RU2302512C2 - Уплотняющая система и способ уплотнения для использования в стволе скважины (варианты) - Google Patents
Уплотняющая система и способ уплотнения для использования в стволе скважины (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2302512C2 RU2302512C2 RU2005107095/03A RU2005107095A RU2302512C2 RU 2302512 C2 RU2302512 C2 RU 2302512C2 RU 2005107095/03 A RU2005107095/03 A RU 2005107095/03A RU 2005107095 A RU2005107095 A RU 2005107095A RU 2302512 C2 RU2302512 C2 RU 2302512C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- swellable material
- swellable
- fluid
- wellbore
- conveying device
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 71
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 222
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 67
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 105
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 27
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 27
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 20
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 claims description 17
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 9
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 8
- 230000010287 polarization Effects 0.000 claims description 5
- 230000002028 premature Effects 0.000 claims description 4
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 3
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 claims description 3
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 claims description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 4
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 230000002522 swelling effect Effects 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 ethylene propylene diene Chemical class 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- MSPXITYFRRZWRG-UHFFFAOYSA-N C=CC=C.C(C=C)#N.C=CC=C.C(C=C)#N Chemical compound C=CC=C.C(C=C)#N.C=CC=C.C(C=C)#N MSPXITYFRRZWRG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 229920005557 bromobutyl Polymers 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 229920005556 chlorobutyl Polymers 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- RPOCFUQMSVZQLH-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione;2-methylprop-1-ene Chemical compound CC(C)=C.O=C1OC(=O)C=C1 RPOCFUQMSVZQLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 1
- 229920005555 halobutyl Polymers 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 description 1
- 239000011414 polymer cement Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- MHWRYTCHHJGQFQ-UHFFFAOYSA-N prop-2-enoic acid hydrate Chemical compound O.OC(=O)C=C MHWRYTCHHJGQFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 description 1
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- ZCCKUOITFYNSQG-UHFFFAOYSA-N styrene;hydrate Chemical compound O.C=CC1=CC=CC=C1 ZCCKUOITFYNSQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006027 ternary co-polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
- E21B33/1277—Packers; Plugs with inflatable sleeve characterised by the construction or fixation of the sleeve
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Sealing Devices (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горному делу и представляет уплотняющую систему типа пакера, которую используют в стволе скважины для уплотнения относительно внешней поверхности обсадной трубы или необсаженной скважины. Обеспечивает уплотнение скважин с неровным сечением, упрощение работ по изоляции скважины. Уплотняющая система содержит разбухающий материал, который разбухает от нерасширенного состояния до расширенного состояния, таким образом создавая уплотнение, когда разбухающий материал входит в контакт с инициирующей текучей средой. 14 н. и 30 з.п. ф-лы, 23 ил.
Description
Настоящее изобретение в общем касается системы и способа уплотнения, использующих разбухающие материалы. Более конкретно изобретение касается уплотняющей системы типа анкера или пакера, содержащей разбухающий материал, который разбухает и поэтому создает уплотнение, когда материал входит в контакт с инициирующей текучей средой.
В нефтяном промысле обычно используют уплотняющие системы типа пакеров или анкеров. Пакеры, например, используют для уплотнения кольцевого зазора между колонной насосно-компрессорных труб и внешней поверхностью относительно колонны насосно-компрессорных труб типа обсадной трубы или необсаженной скважины. Обычно пакеры приводят в действие гидравлическим давлением, передаваемым либо через ствол трубы скважины, кольцевой зазор, либо через линию управления. Другие пакеры приводят в действие через электрическую линию, развернутую от поверхности ствола скважины.
Поэтому для приведения в действие большинства пакеров требуется либо отпирающая контрольно-измерительная аппаратура, расположенная в стволе скважины, либо вмешательство в ствол скважины, необходимое для подготовки ствола скважины к приведению в действие (типа сбрасывания шара для создания уплотнения, относительно которого поднимается давление, активизируя механизм пакера). Однако развертывание дополнительной отпирающей контрольно-измерительной аппаратуры в стволе скважины усложняет развертывание системы завершения и может привести к проблемам надежности в активизировании пакера. Кроме того, проведение вмешательства с целью подготовки ствола скважины для приведения в действие добавляет издержки для оператора, например, увеличивая время монтажа, необходимое для завершения соответствующего действия.
Помимо этого, большинство пакеров сконструировано так, что они могут обеспечить уплотнение по существу круглой конфигурации. Однако в необсаженной скважине (или в неровной обсадной трубе или насосно-компрессорных трубах) требуется пакер для уплотнения в конфигурации, которая может быть по существу не круглой.
Из патента России 2186196 от 27.07.2002 известен уплотнительный элемент пакера для использования в подземном стволе скважины, заполненный буровым раствором на водной основе, гидрофобным полимерным тампонажным раствором и водонабухающим полимером. Гидрофобный полимерный тампонажный раствор при контакте с водной средой бурового раствора отверждается, при этом образуется каркас для сохранения формы раздутого уплотнительного рукава, а водонабухающий полимер отбирает всю оставшуюся воду из закачанного в пакер объема бурового раствора. В результате вся закачанная жидкостная масса состава превращается в гелеобразную резиноподобную смесь.
После заполнения частично раздутого уплотнительного элемента указанными растворами пакер, встроенный в обсадную колонну труб, спускается в скважину на заранее запланированную глубину и проводится пакеровка затрубного пространства, т.е. под давлением открывается отверстие для входа бурового раствора на водной основе из обсадной колонны в пространство между корпусом пакера и уплотнительным элементом, раствор продавливается под давлением, не превышающим давления прессовки обсадной колонны после окончания цементажа и отверждения цементного раствора.
Техническим результатом настоящего изобретения является устранение недостатков известных уплотнительных систем.
Согласно изобретению создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая надувной баллон, расположенный на транспортирующем устройстве, разбухающий материал и наполняющий материал, размещенные в надувном баллоне, при этом разбухающий материал разбухает при контакте с инициирующей текучей средой, являющейся текучей средой, окружающей надувной баллон так, что при наличии утечки в надувном баллоне текучая среда контактирует с разбухающим материалом, вызывая его разбухание.
Разбухание разбухающего материала может вызывать расширение надувного баллона.
Согласно изобретению создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве, линию управления, отдельную от транспортирующего устройства и содержащую отверстие вблизи разбухающего материала для доставки инициирующей текучей среды к разбухающему материалу, при этом разбухающий материал разбухает при контакте с инициирующей текучей средой, которая течет от линии управления.
Линия управления может быть внешней относительно разбухающего материала, или может быть введена в разбухающий материал, или может проходить вдоль длины разбухающего материала.
Линия управления может содержать множество отверстий для равномерного распределения инициирующей текучей среды по длине.
Линия управления может быть введена через внутреннюю поверхность разбухающего материала.
Транспортирующее устройство может содержать трубопровод, а линия управления расположена внутри трубопровода.
Система может содержать фланцы, расположенные на каждом конце разбухающего материала, и линия управления проходит сквозь верхний фланец.
Линия управления может проходить от размещенного в скважине контейнера.
Согласно изобретению создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, размещенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и твердое каучуковое уплотнение, расположенное на транспортирующем устройстве в непосредственной близости от разбухающего материала и активируемое поршнем.
Разбухающий материал при разбухании и твердое каучуковое уплотнение при его активации могут совместно действовать для создания уплотнения.
Твердое каучуковое уплотнение может быть расположено на одном конце разбухающего материала, а другое твердое каучуковое уплотнение может быть расположено на другом конце разбухающего материала.
Разбухающий материал может быть введен в твердое каучуковое уплотнение.
Создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и муфту, предназначенную для защиты разбухающего материала от преждевременного контакта с инициирующей текучей средой.
Муфта может перемещаться для обеспечения связи по текучей среде между разбухающим материалом и инициирующей текучей средой.
Создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и защитное покрытие, размещенное на разбухающем материале для защиты разбухающего материала от преждевременного контакта с инициирующей текучей средой.
Защитное покрытие может быть удалено для обеспечения связи по текучей среде между разбухающим материалом и инициирующей текучей средой.
Защитное покрытие может быть проницаемым для инициирующей текучей среды для обеспечения связи по текучей среде между разбухающим материалом и инициирующей текучей средой.
Защитное покрытие может содержать покрытие с выдержкой времени, или термоусаживающееся покрытие, или термопластический материал.
Создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, которая расположена в контейнере внутри разбухающего материала.
Контейнер может открываться избирательно.
Создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве, разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой и вытягиваемый в длину перед развертыванием в стволе скважины.
Разбухающий материал может быть избирательно вытянут в длину.
Создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и систему мониторинга, функционально соединенную с разбухающим материалом для контроля процесса разбухания разбухающего материала.
Система мониторинга может содержать по меньшей мере один датчик.
Датчик может быть введен в разбухающий материал.
Датчик может содержать оптическое волокно.
Датчик может содержать датчик распределенной температуры.
Создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий под воздействием электрической поляризации.
Создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий под воздействием световой энергии.
Создана уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и цемент, расположенный вблизи разбухающего материала.
Транспортирующее устройство может содержать обсадную трубу, и разбухающий материал разбухает для контакта со стеной ствола скважины.
Транспортирующее устройство может содержать хвостовик, и разбухающий материал разбухает для контакта со стеной ствола скважины.
Разбухающий материал может быть расположен в двух местоположениях на транспортирующем устройстве, а цемент расположен между этими двумя местоположениями.
Разбухающий материал может изолировать проницаемую формацию от непроницаемой формации.
Согласно изобретению создан способ уплотнения в подземном стволе скважины, содержащий развертывание разбухающего материала на транспортирующем устройстве в стволе скважины, воздействие на разбухающий материал текучей средой для разбухания разбухающего материала и вытягивание в длину разбухающего материала перед развертыванием в стволе скважины.
Способ может дополнительно содержать поддерживание разбухающего материала в вытянутом состоянии.
Способ может дополнительно содержать избирательное освобождение разбухающего материала из вытянутого состояния.
Согласно другому варианту выполнения способ уплотнения для использования в подземном стволе скважины содержит развертывание разбухающего материала на транспортирующем устройстве в стволе скважины, воздействие на разбухающим материал текучей средой для разбухания разбухающего материала и мониторинг процесса разбухания разбухающего материала.
Мониторинг может содержать развертывание по меньшей мере одного датчика вблизи разбухающего материала.
