RU2260679C2 - Способ и система для ограничения продольного потока текучих сред вокруг проницаемых труб в скважине - Google Patents
Способ и система для ограничения продольного потока текучих сред вокруг проницаемых труб в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260679C2 RU2260679C2 RU2002135592/03A RU2002135592A RU2260679C2 RU 2260679 C2 RU2260679 C2 RU 2260679C2 RU 2002135592/03 A RU2002135592/03 A RU 2002135592/03A RU 2002135592 A RU2002135592 A RU 2002135592A RU 2260679 C2 RU2260679 C2 RU 2260679C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pipe
- ring
- permeable pipe
- permeable
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 21
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000007767 bonding agent Substances 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/126—Packers; Plugs with fluid-pressure-operated elastic cup or skirt
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/136—Baskets, e.g. of umbrella type
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Permanent Field Magnets Of Synchronous Machinery (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Joints Allowing Movement (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Filtering Of Dispersed Particles In Gases (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяных или газовых скважин, а именно к способу и системе для уменьшения продольного потока текучих сред через затрубное пространство. Обеспечивает повышение эффективности. Сущность изобретения по способу: устанавливают, по меньшей мере, одно упругое уплотнительное кольцо вокруг проницаемой трубы до спуска в скважину. Удерживают кольцо в сжатом положении вокруг трубы с помощью ленты и/или обвязки, которая постепенно растворяется в скважинной среде. Устанавливают проницаемую трубу в приточной области скважины. Обеспечивают растворение ленты и/или обвязки и, тем самым, обеспечивают расширение, по меньшей мере, части упругого уплотнительного кольца в радиальном направлении в затрубном пространстве, окружающем проницаемую трубу. Уплотнительная система содержит множество уплотнительных колец, установленных с одинаковыми интервалами на проницаемой трубе в скважине, при этом каждое кольцо имеет один торец, постоянно соединенный с внешней стенкой трубы, и другой упругий торец, выполненный в форме фланца, 2 н. и 4 з.п.ф-лы, 4 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу и системе для уменьшения продольного потока текучих сред через затрубное пространство, окружающее проницаемые трубы в скважине, например эксплуатационная колонна-хвостовик с щелевыми продольными отверстиями или песчаный фильтр в приточных областях эксплуатационных нефтяных или газовых скважин.
Приточные области в современных скважинах могут достигать в длину десяти километров. В этих приточных областях могут устанавливаться удлиненные проницаемые трубы, например эксплуатационные колонны-хвостовики с щелевыми продольными отверстиями, расширяемые трубы с щелевыми отверстиями и/или песчаные фильтры, которые сохраняют целостность ствола скважины и предотвращают приток твердых частиц и эрозию стенок ствола скважины при добыче нефти и/или газа.
Однако вокруг таких проницаемых труб в скважине при добыче может присутствовать или образовываться в результате эрозии значительное затрубное пространство. Такая эрозия может усиливаться по мере увеличения длины и ширины эродирующего затрубного пространства и, в результате, в некоторых скважинах поток текучих сред через затрубное пространство может быть равным или даже превышать эксплуатационный поток через внутреннюю часть проницаемой колонны.
Процедуры каротажа, при которых используются скважинные вращающие устройства, вращающиеся под воздействием потока текучих сред внутри колонны, не создают дополнительный расход через затрубное пространство и поэтому могут создать впечатление, что приток в некоторых областях скважины меньше, чем он есть в реальности. В итоге это приводит к уменьшению периода эксплуатации скважины.
В патенте США № 4576042 раскрывается ловильный инструмент, содержащий лепестки, расположенные в форме зонта, которые раскрываются при перемещении гильзы относительно вала. В патенте США № 5033551 раскрывается перегородка в форме усеченного конуса, которая раскрывается в скважине путем удаления гильзы с перегородки после ее установки над скважинным фильтром внутри скважины.
Недостаток известных способов заключается в том, что они требуют спускоподъемных операций скважинного оборудования, что является сложной и требующей много времени процедурой, которая не позволяет устанавливать несколько затворов с короткими интервалами в приточной области скважины.
Целью настоящего изобретения является устранение указанных недостатков известных способов.
