
US3264994A (en) | 1963-07-22 | 1966-08-09 | Baker Oil Tools Inc | Subsurface well apparatus |
US4373582A (en) * | 1980-12-22 | 1983-02-15 | Exxon Production Research Co. | Acoustically controlled electro-mechanical circulation sub |
US5343963A (en) | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
US5101904A (en) | 1991-03-15 | 1992-04-07 | Bruce Gilbert | Downhole tool actuator |
GB9220707D0 (en) * | 1992-10-01 | 1992-11-11 | Petroleum Eng Services | Setting tool and related method |
US5392856A (en) * | 1993-10-08 | 1995-02-28 | Downhole Plugback Systems, Inc. | Slickline setting tool and bailer bottom for plugback operations |
US5369579A (en) * | 1994-01-24 | 1994-11-29 | Anderson; Otis R. | Electronic blast control system for downhole well operations |
RU2104390C1 (ru) * | 1995-09-05 | 1998-02-10 | Машков Виктор Алексеевич | Клапанное устройство для посадки пакера |
US5810082A (en) | 1996-08-30 | 1998-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatically actuated packer |
US5806596A (en) * | 1996-11-26 | 1998-09-15 | Baker Hughes Incorporated | One-trip whipstock setting and squeezing method |
NO316757B1 (no) | 1998-01-28 | 2004-04-26 | Baker Hughes Inc | Anordning og fremgangsmate for fjernaktivisering av et nedihullsverktoy ved hjelp av vibrasjon |
US6173786B1 (en) | 1999-03-09 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Pressure-actuated running tool |
US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
WO2001065061A1 (en) | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator |
US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
US6364037B1 (en) | 2000-04-11 | 2002-04-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus to actuate a downhole tool |
NO324739B1 (no) | 2002-04-16 | 2007-12-03 | Schlumberger Technology Bv | Utlosermodul for betjening av et nedihullsverktoy |
CA2436248C (en) | 2002-07-31 | 2010-11-09 | Schlumberger Canada Limited | Multiple interventionless actuated downhole valve and method |
AU2002332621A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shape memory actuated valve |
US7216713B2 (en) | 2003-01-15 | 2007-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole actuating apparatus and method |
US7252152B2 (en) | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
US7562712B2 (en) | 2004-04-16 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Setting tool for hydraulically actuated devices |
US7367405B2 (en) | 2004-09-03 | 2008-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Electric pressure actuating tool and method |
GB0519783D0 (en) | 2005-09-29 | 2005-11-09 | Schlumberger Holdings | Actuator |
WO2007086837A1 (en) | 2006-01-24 | 2007-08-02 | Welldynamics, Inc. | Positional control of downhole actuators |
US20080023229A1 (en) | 2006-05-16 | 2008-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Tri stable actuator apparatus and method |
US20070289473A1 (en) | 2006-06-15 | 2007-12-20 | Bussear Terry R | Implosive actuation of downhole tools |
US7591319B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Gas activated actuator device for downhole tools |
US7806179B2 (en) | 2007-06-07 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | String mounted hydraulic pressure generating device for downhole tool actuation |
US7971651B2 (en) | 2007-11-02 | 2011-07-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Shape memory alloy actuation |
US20090139722A1 (en) | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Baker Hughes Incorporated | Capillary actuator device |
US20090139822A1 (en) | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Sehan Electools., Ltd | Torque-controlling actuator clutch and tool system having the same |
US20090146835A1 (en) * | 2007-12-05 | 2009-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Wireless communication for downhole tools and method |
US20090229832A1 (en) | 2008-03-11 | 2009-09-17 | Baker Hughes Incorporated | Pressure Compensator for Hydrostatically-Actuated Packers |
WO2009137536A1 (en) * | 2008-05-05 | 2009-11-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US8016026B2 (en) | 2008-11-25 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Actuator for downhole tools |
US20110168403A1 (en) | 2010-01-08 | 2011-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Wirelessly actuated hydrostatic set module |
-
2011
- 2011-07-20 US US13/186,649 patent/US8881798B2/en active Active
-
2012
- 2012-06-19 BR BR112014000977-5A patent/BR112014000977B1/pt active IP Right Grant
- 2012-06-19 RU RU2014106229/03A patent/RU2598264C2/ru active
- 2012-06-19 GB GB1322537.0A patent/GB2507424B/en active Active
- 2012-06-19 WO PCT/US2012/043097 patent/WO2013012509A2/en active Application Filing
-
2013
- 2013-12-04 NO NO20131606A patent/NO344952B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2013012509A3 (en) | 2013-05-16 |
WO2013012509A2 (en) | 2013-01-24 |
NO20131606A1 (no) | 2013-12-04 |
NO344952B1 (no) | 2020-08-03 |
GB201322537D0 (en) | 2014-02-05 |
BR112014000977B1 (pt) | 2020-12-01 |
RU2598264C2 (ru) | 2016-09-20 |
GB2507424B (en) | 2019-04-24 |
GB2507424A (en) | 2014-04-30 |
BR112014000977A2 (pt) | 2017-02-21 |
US20130020092A1 (en) | 2013-01-24 |
US8881798B2 (en) | 2014-11-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2014106229A (ru) | Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами | |
US10385680B2 (en) | Systems and methods for operating electrically-actuated coiled tubing tools and sensors | |
US12116884B2 (en) | Method and system for monitoring well operations | |
CA2650364C (en) | Method for jarring with a downhole pulling tool | |
US10480270B2 (en) | Downhole impact apparatus | |
RU2012156908A (ru) | Компоновка и способ интенсификации притока гидроразрывом пласта коллектора в нескольких зонах с использованием автономных блоков в системах труб | |
WO2015022551A3 (en) | Improved isolation barrier | |
US10309174B2 (en) | Automated remote actuation system | |
RU2014126731A (ru) | Затрубный барьер с устройством детектирования разжимания | |
CN105143601A (zh) | 确定井眼中的管的卡点 | |
CA2733290A1 (en) | Downhole device actuator and method | |
NO339334B1 (no) | System og fremgangsmåte for posisjonstilbakemelding uten bruk av navlestreng fra et undervanns brønnhode anordnet i en undervanns brønnhodeenhet | |
GB2581661A (en) | Inner and outer downhole structures having downlink activation | |
US9951587B2 (en) | Electronically-activated liner hangers and methods of setting same in wellbore | |
GB2569732A (en) | Installation and retrieval of pressure control device releasable assembly | |
CN105658903A (zh) | 用于确定裸眼完井中的流量分布的系统和方法 | |
WO2015177545A3 (en) | Improved isolation barrier | |
NO20151006A1 (en) | Pig Assembly and Method for maintaining a functional line for conveying fluid | |
US11028660B2 (en) | Downhole impact apparatus | |
US10119391B2 (en) | Indicator and method of verifying a tool has reached a portion of a tubular | |
US20140124266A1 (en) | Magnetically Initiated Actuation Mechanism | |
US20140043122A1 (en) | Magnetically Initiated Actuation Mechanism | |
WO2024173160A1 (en) | Whipstock setting arrangement, method, and system |