Развертывание может содержать введение датчика в разбухающий материал.
Согласно еще одному варианту выполнения способ уплотнения в подземном стволе скважины содержит развертывание разбухающего материала на транспортирующем устройстве в стволе скважины, воздействие на разбухающий материал текучей средой для разбухания разбухающего материала и растворение разбухающего материала.
Преимущества и другие признаки изобретения станут очевидными из описания со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает уплотняющую систему в нерасширенном состоянии;
фиг.2 изображает уплотняющую систему в расширенном состоянии;
фиг.3 изображает вариант осуществления уплотняющей системы в нерасширенном состоянии, включающей расширяемый баллон;
фиг.4 изображает вариант осуществления фиг.3 в расширенном состоянии;
фиг.5-10 изображают различные технологии, посредством которых инициирующую текучую среду можно вводить в контакт с разбухающим материалом;
фиг.11 изображает вариант осуществления уплотняющей системы, включающей разбухающий материал и традиционное уплотнение из твердого каучука;
фиг.12 изображает вариант осуществления уплотняющей системы, содержащей по выбору скользящую предохранительную муфту;
фиг.13 изображает вариант осуществления уплотняющей системы с растворимым покрытием;
фиг.14 изображает вариант осуществления уплотняющей системы в растянутом состоянии;
фиг.15 изображает вариант осуществления в соответствии с фиг.14 в нерасширенном состоянии;
фиг.16 изображает вариант осуществления в соответствии с фиг.14 в расширенном состоянии;
фиг.17 изображает вариант осуществления уплотняющей системы, содержащей систему мониторинга;
фиг.18 изображает вариант осуществления уплотняющей системы, содержащей цемент, расположенный между уплотнениями из разбухающего материала;
фиг.19 изображает другой вариант осуществления уплотняющей системы в расширенном состоянии, содержащей расширяемый баллон;
фиг.20 изображает другой вариант осуществления уплотняющей системы в расширенном состоянии, содержащей расширяемый баллон;
фиг.21 изображает другой вариант осуществления уплотняющей системы, в которой инициирующая текучая среда содержится внутри разбухающего материала;
фиг.22 изображает другой вариант осуществления уплотняющей системы, включающей разбухающий материал и традиционное твердое каучуковое уплотнение;
фиг.23 изображает другой вариант осуществления уплотняющей системы, включающей разбухающий материал и традиционное твердое каучуковое уплотнение.
Фиг.1 и 2 изображают вариант осуществления системы 10, которая является предметом данного изобретения. Система 10 расположена в стволе 6 скважины, который проходит от поверхности 7 и пересекает по меньшей мере одну формацию 8. Формация 8 может содержать углеводороды, которые добывают через ствол 6 скважины на поверхность 7. В качестве альтернативы, через ствол 6 скважины и в формацию 8 можно вводить текучие среды типа очищенной текучей среды или воды.
Система 10 содержит уплотнение 12, оперативно прикрепленное к транспортирующему устройству 14. Уплотнение 12 состоит из разбухающего материала, который может разбухать от нерасширенного состояния 16, как показано на фиг.1, до расширенного состояния 18, как показано на фиг.2. Разбухающий материал расширяется от нерасширенного состояния 16 до расширенного состояния 18, когда он входит в контакт с инициирующей текучей средой или поглощает ее, как здесь будет описано. Транспортирующее устройство 14 может содержать любое устройство, насосно-компрессорную трубу или инструмент, от которого уплотнение 12 может смещаться от нерасширенного состояния 16 до расширенного состояния 18. Транспортирующее устройство 14, показанное на чертежах, является насосно-компрессорной трубой 20. Транспортирующее устройство 14 также может содержать спирально свернутые трубы или инструмент, развернутый на гладкой линии или талевом канате.
В одном варианте осуществления разбухающий материал расположен вокруг трубопровода 20 в нерасширенном состоянии 16. Фланцы 22 прикреплены к трубопроводу 20 на каждом продольном конце разбухающего материала, чтобы направлять расширение разбухающего материала в радиальном направлении.
Ствол 6 скважины может содержать или не содержать обсадную трубу. На показанных чертежах ствол 6 скважины не содержит обсадную трубу. В любом случае уплотнение 12 расширяется до образования уплотнения в достаточной мере по отношению к стволу скважины или обсадной трубе, независимо от формы или конфигурации ствола скважины или обсадной трубы. Например, если обсадной трубы не имеется, то необсаженная скважина, вероятно, не будет совершенно круглой. Однако, даже если необсаженная скважина не круглая, уплотнение 12 расширяется (утолщения разбухающего материала), чтобы производить в достаточной мере уплотнение до фактической формы или конфигурации необсаженной скважины.
Выбор инициирующей текучей среды зависит от выбора разбухающего материала (и наоборот), а также окружающей среды ствола скважины и работы. Подходящие разбухающие материалы и соответствующие им инициирующие текучие среды содержат следующее:
| Разбухающий материал | Инициирующая текучая среда |
| каучук из сополимера этилена-пропилена | углеводородное масло |
| каучук из тройного сополимера этилена-пропилена-диена | углеводородное масло |
| бутилкаучук | углеводородное масло |
| галогенизированный бутилкаучук | углеводородное масло |
| бромированный бутилкаучук | углеводородное масло |
| хлорированный бутилкаучук | углеводородное масло |
| хлорированный полиэтилен | углеводородное масло |
| привитый сополимер крахмала-полиакрилатной кислоты | вода |
| привитый сополимер ангидрида циклической | вода |
| кислоты и поливинилового спирта | |
| изобутилен-малеиновый ангидрид | вода |
| полимеры типа акриловой кислоты | вода |
| сополимер винилацетата-акрилата | вода |
| полимеры оксида полиэтилена | вода |
| полимеры типа карбоксиметиловой целлюлозы | вода |
| привитые сополимеры крахмала-полиакрилонитрила | вода |
| сильно разбухающие глиняные минералы (то есть бентонит натрия) | вода |
| стирол бутадиен | углеводород |
| каучук из мономера этилена-пропилена | углеводород |
| натуральный каучук | углеводород |
| мономерный каучук из этилена-пропилена- | углеводород |
| диена | |
| каучук из этиленвинилацетата | углеводород |
| каучук из гидрогенизированного | углеводород |
| акрилонитрилбутадиена | |
| каучук из акрилонитрилбутадиена | углеводород |
| изопреновый каучук | углеводород |
| хлоропреновый каучук | углеводород |
| полинарборнен | углеводород |
Отметим, что инициирующая текучая среда может присутствовать естественно в стволе 6 скважины, может присутствовать в формации 8 и затем выходить в ствол 6 скважины, или ее можно использовать или вводить в ствол 6 скважины (например, с поверхности 7).
Можно сделать, чтобы инициирующая текучая среда входила в контакт с разбухающим материалом, используя множество различных методов. Например, если инициирующая текучая среда находится в кольцевом зазоре (посредством введения в кольцевой зазор из формации 8, посредством использования в кольцевом зазоре или посредством естественного нахождения в кольцевом зазоре), тогда инициирующая текучая среда может войти в контакт с разбухающим материалом непосредственно, когда инициирующая текучая среда протекает внутри кольцевого зазора вблизи от уплотнения 12.
Фиг.5 изображает линию 32 управления, которая заканчивается непосредственно над разбухающим материалом 24 уплотнения 12, где инициирующую текучую среду могут подавать через линию 32 управления (обычно с поверхности 7) в кольцевой зазор и в контакт с разбухающим материалом 24.
Аналогично фиг.6 изображает линию 32 управления, однако конец линии 32 управления введен внутрь разбухающего материала 24, чтобы инициирующую текучую среду можно было вводить непосредственно из линии 32 управления и в разбухающий материал 24.
Фиг.7 изображает вариант осуществления, в котором линия 32 управления развернута внутри трубопровода 20 и введена в разбухающий материал 24 с его внутренней поверхности.
В варианте осуществления фиг.8 линия 32 управления введена в разбухающий материал 24, как на фиг.6, однако линия 32 управления в этом варианте осуществления продолжается по меньшей мере вдоль длины разбухающего материала 24 и содержит отверстия 36 для обеспечения более равномерного распределения инициирующей текучей среды по длине разбухающего материала 24.
Фиг.9 изображает другой вариант осуществления, подобный варианту осуществления фиг.6, за исключением того, что линия 32 управления введена через фланец 22, а не в разбухающий материал 24 (хотя линия 32 управления находится в связи по текучей среде с разбухающим материалом 24 через фланец 12).
Кроме того и как показано на фиг.10, любой из вариантов осуществления фиг.5-9 можно использовать с контейнером 38, который удерживает инициирующую текучую среду и который, при соответствующем сигнале, выпускает инициирующую текучую среду через линию 32 управления и к разбухающему материалу 24. Соответствующий сигнал можно обеспечить с помощью любого телеметрического механизма, например, другой линии управления, беспроводной телеметрии (типа электрического, электромагнитного, сейсмического, акустического сигнала или сигналов импульсов давления), посредством устройства выдержки времени, сформированного для активизации после прохождения некоторого времени в стволе скважины, подачи гидравлического давления, или после возникновения определенного условия, которое обнаруживается датчиком.
Определенные показанные и описанные варианты осуществления, типа представленных на фиг.6, 7, 8 и 9, особенно касаются контакта инициирующей текучей среды с разбухающим материалом во внутренней части (в противоположность внешней поверхности) разбухающего материала. Такие варианты осуществления позволяют оператору лучше управлять выбором времени, продолжительностью и степенью расширения разбухающего материала.
В некоторых вариантах осуществления разбухающий материал уплотнения 12 объединен с другими традиционными уплотняющими механизмами для обеспечения уплотняющей системы. Например, как показано на фиг.3 и 4, разбухающий материал 24 можно объединить с расширяемым баллоном 26 (типа баллона надувного пакера), в котором разбухающий материал 24 расположен внутри баллона 26. В нерасширенном состоянии 28, как показано на фиг.3, баллон 26 и разбухающий материал 24 не расширены и не уплотнены относительно ствола 6 скважины. Когда разбухающий материал 24 подвергают воздействию соответствующей инициирующей текучей среды, разбухающий материал 24 расширяется, заставляя расширяться расширяемый баллон 26, и в конечном счете производит уплотнение относительно ствола 6 скважины в расширенном состоянии 30. Так как разбухающий материал 24 имеет тенденцию сохранять свое расширенное состояние через некоторое время, внедрение разбухающего материала 24 внутрь расширяемого баллона 26 обеспечивает пакер, уплотняющий открытое отверстие, который сохраняет свою энергию в течение какого-то времени. Разбухающий материал 24 можно подвергнуть воздействию инициирующей текучей среды, например, используя вариант осуществления, показанный на фиг.7.