Эта цель достигается тем, что согласно изобретению способ уменьшения продольного потока текучих сред через затрубное пространство, окружающее проницаемую трубу в скважине, например эксплуатационную колонну-хвостовик с щелевыми отверстиями или песчаный фильтр в приточной области эксплуатационной нефтяной и/или газовой скважины, содержит следующие операции:
установка, по меньшей мере, одного упругого уплотнительного кольца вокруг проницаемой трубы до ее спуска в скважину;
удерживание кольца в сжатом положении вокруг трубы с помощью ленты и/или обвязки, которая постепенно растворяется в скважинной среде;
установка проницаемой трубы в приточной области скважины;
обеспечение растворения ленты и/или обвязки и, тем самым, обеспечение расширения, по меньшей мере, части упругого уплотнительного кольца в радиальном направлении в затрубном пространстве, окружающем проницаемую трубу.
Предпочтительно на всей длине проницаемой трубы с одинаковыми интервалами устанавливают множество упругих уплотнительных колец. При этом используют уплотнительное кольцо, имеющее один торец, постоянно прижатый к проницаемой трубе, и упругий другой торец, выполненный в форме фланца, временно прижатый к этой трубе при ее установке в скважину и освобожденный после установки трубы так, что он разворачивается и расширяется в радиальном направлении.
В этом случае при установке проницаемой трубы в скважине, выполненный в форме фланца, упругий другой торец каждого уплотнительного кольца временно прижимают к этой трубе с помощью ленты и/или обвязки, которая постепенно растворяется в скважинной среде.
Постоянно прижатый один торец каждого уплотнительного кольца располагают ниже по потоку относительно выполненного в форме фланца упругого другого торца кольца.
При спуске трубы в скважину торцы уплотнительных колец, выполненные в форме фланцев, могут быть отогнуты вперед, т.е. против направления спуска, и плотно прижиматься на внешней поверхности трубы соответствующей металлической обвязкой, или ограничителем, и/или лентой. Металлическая обвязка, или ограничитель, или лента могут иметь температуру плавления чуть ниже статической температуры в скважине с закрытым устьем. Альтернативно лента может быть выполнена из полимера, который постепенно растворяется в среде, присутствующей в скважине, например из натуральной резины, которая растворяется в ароматических углеводородах. При необходимости, можно разработать промывочные составы, принудительно удаляющие ограничители и ленты. Таким образом, после спуска и смывания ограничителя или ленты упругий торец уплотнительного кольца, выполненный в форме фланца, разворачивается в затрубном пространстве между проницаемой трубой и необсаженным стволом скважины, тем самым направляя поток текучей среды в трубу.
Свернутые уплотнительные кольца могут спускаться в комбинации с заглушкой и/или внутри подпружиненного центратора, чтобы избежать повреждения при спуске.
Согласно изобретению уплотнительная система для применения в вышеописанном способе содержит множество уплотнительных колец, установленных с одинаковыми интервалами на проницаемой трубе в скважине, при этом каждое кольцо имеет один торец, постоянно соединенный с внешней стенкой трубы, и другой упругий торец, выполненный в форме фланца.
Ниже следует более подробное описание настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает схематически перспективный вид горизонтальной приточной области скважины, в которой расположена эксплуатационная колонна-хвостовик с продольными щелевыми отверстиями и множеством уплотнительных колец согласно настоящему изобретению;
фиг.2 - вид сбоку в увеличенном масштабе одного из уплотнительных колец и сечение эксплуатационной колонны-хвостовика, показанной на фиг.1;
фиг.3 - вид сбоку в увеличенном масштабе альтернативного варианта выполнения уплотнительного кольца согласно настоящему изобретению, расположенного вокруг эксплуатационной колонны-хвостовика и находящегося в его расширенном состоянии;
фиг.4 - вид сбоку уплотнительного кольца, показанного на фиг.3, при спуске эксплуатационной колонны-хвостовика в скважину.
На фиг.1 показана эксплуатационная нефтяная или газовая скважина 1, пересекающая подземный пласт 2. Верхняя, по существу вертикальная часть скважины 1, содержит обсадную колонну 3, зацементированную на месте. В нижней, по существу горизонтальной, приточной области скважины, расположена эксплуатационная колонна-хвостовик 4, имеющая множество щелей и прикрепленная к нижнему концу колонны 3 обсадных труб расширяемым кольцевым пакером 5.
Эксплуатационная колонна-хвостовик 4 имеет множество расширяющихся уплотнительных колец 6, которые расположены с одинаковыми интервалами по всей длине колонны 4. Как показано на фиг.2, каждое уплотнительное кольцо 6 состоит из сваба, свободный торец 7 которого обращен к стенке 8 ствола скважины, а другой торец закреплен на колонне 4 хомутом 9.