В другом варианте осуществления, как показано на фиг.19, разбухающий материал 24 включен во внешнюю часть баллона 26. Баллон 26 заполнен подходящим наполнителем 25 (типа цемента), как обычно, и разбухающий материал 24 разбухает, поглощая любое различие или промежуток между баллоном 26 и стволом 6 скважины.
В другом варианте осуществления, как показано на фиг.20, разбухающий материал 24 расположен внутри баллона 26 и диспергирован с материалом 25 наполнителя. Если происходит утечка через баллон 26, разбухающий материал 24 активизируется, компенсируя утечку и поддерживая объем баллона 26 постоянным. В этом варианте осуществления разбухающий материал 24 следует выбирать так, чтобы он разбухал, когда находится в контакте с текучими средами, которые просачиваются в баллон 26.
В другом варианте осуществления (не показанном) уплотнение 12, содержащее разбухающий материал 24, расположено с обеих сторон надувного пакера известного уровня техники. Уплотнения 12 служат вторичными уплотнениями для надувного пакера и могут быть активизированы, как описано выше.
Фиг.11 изображает уплотняющую систему, которая объединяет разбухающий материал 40 уплотнения 12 с традиционным твердым каучуковым уплотнением 42, используемым в нефтяном промысле. Твердое каучуковое уплотнение 42 можно активировать активизирующим поршнем 44 (как известно в технике) так, чтобы он прижал твердое каучуковое уплотнение 42 к фланцу 46, расширяющему твердое каучуковое уплотнение 42 в радиальном направлении. Разбухающий материал 40 может разбухать под воздействием инициирующей текучей среды посредством одного из предварительно раскрытых механизмов. Использование и уплотнения 40 из разбухающего материала и твердого каучукового уплотнения 42 может обеспечить улучшенную уплотняющую систему, в которой твердый материал дополнительно поддерживает разбухающий материал. В другом варианте осуществления (не показан) множество уплотнений 40 из разбухающего материала и твердое каучуковое уплотнение 42 можно чередовать или использовать последовательно, чтобы обеспечить требуемые характеристики уплотнения.
Фиг.22 изображает комбинацию уплотнения 12 из разбухающего материала 24 вместе с двумя каучуковыми уплотнениями 42 с каждой стороны и антиэкструзионное или замыкающее кольцо 41 с каждой стороны. Общая конфигурация, без уплотнения 12, является обычной в пакерах известного уровня техники. Преимущество включения уплотнения 12 из разбухающего материала 24 состоит в том, что текучая среда, которая просачивается через кольца 41 и каучуковые уплотнения 42, может инициировать разбухающий материал 24 и, таким образом, обеспечить дублирование для всей системы. Разбухающий материал 24 можно выбирать на основании текучей среды, которая может просачиваться. Фиг.23 является подобной, за исключением того, что разбухающий материал 24 включен в одно из каучуковых уплотнений 42.
Фиг.12 изображает предохранительную муфту 48, покрывающую разбухающий материал 24 уплотнения 12. Этот вариант осуществления особенно полезен, когда инициирующая текучая среда присутствует в кольцевом зазоре, но оператор хочет предотвратить начало процесса разбухания на предварительно определенное время (например, до тех пор, пока уплотнение 12 не окажется на надлежащей глубине). Предохранительная муфта 48 предотвращает контакт между разбухающим материалом 24 и текучими средами, находящимися в кольцевом зазоре ствола скважины. Когда оператор готов начать действие уплотнения, он может заставить предохранительную муфту 48 соскользнуть так, чтобы подвергнуть разбухающий материал 24 воздействию текучей среды кольцевого зазора, которая содержит (или будет содержать) инициирующую текучую среду. Скользящее движение предохранительной муфты 48 можно инициировать с помощью линии управления, беспроводной телеметрии (типа электрического, электромагнитного, сейсмического, акустического сигнала или сигнала импульсов давления) с помощью устройства выбора времени, сформированного для активизации после прохождения некоторого времени в стволе скважины, или прикладывая гидравлическое давление, или после возникновения некоторого условия, которое обнаруживается датчиком.
Фиг.13 изображает разбухающий материал 24 уплотнения 12, покрытый защитным покрытием 54. Защитное покрытие 54 предотвращает контакт между разбухающим материалом 24 и текучими средами, находящимися в кольцевом зазоре ствола скважины. Когда оператор готов начать действие уплотнения, он может заставить защитное покрытие 54 разрушиться, чтобы подвергнуть разбухающий материал 24 воздействию текучей среды кольцевого зазора, которая содержит (или будет содержать) инициирующую текучую среду. Защитное покрытие 54 можно разрушить химикатом, который можно ввести в ствол скважины, например, в форме таблетки или через линию управления.
В другом варианте осуществления защитное покрытие 54 является покрытием с выдержкой времени, которое разрушается или растворяется через предварительно определенное время, таким образом предоставляя возможность разбухающему материалу 24 войти в контакт с инициирующей текучей средой. В другом варианте осуществления защитное покрытие 54 содержит термоусаживающееся покрытие, которое рассеивается при прикладывании к нему внешней энергии или силы. В другом варианте осуществления защитное покрытие 54 содержит термопластический материал типа термопластической ленты или термопластического эластомера, который рассеивается, когда окружающая температура поднимается до определенного уровня (например, под действием нагревательного инструмента). В любом из вариантов осуществления, содержащих защитное покрытие 54, вместо разрушения или растворения, необходимо только, чтобы защитное покрытие 54 стало проницаемым для инициирующей текучей среды, таким образом позволяя активизировать механизм разбухания.
Фиг.21 изображает инициирующую текучую среду, хранящуюся внутри разбухающего материала 24, например, в контейнере 34. Когда оператор готов начать действие уплотнения, он может заставить контейнер 34 открыться и подвергнуть разбухающий материал 24 воздействию инициирующей текучей среды. Открывание контейнера 34 можно инициировать с помощью линии управления, беспроводной телеметрии (типа электрического, электромагнитного, сейсмического, акустического сигнала или сигнала импульсов давления), посредством устройства выбора времени, сформированного для активизации после прохождения некоторого времени в стволе скважины, или при приложении гидравлического давления, при возникновении некоторого условия, которое обнаруживается датчиком, посредством использования разрушающихся дисков во взаимодействии с контейнером 34 и стволом трубы скважины или кольцевым зазором, или некоторого типа относительного движения (типа линейного движения).
В другом варианте осуществления, как показано на фиг.14-16, разбухающий материал 56 вытягивают в длину до развертывания в стволе скважины. В этом вытянутом состоянии 58 концы разбухающего материала 56 прикрепляют к трубопроводу 20, например, штифтами 62. Когда оператор готов начать действие уплотнения, он освобождает штифты 62, предоставляя возможность разбухающему материалу 56 сокращаться в продольном направлении до нерасширенного состояния 16. Затем разбухающий материал 56 подвергают воздействию подходящей инициирующей текучей среды, как предварительно было раскрыто, вызывая разбухание разбухающего материала 56 до расширенного состояния 18. Преимущество варианта осуществления, показанного на фиг.14-16, заключается в том, что разбухающий материал 56 имеет меньший внешний диаметр в вытянутом состоянии 58 (чем в нерасширенном состоянии 16), предоставляя ему возможность легко проходить через внутреннюю часть трубопровода 20 (и любые другие ограничения), в то же время обеспечивая возможность вводить в уплотнение 12 больший объем разбухающего материала, чтобы обеспечить более уплотняющую систему с большей степенью расширения или с возможностью уплотнения в большем внутреннем диаметре, таким образом приводя к улучшенному действию уплотнения относительно ствола 6 скважины.
В некоторых вариантах осуществления оператор может пожелать избавиться от уплотнения, обеспеченного разбухающим материалом в расширенном состоянии 18. В этом случае оператор может подвергнуть разбухающий материал воздействию растворяющей текучей среды, которая растворяет разбухающий материал и уплотнение. Растворяющую текучую среду можно передавать к разбухающему материалу с помощью средств и систем, подобных средствам и системам, используемым для подвергания действию инициирующей текучей среды разбухающего материала. Фактически, в варианте осуществления, использующем контейнер 38 (фиг.10), растворяющая текучая среда может содержаться в том же самом контейнере 38, что и инициирующая текучая среда.
В зависимости от вещества, используемого для разбухающего материала, разбухание материала от нерасширенного состояния 16 до расширенного состояния 18 можно активизировать другим механизмом, отличающимся от инициирующей текучей среды. Например, разбухание разбухающего материала можно активизировать электрической поляризацией, в этом случае разбухание может быть или постоянным, или обратимым, когда поляризацию удаляют. Активизирование разбухающего материала электрической поляризацией особенно полезно в случаях, когда электрические компоненты скважины, типа электрических погружаемых в воду насосов, уже включены в ствол 6 скважины. В этом случае, когда необходимо, электричество можно просто подвести к разбухающему материалу. Другой формой механизма активизирования является активизирование светом, при котором разбухающий материал подвергают воздействию светового сигнала (переданного через оптическое волокно), который вызывает разбухание материала.
Фиг.17 изображает вариант осуществления изобретения, в котором используют систему 63 мониторинга, чтобы контролировать начало, процесс и качество разбухания, а следовательно, уплотнение, обеспеченное разбухающим материалом 62 уплотнения 12. Система 63 мониторинга может содержать по меньшей мере один датчик 64 и блок 66 управления. Блок 66 управления можно расположить на поверхности 7 и принимать им данные от датчика 64. Датчик 64 можно вложить внутрь разбухающего материала, и он может быть любым типом датчика, определяющим параметр, который некоторым образом зависит от разбухания или реакции разбухания разбухающего материала. Например, если разбухание разбухающего материала является результатом эндотермической или экзотермической реакции, то датчик 64 может содержать температурный датчик, который может определять температурное изменение, вызванное реакцией. Подходящим и особенно выгодным датчиком может быть датчик распределенной температуры типа оптического датчика изменения коэффициента отражения методом совмещения прямого и отраженного испытательных сигналов. Альтернативно датчик 64 может быть датчиком давления или тензодатчиком, который обнаруживает изменения давления или механического напряжения в разбухающем материале, вызванные реакцией разбухания. Кроме того, если установлено, что действие разбухания должно произойти, когда присутствует определенное условие (типа разбухания при поступлении воды), факт, что действие разбухания началось, также информирует оператора о том, что присутствует это условие.
Оператор может наблюдать измерения датчика 64 через блок 66 управления. В некоторых вариантах осуществления и на основании этих наблюдений оператор способен управлять реакцией разбухания, например, добавляя больше или меньше текучей среды (например, через линии управления 32 или в кольцевой зазор). В одном варианте осуществления (не показан) блок 66 управления функционально связан с подающим отсеком для линии 32 управления так, что блок 66 управления автоматически контролирует нагнетание инициирующей текучей среды в линию 32 управления на основании измерений датчика 64, с целью гарантирования, что действие разбухания поддерживается в пределах некоторых предварительно определенных параметров. Параметры могут включать скорость разбухания, время разбухания, начальную точку и конечную точку. Передачу информации от датчика 64 к блоку 66 управления можно осуществлять по кабелю или радиосвязью, например, при помощи электромагнитного, акустического сигнала или сигнала давления.
Фиг.18 изображает уплотняющую систему, которая содержит уплотнение 12 из разбухающего материала 99 и в которой транспортирующее устройство 14 содержит обсадную трубу 100. После инициирования текучей средой с помощью одного из предварительно раскрытых способов разбухающий материал 99 расширяется для уплотнения относительно стенки ствола скважины и может изолировать соседние проницаемые формации типа формаций 102 и 104. Непроницаемые зоны 103 могут создавать промежутки в проницаемых зонах. Между уплотнениями 12 можно нагнетать цемент 107 так, чтобы зацементировать обсадную трубу 100 внутри ствола скважины. Включение уплотнения 12 из разбухающего материала 99 обеспечивает изоляцию проницаемых зон, даже если цемент 107 не достигает этой изоляции или теряет свою способность обеспечивать такую изоляцию в течение времени. Например, зональная изоляция, созданная цементом 107, может разрушиться, если буровой раствор остается на поверхности раздела между цементом и обсадной трубой и/или формацией, целостность цементного покрытия подвергается нарушению из-за дополнительных напряжений, создаваемых различными условиями внутри скважины или тектоническими напряжениями, цемент 107 дает усадку, и если действия завершения скважины (типа перфорирования и гидравлического разрыва пласта) отрицательно воздействуют на цемент 107. В любом из этих случаев уплотнение 12 обеспечивает изоляцию проницаемых зон.
Дополнительно внутри обсадной трубы 100 можно развернуть хвостовик или вторую обсадную трубу 106. Хвостовик или вторая обсадная труба 106 также может содержать уплотнения 12 из разбухающего материала 99, которые также обеспечивают необходимое уплотнение относительно необсаженной скважины ниже обсадной трубы 100. Разбухающий материал 99 также можно использовать для уплотнения хвостовика или второй обсадной трубы 106 относительно обсадной трубы 100, где такое уплотнение 12 проходит между внешней поверхностью хвостовика или второй обсадной трубой 106 и внутренней поверхностью обсадной трубы 100. Цемент 107 также можно нагнетать между уплотнениями 12, уплотняя хвостовик 106 относительно стенки ствола скважины, и/или между уплотнениями 12, уплотняя хвостовик 106 относительно обсадной трубы 100. Внутри изображенной конструкции также можно разворачивать дополнительные обсадные трубы или хвостовики.
Как показано относительно проницаемой формации 104, скважинными перфораторами (не показаны) можно выполнять перфорации 108, чтобы обеспечить связь по текучей среде между внутренней частью хвостовика или второй обсадной трубы 106 и проницаемой формацией 104. Хотя не показано, перфорации также можно делать через хвостовик или вторую обсадную трубу 106, обсадную трубу 100 и в проницаемую формацию 102.
Дополнительно в варианте осуществления фиг.18 уплотнения 12 можно поместить на конце обсадной колонны около башмака обсадной трубы (не показан). Поскольку большинство обсадных труб устанавливают с башмаком в непроницаемой зоне, размещение уплотнения в этих местоположениях должно предотвращать утечку текучих сред снизу в соответствующий кольцевой зазор.
В других вариантах осуществления изобретения транспортирующее устройство 14 может содержать твердый растяжимый трубопровод, растяжимый трубопровод со щелью, растяжимый перфорированный трубопровод или любой другой тип растяжимой трубы. Уплотнения из разбухающего материала можно располагать на нерасширяющихся секциях между секциями растяжимого трубопровода или можно располагать на расширяющихся секциях (см. патенты США 20030089496 и США 20030075323, оба полностью переуступлены и оба включены здесь посредством ссылки). Также уплотнения из разбухающего материала можно использовать с песочными фильтрами (растяжимыми или нет), чтобы изолировать секции фильтра от других, для обеспечения зональной изоляции, требуемой оператором.
Хотя настоящее изобретение было описано относительно ограниченного количества вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, понимающие выгоду этого раскрытия, должны оценить их многочисленные модификации и видоизменения. Подразумевается, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и видоизменения, которые попадают в пределы истинного объема и сущности настоящего изобретения.
Claims (47)
1. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая надувной баллон, расположенный на транспортирующем устройстве, разбухающий материал и наполняющий материал, размещенные в надувном баллоне, при этом разбухающий материал разбухает при контакте с инициирующей текучей средой, являющейся текучей средой, окружающей надувной баллон так, что при наличии утечки в надувном баллоне текучая среда контактирует с разбухающим материалом, вызывая его разбухание.
2. Система по п.1, в которой разбухание разбухающего материала вызывает расширение надувного баллона.
3. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве, линию управления, отдельную от транспортирующего устройства и содержащую отверстие вблизи разбухающего материала для доставки инициирующей текучей среды к разбухающему материалу, при этом разбухающий материал разбухает при контакте с инициирующей текучей средой.
4. Система по п.3, в которой линия управления является внешней относительно разбухающего материала.
5. Система по п.3, в которой линия управления введена в разбухающий материал.
6. Система по п.5, в которой линия управления проходит вдоль длины разбухающего материала.
7. Система по п.6, в которой линия управления содержит множество отверстий для равномерного распределения инициирующей текучей среды по длине.
8. Система по п.3, в которой линия управления введена через внутреннюю поверхность разбухающего материала.
9. Система по п.3, в которой транспортирующее устройство содержит трубопровод, а линия управления расположена внутри трубопровода.
10. Система по п.3, содержащая фланцы, расположенные на каждом конце разбухающего материала, и линия управления проходит сквозь верхний фланец.
11. Система по п.3, в которой линия управления проходит от размещенного в скважине контейнера.
12. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, размещенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и твердое каучуковое уплотнение, расположенное на транспортирующем устройстве в непосредственной близости от разбухающего материала и активируемое поршнем.
13. Система по п.12, в которой разбухающий материал при разбухании и твердое каучуковое уплотнение при его активации действуют совместно для создания уплотнения.
14. Система по п.12, в которой твердое каучуковое уплотнение расположено на одном конце разбухающего материала, а другое твердое каучуковое уплотнение расположено на другом конце разбухающего материала.
15. Система по п.12, в которой разбухающий материал введен в твердое каучуковое уплотнение.
16. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и муфту, предназначенную для защиты разбухающего материала от преждевременного контакта с инициирующей текучей средой.
17. Система по п.16, в которой муфта способна перемещаться для обеспечения связи по текучей среде между разбухающим материалом и инициирующей текучей средой.
18. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и защитное покрытие, размещенное на разбухающем материале для защиты разбухающего материала от преждевременного контакта с инициирующей текучей средой.
19. Система по п.18, в которой защитное покрытие удалено для обеспечения связи по текучей среде между разбухающим материалом и инициирующей текучей средой.
20. Система по п.18, в которой защитное покрытие является проницаемым для инициирующей текучей среды для обеспечения связи по текучей среде между разбухающим материалом и инициирующей текучей средой.
21. Система по п.18, в которой защитное покрытие является покрытием с выдержкой времени или термоусаживающимся покрытием или термопластическим материалом.
22. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, расположенной в контейнере внутри разбухающего материала.
23. Система по п.22, в которой контейнер способен открываться избирательно.
24. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве, разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой и вытягиваемый в длину перед развертыванием в стволе скважины.
25. Система по п.24, в которой разбухающий материал избирательно вытянут в длину.
26. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и систему мониторинга, функционально соединенную с разбухающим материалом для контроля процесса разбухания разбухающего материала.
27. Система по п.26, в которой система мониторинга содержит по меньшей мере один датчик.
28. Система по п.27, в которой датчик введен в разбухающий материал.
29. Система по п.28, в которой датчик содержит оптическое волокно.
30. Система по п.29, в которой датчик содержит датчик распределенной температуры.
31. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий под воздействием электрической поляризации.
32. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий под воздействием световой энергии.
33. Уплотняющая система для использования в подземном стволе скважины, содержащая разбухающий материал, расположенный на транспортирующем устройстве и разбухающий при контакте с инициирующей текучей средой, и цемент, расположенный вблизи разбухающего материала.
34. Уплотняющая система по п.33, в которой транспортирующее устройство содержит обсадную трубу, и разбухающий материал разбухает для контакта со стеной ствола скважины.
35. Уплотняющая система по п.33, в которой транспортирующее устройство содержит хвостовик, и разбухающий материал разбухает для контакта со стеной ствола скважины.
36. Уплотняющая система по п.33, в которой разбухающий материал расположен в двух местоположениях на транспортирующем устройстве, а цемент расположен между этими двумя местоположениями.
37. Уплотняющая система по п.33, в которой разбухающий материал предназначен изолировать проницаемую формацию от непроницаемой формации.
38. Способ уплотнения в подземном стволе скважины, содержащий развертывание разбухающего материала на транспортирующем устройстве в стволе скважины, воздействие на разбухающий материал текучей среды для разбухания разбухающего материала и вытягивание в длину разбухающего материала перед развертыванием в стволе скважины.
39. Способ по п.38, дополнительно содержащий поддерживание разбухающего материала в вытянутом состоянии.
40. Способ по п.39, дополнительно содержащий избирательное освобождение разбухающего материала из вытянутого состояния.