Уплотнительные кольца 6 направляют нефть и/или газ, текущий в стволе скважины, в по существу радиальном направлении через затрубное пространство 10 и щели 11 во внутреннюю часть колонны 4 так, что продольный поток текучих сред через затрубное пространство 10 сводится к минимуму.
На участке каждого кольца 6 колонна 4 не имеет щелей для обеспечения жесткости и создания зоны, в которой можно точно измерять расход внутри колонны 4, например лопастным расходомером или впрыском химикатов-индикаторов.
Для защиты уплотнительных колец 6 во время спуска эксплуатационной колонны-хвостовика 4 в скважину 1 свободные торцы 7 уплотнительных колец 6 перед спуском привязывают к колонне 4 лентой (не показана). Эта лента может быть выполнена из пластмассы, которая медленно растворяется в скважинной среде и/или может содержать связывающий агент, который теряет свои связующие свойства внутри скважины так, что лента освобождается и свободный торец 7 кольца 6 расширяется и прижимается к стенке 8 ствола скважины, когда колонна 4 установлена на свое место в скважине.
На фиг.3 и 4 показан альтернативный вариант уплотнительного кольца по настоящему изобретению. В этом варианте уплотнительное кольцо содержит резиновую или выполненную из другого эластомера мембрану 20, которая раскрывается подобно зонту с помощью подпружиненных спиц 21, нижние по течению концы которых закреплены на внешней поверхности эксплуатационной колонны-хвостовика 4.
Стрелками на фиг.3 показано, как расширенная мембрана 20 создает уплотнение для текучих сред в затрубном пространстве 10, окружающем эксплуатационную колонну-хвостовик 4, что минимизирует продольный поток через затрубное пространство и способствует поступлению текучих сред непосредственно через щели 11 в колонну 4.
На фиг.4 показано, что мембрана 20 и подпружиненные спицы 21 во время спуска эксплуатационной колонны-хвостовика 4 в скважину обернуты лентой 25, которая медленно растворяется в скважине. Защитные кольца 26 и 27 защищают сложенное уплотнительное кольцо от повреждения при спуске колонны 4 в скважину.
Ясно, что подпружиненные спицы 21 могут перекрывать друг друга так, чтобы создавать расширяемое уплотнительное кольцо типа диафрагмы, и в этом случае диафрагма 20 не нужна.
Claims (6)
1. Способ уменьшения продольного потока текучих сред через затрубное пространство, окружающее проницаемую трубу в скважине, например, эксплуатационную колонну-хвостовик с щелевыми отверстиями или песчаный фильтр, в приточной области эксплуатационной нефтяной и/или газовой скважины, содержащий следующие операции: установка, по меньшей мере, одного упругого уплотнительного кольца вокруг проницаемой трубы до спуска в скважину; удерживание кольца в сжатом положении вокруг трубы с помощью ленты и/или обвязки, которая постепенно растворяется в скважинной среде; установка проницаемой трубы в приточной области скважины; обеспечение растворения ленты и/или обвязки, и, тем самым, обеспечение расширения, по меньшей мере, части упругого уплотнительного кольца в радиальном направлении в затрубном пространстве, окружающем проницаемую трубу.
2. Способ по п.1, в котором на всей длине проницаемой трубы с одинаковыми интервалами устанавливают множество упругих уплотнительных колец.
3. Способ по п.2, в котором используют уплотнительное кольцо, имеющее один торец, постоянно прижатый к проницаемой трубе, и упругий другой торец, выполненный в форме фланца, временно прижатый к этой трубе при ее установке в скважину и освобожденный после установки трубы так, что он разворачивается и расширяется в радиальном направлении.
4. Способ по п.3, в котором при установке проницаемой трубы в скважину выполненный в форме фланца упругий другой торец каждого уплотнительного кольца временно прижимают к этой трубе с помощью ленты и/или обвязки, которая постепенно растворяется в скважинной среде.
5. Способ по п.3, в котором постоянно прижатый один торец каждого уплотнительного кольца располагают ниже по потоку относительно выполненного в форме фланца упругого другого торца кольца.