41. Способ уплотнения для использования в подземном стволе скважины, содержащий развертывание разбухающего материала на транспортирующем устройстве в стволе скважины, воздействие на разбухающий материал текучей среды для разбухания разбухающего материала и мониторинг процесса разбухания разбухающего материала.
42. Способ по п.41, в котором мониторинг содержит развертывание по меньшей мере одного датчика вблизи разбухающего материала.
43. Способ по п.42, в котором развертывание содержит введение датчика в разбухающий материал.
44. Способ уплотнения в подземном стволе скважины, содержащий развертывание разбухающего материала на транспортирующем устройстве в стволе скважины, воздействие на разбухающий материал текучей среды для разбухания разбухающего материала и растворение разбухающего материала.
Приоритет по пунктам:
12.03.2004 по пп.1-20, 22-34, 38-44;
23.04.2004 по пп.35-37;
10.03.2005 по п.21.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US55256704P | 2004-03-12 | 2004-03-12 | |
| US60/552,567 | 2004-03-12 | ||
| US52142704P | 2004-04-23 | 2004-04-23 | |
| US60/521,427 | 2004-04-23 | ||
| US10/906,880 | 2005-03-10 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005107095A RU2005107095A (ru) | 2006-08-20 |
| RU2302512C2 true RU2302512C2 (ru) | 2007-07-10 |
Family
ID=34468047
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005107095/03A RU2302512C2 (ru) | 2004-03-12 | 2005-03-11 | Уплотняющая система и способ уплотнения для использования в стволе скважины (варианты) |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7665537B2 (ru) |
| CA (1) | CA2500520C (ru) |
| GB (5) | GB2427887B (ru) |
| NO (1) | NO20051279L (ru) |
| RU (1) | RU2302512C2 (ru) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477365C1 (ru) * | 2010-07-23 | 2013-03-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Якоря разбухающих пакеров |
| RU2477366C1 (ru) * | 2010-08-09 | 2013-03-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Скважинный инструмент, устройство для установки в скважинный инструмент и способ сборки скважинного инструмента |
| RU2485282C2 (ru) * | 2010-09-24 | 2013-06-20 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Устройство для использования со скважинным инструментом, имеющим разбухающий элемент, скважинный инструмент и способ его сборки |
| RU2491409C2 (ru) * | 2008-03-25 | 2013-08-27 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины |
| RU2500879C2 (ru) * | 2011-03-11 | 2013-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Пакер гарипова с электронным измерительным прибором (варианты) и способ для его реализации |
| RU2503794C2 (ru) * | 2008-09-19 | 2014-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ для отбора текучей среды из ствола скважины |
| RU2520794C2 (ru) * | 2009-10-09 | 2014-06-27 | Прэд Рисерч Энд Дивелопмент Лтд | Армированные эластомеры |
| RU2531416C1 (ru) * | 2013-10-28 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования |
| RU2571479C2 (ru) * | 2010-12-10 | 2015-12-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Прокладка линий через уплотнительные элементы пакерного узла и предотвращение экструзии указанных уплотнительных элементов |
| RU2605854C2 (ru) * | 2011-11-30 | 2016-12-27 | Веллтек А/С | Система для испытания на герметичность под давлением |
| RU2617815C2 (ru) * | 2012-10-05 | 2017-04-27 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Система для увеличения кпд набухания |
| RU2619693C2 (ru) * | 2014-03-18 | 2017-05-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный технологический университет растительных полимеров | Эластомерная композиция для изготовления резиновых уплотнителей |
| RU198231U1 (ru) * | 2019-12-26 | 2020-06-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Герметизирующая муфта для ремонта обсадной колонны водной скважины |
Families Citing this family (329)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO312478B1 (no) * | 2000-09-08 | 2002-05-13 | Freyer Rune | Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
| 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 |
| US9079246B2 (en) * | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| NO318358B1 (no) * | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
| GB0303152D0 (en) * | 2003-02-12 | 2003-03-19 | Weatherford Lamb | Seal |
| GB2398582A (en) * | 2003-02-20 | 2004-08-25 | Schlumberger Holdings | System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore |
| US7866394B2 (en) | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
| US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
| DE602005014791D1 (de) * | 2004-06-25 | 2009-07-16 | Shell Int Research | Filter zur zuflussregelung von feststoffteilen in einem bohrloch |
| CA2569789A1 (en) * | 2004-06-25 | 2006-01-12 | Shell Canada Limited | Screen for controlling sand production in a wellbore |
| US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US20070257441A1 (en) * | 2004-10-27 | 2007-11-08 | Baaijens Matheus N | Sealing of a Wellbore Device in a Tubular Element |
| NO322718B1 (no) * | 2004-12-16 | 2006-12-04 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for tetting av et med stopemasse ufullstendig fylt rom |
| US8011438B2 (en) * | 2005-02-23 | 2011-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole flow control with selective permeability |
| GB2424311B (en) * | 2005-03-18 | 2008-02-13 | Sensor Highway Ltd | Optical pulse generator for distributed temperature sensing operating at a characteristic wavelength in a range between 1050 nm and 1090 nm |
| US7891424B2 (en) * | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| US7434616B2 (en) * | 2005-05-27 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fluid control in expandable tubing |
| US7870909B2 (en) * | 2005-06-09 | 2011-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Deployable zonal isolation system |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| US7607484B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
| US7617870B1 (en) | 2008-05-14 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended cement compositions comprising oil-swellable particles and associated methods |
| DE102005052119B4 (de) * | 2005-11-02 | 2009-01-08 | Copa Umweltservice Gmbh | Verfahren, Dichtmittel und Anordnung zur Sanierung von Fluid führenden Leitungen |
| EP1793078A1 (en) * | 2005-12-05 | 2007-06-06 | Services Petroliers Schlumberger | Method and apparatus for well construction |
| US7552777B2 (en) | 2005-12-28 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-energized downhole tool |
| US7431098B2 (en) * | 2006-01-05 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating a wellbore region |
| EA015638B1 (ru) * | 2006-02-10 | 2011-10-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ заканчивания скважины |
| US7703539B2 (en) * | 2006-03-21 | 2010-04-27 | Warren Michael Levy | Expandable downhole tools and methods of using and manufacturing same |
| US7896070B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Providing an expandable sealing element having a slot to receive a sensor array |
| US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| US7735567B2 (en) * | 2006-04-13 | 2010-06-15 | Baker Hughes Incorporated | Packer sealing element with shape memory material and associated method |
| US8453746B2 (en) * | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
| US7708068B2 (en) * | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
| US7575062B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| US7478676B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| US7441596B2 (en) * | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
| NO326635B1 (no) * | 2006-06-26 | 2009-01-26 | Halliburton Energy Serv Inc | Fremgangsmate for fjerning av minst en del av et pakningselement i et ringrom |
| US7717180B2 (en) * | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
| GB0616351D0 (en) * | 2006-08-17 | 2006-09-27 | Futuretec Ltd | Turbulent flow tool |
| US20080041580A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
| US20080041588A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Richards William M | Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls |
| WO2008033115A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer construction |
| US7562709B2 (en) * | 2006-09-19 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel pack apparatus that includes a swellable element |
| RU2330931C2 (ru) * | 2006-09-22 | 2008-08-10 | Schlumberger Technology B.V. | Устройство, выполняющее функцию пакера или временной пробки |
| EP2086762A2 (en) * | 2006-10-20 | 2009-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer construction for continuous or segmented tubing |
| US7712541B2 (en) * | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
| WO2008060297A2 (en) * | 2006-11-15 | 2008-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool including swellable material and integrated fluid for initiating swelling |
| GB2444060B (en) * | 2006-11-21 | 2008-12-17 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| US7631697B2 (en) * | 2006-11-29 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus comprising swellable elastomers having nanosensors therein and methods of using same in oilfield application |
| US7665538B2 (en) * | 2006-12-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable polymeric materials |
| US7921924B2 (en) * | 2006-12-14 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling actuation of a well component |
| US7637320B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for stopping water during oil production |
| US7909088B2 (en) | 2006-12-20 | 2011-03-22 | Baker Huges Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
| US8485265B2 (en) * | 2006-12-20 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use |
| US7467664B2 (en) | 2006-12-22 | 2008-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Production actuated mud flow back valve |
| AU2007346700B2 (en) * | 2007-02-06 | 2013-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
| GB2446399B (en) * | 2007-02-07 | 2009-07-15 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| US20080220991A1 (en) * | 2007-03-06 | 2008-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. - Dallas | Contacting surfaces using swellable elements |
| WO2010020826A1 (en) * | 2007-03-27 | 2010-02-25 | Warren Michael Levy | Expandable downhole tools and methods of using and manufacturing same |
| ATE474031T1 (de) * | 2007-04-06 | 2010-07-15 | Schlumberger Services Petrol | Verfahren und zusammensetzung zur zonenisolierung eines bohrlochs |
| WO2008124913A1 (en) * | 2007-04-17 | 2008-10-23 | Canadian Hydrothermal Recovery Technologies Inc. | Injection device for injecting fluid into a well bore |
| US8110099B2 (en) | 2007-05-09 | 2012-02-07 | Contech Stormwater Solutions Inc. | Stormwater filter assembly |
| US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
| US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US8476203B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
| US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| US7938191B2 (en) * | 2007-05-11 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications |
| MX2009012853A (es) * | 2007-05-31 | 2010-02-03 | Dynaenergetics Gmbh & Co Kg | Metodo para completar un pozo de perforacion. |
| WO2008155564A1 (en) | 2007-06-21 | 2008-12-24 | Swelltec Limited | Apparatus and method with hydrocarbon swellable and water swellable body |
| GB0711979D0 (en) | 2007-06-21 | 2007-08-01 | Swelltec Ltd | Method and apparatus |
| US9759036B2 (en) * | 2007-06-25 | 2017-09-12 | Mhi Vestas Offshore Wind A/S | Sealing device for a tubing arrangement |
| GB0712345D0 (en) | 2007-06-26 | 2007-08-01 | Metcalfe Paul D | Downhole apparatus |
| GB0716640D0 (en) | 2007-08-25 | 2007-10-03 | Swellfix Bv | Sealing assembley |
| GB0716642D0 (en) * | 2007-08-25 | 2007-10-03 | Swellfix Bv | Sealing assembley |
| US9004155B2 (en) * | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
| US20090078463A1 (en) * | 2007-09-26 | 2009-03-26 | Stoesz Carl W | Swell set wet connect and method |
| US20090084539A1 (en) * | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Ping Duan | Downhole sealing devices having a shape-memory material and methods of manufacturing and using same |
| US7631695B2 (en) * | 2007-10-22 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore zonal isolation system and method |
| US8240377B2 (en) * | 2007-11-09 | 2012-08-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of integrating analysis, auto-sealing, and swellable-packer elements for a reliable annular seal |
| US7909110B2 (en) * | 2007-11-20 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Anchoring and sealing system for cased hole wells |
| US20090139710A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable compositions and methods and devices for controlling them |
| US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
| US8555961B2 (en) * | 2008-01-07 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with composite material end rings |
| US20090178800A1 (en) * | 2008-01-14 | 2009-07-16 | Korte James R | Multi-Layer Water Swelling Packer |
| US7699111B2 (en) * | 2008-01-29 | 2010-04-20 | Tam International, Inc. | Float collar and method |
| GB0802235D0 (en) * | 2008-02-07 | 2008-03-12 | Swellfix Bv | Downhole seal |
| US20090205818A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Klunge | Downwell system with swellable packer including blowing agent |
| US20090205842A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Peter Williamson | On-site assemblable packer element for downwell packing system |
| US20090205841A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
| GB0803555D0 (en) * | 2008-02-27 | 2008-04-02 | Swelltec Ltd | Method of forming a downhole apparatus |
| GB2457894B (en) | 2008-02-27 | 2011-12-14 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| GB0804029D0 (en) | 2008-03-04 | 2008-04-09 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| 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 |
| GB2459457B (en) | 2008-04-22 | 2012-05-09 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| US8794323B2 (en) * | 2008-07-17 | 2014-08-05 | Bp Corporation North America Inc. | Completion assembly |
| US7681653B2 (en) * | 2008-08-04 | 2010-03-23 | Baker Hughes Incorporated | Swelling delay cover for a packer |
| AU2012201778B2 (en) * | 2008-08-04 | 2012-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Swelling delay cover for a packer |
| GB0817149D0 (en) * | 2008-09-19 | 2008-10-29 | Swellfix Bv | Downhole seal |
| US20110284216A1 (en) * | 2008-10-01 | 2011-11-24 | Michael Anthony Addis | Method and system for producing hydrocarbon fluid through a well with a sensor assembly outside the well casing |
| US20100089143A1 (en) * | 2008-10-09 | 2010-04-15 | Octio Geophysical As | Reservoir monitoring apparatus and method |
| GB2475450B (en) * | 2008-10-28 | 2011-11-02 | Swelltec Ltd | Apparatus for testing swellable materials |
| GB0819749D0 (en) | 2008-10-28 | 2008-12-03 | Swelltec Ltd | Method and apparatus fo testing swellable materials |
| GB2466475B (en) | 2008-11-11 | 2012-07-18 | Swelltec Ltd | Wellbore apparatus and method |
| US20100122819A1 (en) * | 2008-11-17 | 2010-05-20 | Baker Hughes Incorporated | Inserts with Swellable Elastomer Seals for Side Pocket Mandrels |
| WO2010058033A1 (en) * | 2008-11-24 | 2010-05-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for fixing an element in a borehole |
| US7841417B2 (en) | 2008-11-24 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of swellable material in an annular seal element to prevent leakage in a subterranean well |
| US8225880B2 (en) * | 2008-12-02 | 2012-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for zonal isolation |
| US8459347B2 (en) * | 2008-12-10 | 2013-06-11 | Oiltool Engineering Services, Inc. | Subterranean well ultra-short slip and packing element system |
| US8408315B2 (en) * | 2008-12-12 | 2013-04-02 | Smith International, Inc. | Multilateral expandable seal |
| US8235103B2 (en) * | 2009-01-14 | 2012-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools incorporating valves operable by low electrical power input |
| US7934554B2 (en) * | 2009-02-03 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions comprising a dual oil/water-swellable particle |
| US9091133B2 (en) * | 2009-02-20 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable material activation and monitoring in a subterranean well |
| US20100212883A1 (en) * | 2009-02-23 | 2010-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Swell packer setting confirmation |
| US8051913B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Downhole gap sealing element and method |
| US8047298B2 (en) * | 2009-03-24 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools utilizing swellable materials activated on demand |
| US8157019B2 (en) * | 2009-03-27 | 2012-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Downhole swellable sealing system and method |
| US8087459B2 (en) * | 2009-03-31 | 2012-01-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer providing multiple seals and having swellable element isolatable from the wellbore |
| GB2469870A (en) | 2009-05-01 | 2010-11-03 | Swelltec Ltd | Support assembly for a downhole tool |
| US7963321B2 (en) | 2009-05-15 | 2011-06-21 | Tam International, Inc. | Swellable downhole packer |
| US8807216B2 (en) | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
| GB2471330B (en) | 2009-06-26 | 2012-01-04 | Swelltec Ltd | Improvements to swellable apparatus and materials therefor |
| US8100190B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using a water-in-oil emulsion |
| US8042618B2 (en) * | 2009-08-11 | 2011-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using an oil-in-water emulsion |
| GB0914416D0 (en) * | 2009-08-18 | 2009-09-30 | Rubberatkins Ltd | Pressure control device |
| US8322415B2 (en) * | 2009-09-11 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented swellable element |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| US9708523B2 (en) * | 2009-10-27 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable spacer fluids and associated methods |
| US20110120733A1 (en) * | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Functionally graded swellable packers |
| US20110121568A1 (en) * | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable connection system and method of using the same |
| US8191644B2 (en) * | 2009-12-07 | 2012-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Temperature-activated swellable wellbore completion device and method |
| US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
| US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
| 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 |
| US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
| US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US8408319B2 (en) * | 2009-12-21 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Control swelling of swellable packer by pre-straining the swellable packer element |
| GB2490457B (en) * | 2010-02-22 | 2013-05-01 | Schlumberger Holdings | Method of gravel packing multiple zones with isolation |
| US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
| US8960313B2 (en) * | 2010-03-15 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Packer deployed formation sensor |
| EP2404975A1 (en) | 2010-04-20 | 2012-01-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for well cementing comprising a compounded elastomer swelling additive |
| EP2381065B1 (en) | 2010-04-20 | 2016-11-16 | Services Pétroliers Schlumberger | System and method for improving zonal isolation in a well |
| EP2404883A1 (en) | 2010-05-19 | 2012-01-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for completing subterranean wells |
| GB201009395D0 (en) | 2010-06-04 | 2010-07-21 | Swelltec Ltd | Well intervention and control method and apparatus |
| US8397802B2 (en) | 2010-06-07 | 2013-03-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Swellable packer slip mechanism |
| US20110315377A1 (en) * | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Sensors in Swellable Materials |
| US8960312B2 (en) * | 2010-06-30 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigating leaks in production tubulars |
| US20120012342A1 (en) * | 2010-07-13 | 2012-01-19 | Wilkin James F | Downhole Packer Having Tandem Packer Elements for Isolating Frac Zones |
| US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
| US9464500B2 (en) | 2010-08-27 | 2016-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rapid swelling and un-swelling materials in well tools |
| DE102010044399A1 (de) * | 2010-09-04 | 2012-03-08 | Deutz Ag | Rohr |
| CN103221631A (zh) * | 2010-09-15 | 2013-07-24 | 莱斯矿业发展控股有限公司 | 钻孔塞 |
| US20120073834A1 (en) * | 2010-09-28 | 2012-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Friction Bite with Swellable Elastomer Elements |
| US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
| GB201019358D0 (en) | 2010-11-16 | 2010-12-29 | Darcy Technologies Ltd | Downhole method and apparatus |
| WO2012089822A1 (en) * | 2010-12-31 | 2012-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for sealing a void in an underground wellbore |
| US8490707B2 (en) | 2011-01-11 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers |
| US8459366B2 (en) | 2011-03-08 | 2013-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Temperature dependent swelling of a swellable material |
| US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
| US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
| US9074464B2 (en) | 2011-05-20 | 2015-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Verification of swelling in a well |
| BR112013029919A2 (pt) * | 2011-05-20 | 2020-11-10 | M-I L.L.C | fluidos de furo de poço utilizado com elementos intumescentes |
| US8955606B2 (en) | 2011-06-03 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Sealing devices for sealing inner wall surfaces of a wellbore and methods of installing same in a wellbore |
| US8905149B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Expandable seal with conforming ribs |
| US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
| CN102383826B (zh) * | 2011-06-30 | 2013-11-20 | 河南理工大学 | 一种封孔器及通过其实现的封孔工艺 |
| US8616276B2 (en) * | 2011-07-11 | 2013-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely activated downhole apparatus and methods |
| US8646537B2 (en) | 2011-07-11 | 2014-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely activated downhole apparatus and methods |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US8789597B2 (en) * | 2011-07-27 | 2014-07-29 | Saudi Arabian Oil Company | Water self-shutoff tubular |
| US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
| US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
| US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
| US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
| US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US8800657B2 (en) * | 2011-08-30 | 2014-08-12 | Baker Hughes Incorporated | Sealing system, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| 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 |
| US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
| US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9010428B2 (en) * | 2011-09-06 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Swelling acceleration using inductively heated and embedded particles in a subterranean tool |
| US8893792B2 (en) * | 2011-09-30 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Enhancing swelling rate for subterranean packers and screens |
| US9045956B2 (en) * | 2011-10-04 | 2015-06-02 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods utilizing nonexplosive energetic materials for downhole applications |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
| US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