6. Уплотнительная система для применения в способе по п.3, содержащая множество уплотнительных колец, установленных с одинаковыми интервалами на проницаемой трубе в скважине, при этом каждое кольцо имеет один торец, постоянно соединенный с внешней стенкой трубы, и другой упругий торец, выполненный в форме фланца.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP00401537 | 2000-05-31 | ||
EP00401537.6 | 2000-05-31 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002135592A RU2002135592A (ru) | 2004-04-20 |
RU2260679C2 true RU2260679C2 (ru) | 2005-09-20 |
Family
ID=8173711
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002135592/03A RU2260679C2 (ru) | 2000-05-31 | 2001-05-31 | Способ и система для ограничения продольного потока текучих сред вокруг проницаемых труб в скважине |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7059410B2 (ru) |
CN (1) | CN1270048C (ru) |
AR (1) | AR029107A1 (ru) |
AU (1) | AU2001272451A1 (ru) |
EG (1) | EG22932A (ru) |
GB (1) | GB2380752B (ru) |
RU (1) | RU2260679C2 (ru) |
WO (1) | WO2001092681A1 (ru) |
Families Citing this family (83)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2391281B (en) * | 2002-07-26 | 2005-11-02 | Coflexip Stena Offshore Ltd | Seal assembly |
US6935432B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
US7828068B2 (en) | 2002-09-23 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for thermal change compensation in an annular isolator |
US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US7048048B2 (en) | 2003-06-26 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control screen and method for use of same |
GB2416390B (en) * | 2004-07-16 | 2006-07-26 | Statoil Asa | LCD Offshore Transport System |
SE531106C2 (sv) * | 2005-05-26 | 2008-12-16 | Pemtec Ab | Tätningsorgan |
US7451815B2 (en) | 2005-08-22 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc |
GB0615042D0 (en) * | 2006-07-29 | 2006-09-06 | Boyle Colin | Flow restrictor coupling |
US8443915B2 (en) * | 2006-09-14 | 2013-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Through drillstring logging systems and methods |
US7712541B2 (en) * | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US8733453B2 (en) * | 2007-12-21 | 2014-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable structure for deployment in a well |
US8291781B2 (en) | 2007-12-21 | 2012-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods for actuating reversibly expandable structures |
US7896088B2 (en) | 2007-12-21 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Wellsite systems utilizing deployable structure |
US20090229291A1 (en) * | 2008-03-11 | 2009-09-17 | American Superconductor Corporation | Cooling System in a Rotating Reference Frame |
CN101538990A (zh) * | 2008-03-18 | 2009-09-23 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在布置和井眼调节期间保护井下部件的系统和方法 |
US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
US8555958B2 (en) | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
GB2465564B (en) * | 2008-11-19 | 2013-07-10 | Sondex Ltd | A downhole modulator apparatus |
US20100300674A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8132624B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8151881B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8056627B2 (en) | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8342094B2 (en) * | 2009-10-22 | 2013-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable material application in perforating |
US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
JP5816822B2 (ja) * | 2010-03-25 | 2015-11-18 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | モータおよびそれを搭載した電気機器 |
DE102010050494B4 (de) * | 2010-07-08 | 2013-08-01 | Wulf Splittstoeßer | Verschluss für ein Bohrloch |
US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium 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 |
EP2758707A2 (en) | 2011-09-20 | 2014-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Through tubing pumping system with automatically deployable and retractable seal |
US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
GB2497124C (en) | 2011-12-01 | 2020-07-01 | Xtreme Well Tech Limited | Apparatus for use in a fluid conduit |
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 |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
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 |
US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10738559B2 (en) | 2014-06-13 | 2020-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools comprising composite sealing elements |
CA2951629C (en) | 2014-08-13 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable downhole tools comprising retention mechanisms |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US9694978B2 (en) | 2015-07-16 | 2017-07-04 | Goodrich Corporation | Cargo handling 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 |
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 |
CN105569604B (zh) * | 2016-01-21 | 2018-02-27 | 中国海洋石油总公司 | 套管环空封隔器 |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
US20200123859A1 (en) * | 2018-10-17 | 2020-04-23 | YellowJacket Oilfied Services | System for creating a well bore profile with pump down centralizer without fins |
GB2580587B (en) * | 2019-01-10 | 2021-10-13 | Isol8 Holdings Ltd | Downhole method and apparatus |
GB2586795B (en) * | 2019-09-02 | 2022-03-02 | Isol8 Holdings Ltd | Downhole retainer |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3670815A (en) * | 1971-01-22 | 1972-06-20 | Cicero C Brown | Well packer |
JPS5141641B2 (ru) | 1972-01-06 | 1976-11-11 | ||
US4129308A (en) * | 1976-08-16 | 1978-12-12 | Chevron Research Company | Packer cup assembly |
US4229149A (en) * | 1978-08-28 | 1980-10-21 | Turner Richard L | Oil well pump |
US4576042A (en) * | 1984-12-26 | 1986-03-18 | Marathon Oil Company | Flow basket |
US4744884A (en) | 1985-09-25 | 1988-05-17 | Union Oil Company Of California | Process for producing lubrication oil of high viscosity index |
US4696343A (en) * | 1986-05-23 | 1987-09-29 | S.I.E., Inc. | Wireline dump bailer |
US5098551A (en) | 1989-05-30 | 1992-03-24 | Bertaux Jean Marie A | Process for the manufacture of lubricating base oils |
CA2073332C (en) * | 1990-01-17 | 1999-09-28 | Paul Douglas Maxfield Gullet | Centralizers for oil well casings |
US5033551A (en) * | 1990-05-25 | 1991-07-23 | Grantom Charles A | Well packer and method |
US5187138A (en) | 1991-09-16 | 1993-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Silica modified hydroisomerization catalyst |
US5588487A (en) * | 1995-09-12 | 1996-12-31 | Mobil Oil Corporation | Tool for blocking axial flow in gravel-packed well annulus |
US5803177A (en) * | 1996-12-11 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services | Well treatment fluid placement tool and methods |
US6380658B1 (en) * | 1999-07-15 | 2002-04-30 | Delphi Technologies Inc. | Method and apparatus for torque ripple reduction in sinusoidally excited brushless permanent magnet motors |
-
2001
- 2001-05-29 EG EG20010570A patent/EG22932A/xx active
- 2001-05-31 US US10/296,747 patent/US7059410B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-05-31 WO PCT/EP2001/006271 patent/WO2001092681A1/en active Application Filing
- 2001-05-31 AR ARP010102602A patent/AR029107A1/es active IP Right Grant
- 2001-05-31 RU RU2002135592/03A patent/RU2260679C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-05-31 AU AU2001272451A patent/AU2001272451A1/en not_active Abandoned
- 2001-05-31 CN CN01810454.1A patent/CN1270048C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2001-05-31 GB GB0227957A patent/GB2380752B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1270048C (zh) | 2006-08-16 |
GB2380752B (en) | 2004-06-30 |
US7059410B2 (en) | 2006-06-13 |
GB2380752A (en) | 2003-04-16 |
CN1432096A (zh) | 2003-07-23 |
AR029107A1 (es) | 2003-06-04 |
WO2001092681A1 (en) | 2001-12-06 |
AU2001272451A1 (en) | 2001-12-11 |
US20030184178A1 (en) | 2003-10-02 |
EG22932A (en) | 2002-01-13 |
GB0227957D0 (en) | 2003-01-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2260679C2 (ru) | Способ и система для ограничения продольного потока текучих сред вокруг проницаемых труб в скважине | |
US7984760B2 (en) | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations | |
CA2446115C (en) | Profiled recess for instrumented expandable components | |
US7383886B2 (en) | Device and a method for selective control of fluid flow between a well and surrounding rocks | |
US6932161B2 (en) | Profiled encapsulation for use with instrumented expandable tubular completions | |
US20190055839A1 (en) | Tracer patch | |
JP5710780B2 (ja) | パッカー組立体のシール要素中へのラインの挿通及びパッカー組立体のシール要素からのラインの押出しの阻止 | |
RU2002135592A (ru) | Способ и система для ограничения продольного потока текучих сред вокруг проницаемых труб в скважине | |
EP2184437A2 (en) | Swellable apparatus and method | |
EP2877684B1 (en) | Pipe-in-pipe shunt tube assembly | |
CA2517883A1 (en) | Full bore lined wellbores | |
BRPI0621253A2 (pt) | sistema associado à produção de hidrocarbonetos, método para produção de hidrocarbonetos a partir de um poço, e, método associado à produção de hidrocarbonetos | |
BRPI0416730B1 (pt) | aparelho de furo de poço | |
US20220298882A1 (en) | Isolation plug tool and method | |
AU2012216300B2 (en) | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140601 |