| WO2013090257A1 (en) * | 2011-12-13 | 2013-06-20 | Schlumberger Canada Limited | Energization of an element with a thermally expandable material |
| CN102562133B (zh) * | 2012-01-16 | 2013-12-11 | 中国矿业大学 | 一种瓦斯抽采钻孔封孔装置及方法 |
| US8584756B1 (en) * | 2012-01-17 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Methods of isolating annular areas formed by multiple casing strings in a well |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US20130199798A1 (en) * | 2012-02-03 | 2013-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Temporary protective cover for operative devices |
| US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| EP2631423A1 (en) * | 2012-02-23 | 2013-08-28 | Services Pétroliers Schlumberger | Screen apparatus and method |
| US9103188B2 (en) * | 2012-04-18 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Packer, sealing system and method of sealing |
| JP5950672B2 (ja) * | 2012-04-18 | 2016-07-13 | 東急建設株式会社 | 湧水の止水方法 |
| US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| US8839874B2 (en) | 2012-05-15 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Packing element backup system |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
| US9080419B2 (en) | 2012-07-05 | 2015-07-14 | Craig H. Benson | Bentonite collars for wellbore casings |
| US9080439B2 (en) * | 2012-07-16 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable deformation tool |
| US9574415B2 (en) | 2012-07-16 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a formation and method of temporarily isolating a first section of a wellbore from a second section of the wellbore |
| GB2504322B (en) * | 2012-07-26 | 2018-08-01 | Rubberatkins Ltd | Sealing apparatus and method therefore |
| US9085949B2 (en) | 2012-09-04 | 2015-07-21 | Freudenberg Oil & Gas, Llc | Fluid seal with swellable material packing |
| US10030513B2 (en) | 2012-09-19 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip multi-zone drill stem test system |
| US9540900B2 (en) * | 2012-10-20 | 2017-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-layered temperature responsive pressure isolation device |
| US20140110118A1 (en) * | 2012-10-24 | 2014-04-24 | Geosierra Llc | Inclusion propagation by casing expansion giving rise to formation dilation and extension |
| US9598927B2 (en) | 2012-11-15 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable coating for solid particles and associated methods of use in subterranean treatments |
| US9243490B2 (en) | 2012-12-19 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Electronically set and retrievable isolation devices for wellbores and methods thereof |
| US10081985B2 (en) | 2012-12-31 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring a condition of a component in a rotating control device of a drilling system using embedded sensors |
| US9063113B2 (en) * | 2013-01-29 | 2015-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Thermal H2S detection in downhole fluids |
| CA2909220C (en) * | 2013-05-09 | 2017-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with reinforcement and anti-extrusion features |
| JP6327946B2 (ja) * | 2013-05-31 | 2018-05-23 | 株式会社クレハ | 分解性材料から形成されるマンドレルを備える坑井掘削用プラグ |
| CN104343408A (zh) * | 2013-08-09 | 2015-02-11 | 胜利油田胜机石油装备有限公司 | 一种充填永固式管外封隔方法及其工具 |
| US9637997B2 (en) * | 2013-08-29 | 2017-05-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Packer having swellable and compressible elements |
| 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 |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US20150122687A1 (en) | 2013-11-06 | 2015-05-07 | Edwards Lifesciences Corporation | Bioprosthetic heart valves having adaptive seals to minimize paravalvular leakage |
| SG11201601814SA (en) | 2013-11-14 | 2016-04-28 | Halliburton Energy Services Inc | Window assembly with bypass restrictor |
| JP6359888B2 (ja) | 2013-12-27 | 2018-07-18 | 株式会社クレハ | ダウンホールツール用の拡径可能な環状の分解性シール部材、及び坑井掘削用プラグ、並びに坑井掘削方法 |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
| CN110318699B (zh) | 2014-03-07 | 2021-12-07 | 株式会社吴羽 | 钻井工具用分解性橡胶构件的制造方法 |
| JP2015168980A (ja) | 2014-03-07 | 2015-09-28 | 株式会社クレハ | 弾性材料を含有するダウンホールツール用シール部材を坑井処理流体と接触させて弾性材料を崩壊させる坑井処理方法 |
| JP6363362B2 (ja) | 2014-03-11 | 2018-07-25 | 株式会社クレハ | 炭化水素資源回収用ダウンホールツール部材 |
| EP3119981B1 (en) | 2014-03-20 | 2021-06-02 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for sealing an undesirable formation zone in the wall of a wellbore |
| CN103912235A (zh) * | 2014-04-11 | 2014-07-09 | 中国海洋石油总公司 | 一种适合热采井的井下密封结构 |
| US20150337614A1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-11-26 | Baker Hughes Incorporated | Downhole seal protector arrangement |
| AU2014400642B2 (en) | 2014-07-07 | 2018-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools comprising aqueous-degradable sealing elements |
| US9500057B2 (en) * | 2014-07-09 | 2016-11-22 | Saudi Arabia Oil Company | Apparatus and method for preventing tubing casing annulus pressure communication |
| CN104196488B (zh) * | 2014-08-11 | 2016-09-14 | 姚燕明 | 水下勘探孔封孔工艺 |
| GB2543683B (en) * | 2014-09-19 | 2020-09-16 | Halliburton Energy Services Inc | Swellguard ER isolation tool |
| 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 |
| US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
| WO2017019500A1 (en) | 2015-07-24 | 2017-02-02 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
| US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
| US10036247B2 (en) * | 2015-11-16 | 2018-07-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole fiber optic measurement of packers during fluid injection operations |
| 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 |
| JP6620286B2 (ja) * | 2015-12-15 | 2019-12-18 | 帝石削井工業株式会社 | パッカー |
| CA3012595C (en) * | 2016-03-01 | 2021-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to delay swelling of a packer by incorporating dissolvable metal shroud |
| US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
| US10316619B2 (en) | 2017-03-16 | 2019-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for stage cementing |
| US10544648B2 (en) | 2017-04-12 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for sealing a wellbore |
| US10557330B2 (en) | 2017-04-24 | 2020-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Interchangeable wellbore cleaning modules |
| US10738560B2 (en) * | 2017-04-25 | 2020-08-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Packers having controlled swelling and methods of manufacturing thereof |
| US10526867B2 (en) * | 2017-06-29 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of sealing a hydrocarbon well |
| US10378298B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
| US10487604B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
| US10597962B2 (en) | 2017-09-28 | 2020-03-24 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling with a whipstock system |
| US10378339B2 (en) | 2017-11-08 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for controlling wellbore operations |
| US11174700B2 (en) * | 2017-11-13 | 2021-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable metal for non-elastomeric O-rings, seal stacks, and gaskets |
| WO2019098993A1 (en) * | 2017-11-14 | 2019-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | System to control swab off while running a packer device |
| CN110725660B (zh) * | 2017-11-27 | 2021-08-03 | 大庆市宏博晟达石油机械设备有限公司 | 一种多级可解封式遇水膨胀封隔器及方法 |
| US10961807B2 (en) | 2018-02-12 | 2021-03-30 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation drilling packer |
| RO134703A2 (ro) | 2018-02-23 | 2021-01-29 | Halliburton Energy Services Inc. | Metal dilatabil pentru pachere de dilatare |
| AU2018410834A1 (en) * | 2018-02-27 | 2020-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole check valve assembly with a swellable element mechanism |
| US10689914B2 (en) | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Opening a wellbore with a smart hole-opener |
| US10689913B2 (en) | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Supporting a string within a wellbore with a smart stabilizer |
| US10794170B2 (en) | 2018-04-24 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Smart system for selection of wellbore drilling fluid loss circulation material |
| US10612362B2 (en) | 2018-05-18 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Coiled tubing multifunctional quad-axial visual monitoring and recording |
| US10844700B2 (en) | 2018-07-02 | 2020-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Removing water downhole in dry gas wells |
| US11021926B2 (en) | 2018-07-24 | 2021-06-01 | Petrofrac Oil Tools | Apparatus, system, and method for isolating a tubing string |
| US10989016B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-04-27 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve, grit material, and button inserts |
| US10851612B2 (en) | 2018-09-04 | 2020-12-01 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore zonal isolation |
| US11193347B2 (en) | 2018-11-07 | 2021-12-07 | Petroquip Energy Services, Llp | Slip insert for tool retention |
| US11125039B2 (en) | 2018-11-09 | 2021-09-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Deformable downhole tool with dissolvable element and brittle protective layer |
| CN109653704A (zh) * | 2018-11-28 | 2019-04-19 | 山东省地质矿产勘查开发局第三水文地质工程地质大队(山东省鲁南地质工程勘察院) | 应用于地热井抽水试验的止水器、分层止水装置及系统 |
| US11965391B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-04-23 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sealing ring |
| US11396787B2 (en) | 2019-02-11 | 2022-07-26 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with ball-in-place setting assembly and asymmetric sleeve |
| US11512561B2 (en) | 2019-02-22 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanding metal sealant for use with multilateral completion systems |
| US11261683B2 (en) | 2019-03-01 | 2022-03-01 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sleeve and slip |
| US11203913B2 (en) | 2019-03-15 | 2021-12-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool and methods |
| MX2021011051A (es) * | 2019-04-10 | 2021-10-13 | Halliburton Energy Services Inc | Recubrimiento de barrera protectora para mejorar la integridad de adhesion en exposiciones en el fondo del pozo. |
| WO2021010989A1 (en) | 2019-07-16 | 2021-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composite expandable metal elements with reinforcement |
| SG11202111541XA (en) | 2019-07-31 | 2021-11-29 | Halliburton Energy Services Inc | Methods to monitor a metallic sealant deployed in a wellbore, methods to monitor fluid displacement, and downhole metallic sealant measurement systems |
| US10961804B1 (en) | 2019-10-16 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Washout prevention element for expandable metal sealing elements |
| WO2021080574A1 (en) * | 2019-10-23 | 2021-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dicyclopentadiene as an oil swellable packer material |
| GB201915617D0 (en) * | 2019-10-28 | 2019-12-11 | Expro North Sea Ltd | Apparatus and method for contacting an open hole surface |
| US11519239B2 (en) | 2019-10-29 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Running lines through expandable metal sealing elements |
| CN110735612A (zh) * | 2019-11-08 | 2020-01-31 | 西南石油大学 | 一种双作用超高压卡封胶筒 |
| US11187044B2 (en) | 2019-12-10 | 2021-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Production cavern |
| US11761290B2 (en) | 2019-12-18 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal sealing elements for a liner hanger |
| US11499399B2 (en) * | 2019-12-18 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure reducing metal elements for liner hangers |
| US11359448B2 (en) | 2019-12-20 | 2022-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Barrier coating layer for an expandable member wellbore tool |
| CA3150256A1 (en) * | 2019-12-20 | 2021-06-24 | Michael Linley Fripp | BARRIER COATING LAYER FOR AN EXPANDABLE ELEMENT BOREHOLE TOOL |
| US11555571B2 (en) | 2020-02-12 | 2023-01-17 | Saudi Arabian Oil Company | Automated flowline leak sealing system and method |
| US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
| US11299968B2 (en) | 2020-04-06 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing wellbore annular pressure with a release system |
| US11460330B2 (en) | 2020-07-06 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing noise in a vortex flow meter |
| US11767729B2 (en) | 2020-07-08 | 2023-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Swellable packer for guiding an untethered device in a subterranean well |
| US11572751B2 (en) | 2020-07-08 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Expandable meshed component for guiding an untethered device in a subterranean well |
| US11396789B2 (en) | 2020-07-28 | 2022-07-26 | Saudi Arabian Oil Company | Isolating a wellbore with a wellbore isolation system |
| US11261679B1 (en) | 2020-08-26 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus to cure drilling losses with an electrically triggered lost circulation material |
| US11414942B2 (en) | 2020-10-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Packer installation systems and related methods |
| US11761293B2 (en) | 2020-12-14 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer assemblies, downhole packer systems, and methods to seal a wellbore |
| US11572749B2 (en) | 2020-12-16 | 2023-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-expanding liner hanger |
| US11578498B2 (en) | 2021-04-12 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable metal for anchoring posts |
| US20220341280A1 (en) * | 2021-04-26 | 2022-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable packer with activatable sealing element |
| US11879304B2 (en) | 2021-05-17 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal for cement assurance |
| RO138041A2 (ro) * | 2021-05-28 | 2024-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bucăţi individuale separate de metal extensibil |
| US20230003096A1 (en) * | 2021-07-02 | 2023-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Mixed element swell packer system and method |
| US20230027205A1 (en) * | 2021-07-23 | 2023-01-26 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Expandable element configuration, method and system |
| US20230069138A1 (en) * | 2021-08-31 | 2023-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlled actuation of a reactive metal |
| WO2023059312A1 (en) * | 2021-10-05 | 2023-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable metal sealing/anchoring tool |
| US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
| US11946337B2 (en) | 2021-11-16 | 2024-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Lock tool for a subsurface safety valve |
| US20230160272A1 (en) * | 2021-11-22 | 2023-05-25 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Anchor for tool, method for managing a borehole, and system |
| US11851977B2 (en) * | 2021-12-03 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling stabilizers with dissolvable windows for controlled release of chemicals |
| US11911790B2 (en) | 2022-02-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Applying corrosion inhibitor within tubulars |
| US20240084666A1 (en) * | 2022-09-12 | 2024-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shifting Sleeve Tieback Seal System |
| US20240117702A1 (en) * | 2022-10-07 | 2024-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing element of isolation device with inner core and outer shell |
| US20240167350A1 (en) * | 2022-11-18 | 2024-05-23 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Swab resistant seal tool and system |
| CN117345173B (zh) * | 2023-11-22 | 2024-05-10 | 中国矿业大学(北京) | 一种高抽巷瓦斯分段抽采方法 |
Family Cites Families (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2830540A (en) * | 1950-09-14 | 1958-04-15 | Pan American Petroleum Corp | Well packer |
| US2945451A (en) * | 1953-04-20 | 1960-07-19 | David E Griswold | Hydraulic motor and/or pump |
| US2945541A (en) * | 1955-10-17 | 1960-07-19 | Union Oil Co | Well packer |
| US3066739A (en) * | 1958-12-10 | 1962-12-04 | Schlumberger Well Surv Corp | Borehole apparatus |
| US3385367A (en) * | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
| US3670815A (en) * | 1971-01-22 | 1972-06-20 | Cicero C Brown | Well packer |
| US3918523A (en) * | 1974-07-11 | 1975-11-11 | Ivan L Stuber | Method and means for implanting casing |
| US4862967A (en) * | 1986-05-12 | 1989-09-05 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of employing a coated elastomeric packing element |
| GB2248255B (en) * | 1990-09-27 | 1994-11-16 | Solinst Canada Ltd | Borehole packer |
| JPH09151686A (ja) | 1995-11-29 | 1997-06-10 | Oyo Corp | 孔内パッキング方法 |
| US5925879A (en) * | 1997-05-09 | 1999-07-20 | Cidra Corporation | Oil and gas well packer having fiber optic Bragg Grating sensors for downhole insitu inflation monitoring |
| JPH1113378A (ja) * | 1997-06-25 | 1999-01-19 | Central Res Inst Of Electric Power Ind | 膨張式パッカー装置 |
| US7121352B2 (en) * | 1998-11-16 | 2006-10-17 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
| US6823937B1 (en) * | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
| US6634431B2 (en) * | 1998-11-16 | 2003-10-21 | Robert Lance Cook | Isolation of subterranean zones |
| RU2196221C2 (ru) | 1999-09-23 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Способ разобщения полости обсаженной и необсаженной скважины |
| NO312478B1 (no) | 2000-09-08 | 2002-05-13 | Freyer Rune | Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon |
| RU2186196C1 (ru) | 2000-11-03 | 2002-07-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Состав для заполнения уплотнительного элемента пакера |
| US7228915B2 (en) | 2001-01-26 | 2007-06-12 | E2Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
| MY135121A (en) | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
| US6820690B2 (en) * | 2001-10-22 | 2004-11-23 | Schlumberger Technology Corp. | Technique utilizing an insertion guide within a wellbore |
| US6722427B2 (en) * | 2001-10-23 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wear-resistant, variable diameter expansion tool and expansion methods |
| US6719064B2 (en) * | 2001-11-13 | 2004-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable completion system and method |
| GB0130849D0 (en) | 2001-12-22 | 2002-02-06 | Weatherford Lamb | Bore liner |
| GB0131019D0 (en) * | 2001-12-27 | 2002-02-13 | Weatherford Lamb | Bore isolation |
| NO334636B1 (no) * | 2002-04-17 | 2014-05-05 | Schlumberger Holdings | Kompletterings-system til bruk i en brønn, og fremgangsmåte til sone-isolasjon i en brønn |
| GB0215668D0 (en) | 2002-07-06 | 2002-08-14 | Weatherford Lamb | Coupling tubulars |
| GB0215659D0 (en) | 2002-07-06 | 2002-08-14 | Weatherford Lamb | Formed tubulars |
| US7644773B2 (en) | 2002-08-23 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Self-conforming screen |
| AU2003264283A1 (en) | 2002-09-06 | 2004-03-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore device for selective transfer of fluid |
| US6935432B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
| US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
| US6840325B2 (en) * | 2002-09-26 | 2005-01-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable connection for use with a swelling elastomer |
| NO318358B1 (no) | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
| US6834725B2 (en) * | 2002-12-12 | 2004-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular |
| US6907937B2 (en) * | 2002-12-23 | 2005-06-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable sealing apparatus |
| US6848505B2 (en) * | 2003-01-29 | 2005-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Alternative method to cementing casing and liners |
| GB0303152D0 (en) * | 2003-02-12 | 2003-03-19 | Weatherford Lamb | Seal |
| US6896063B2 (en) * | 2003-04-07 | 2005-05-24 | Shell Oil Company | Methods of using downhole polymer plug |
| CA2524966C (en) | 2003-05-14 | 2012-09-11 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for treating lost circulation |
| US7077214B2 (en) * | 2003-05-30 | 2006-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Expansion set packer with bias assist |
| GB0317395D0 (en) | 2003-07-25 | 2003-08-27 | Weatherford Lamb | Sealing expandable tubing |
| GB0317547D0 (en) | 2003-07-26 | 2003-08-27 | Weatherford Lamb | Sealing tubing |
| EP1649136B2 (en) | 2003-07-29 | 2018-02-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System for sealing a space in a wellbore |
| US6976542B2 (en) * | 2003-10-03 | 2005-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Mud flow back valve |
| US7234533B2 (en) * | 2003-10-03 | 2007-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well packer having an energized sealing element and associated method |
| WO2005052308A1 (en) * | 2003-11-25 | 2005-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Swelling layer inflatable |
| US7258166B2 (en) * | 2003-12-10 | 2007-08-21 | Absolute Energy Ltd. | Wellbore screen |
| BRPI0508467A (pt) * | 2004-03-11 | 2007-07-31 | Shell Int Research | sistema para vedar um espaço anular que se estende em um furo de poço e uma parede cilìndrica que envolve o elemento tubular |
| US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
| US7461695B2 (en) * | 2005-04-01 | 2008-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for creating packers in a wellbore |
-
2005
- 2005-03-10 GB GB0613548A patent/GB2427887B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-03-10 GB GB0613545A patent/GB2428263B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-03-10 GB GB0613549A patent/GB2428058B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-03-10 GB GB0613546A patent/GB2428264B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-03-10 CA CA2500520A patent/CA2500520C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-03-10 US US10/906,880 patent/US7665537B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-03-10 GB GB0504909A patent/GB2411918B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-03-11 RU RU2005107095/03A patent/RU2302512C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-03-11 NO NO20051279A patent/NO20051279L/no not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-02-22 US US12/710,220 patent/US8499843B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491409C2 (ru) * | 2008-03-25 | 2013-08-27 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины |
| US9097107B2 (en) | 2008-09-19 | 2015-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Single packer system for fluid management in a wellbore |
| RU2503794C2 (ru) * | 2008-09-19 | 2014-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ для отбора текучей среды из ствола скважины |
| RU2520794C2 (ru) * | 2009-10-09 | 2014-06-27 | Прэд Рисерч Энд Дивелопмент Лтд | Армированные эластомеры |
| RU2477365C1 (ru) * | 2010-07-23 | 2013-03-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Якоря разбухающих пакеров |
| RU2477366C1 (ru) * | 2010-08-09 | 2013-03-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Скважинный инструмент, устройство для установки в скважинный инструмент и способ сборки скважинного инструмента |
| RU2485282C2 (ru) * | 2010-09-24 | 2013-06-20 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Устройство для использования со скважинным инструментом, имеющим разбухающий элемент, скважинный инструмент и способ его сборки |
| RU2571479C2 (ru) * | 2010-12-10 | 2015-12-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Прокладка линий через уплотнительные элементы пакерного узла и предотвращение экструзии указанных уплотнительных элементов |
| RU2500879C2 (ru) * | 2011-03-11 | 2013-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Пакер гарипова с электронным измерительным прибором (варианты) и способ для его реализации |
| RU2605854C2 (ru) * | 2011-11-30 | 2016-12-27 | Веллтек А/С | Система для испытания на герметичность под давлением |
| US9803465B2 (en) | 2011-11-30 | 2017-10-31 | Welltec A/S | Pressure integrity testing system |
| RU2617815C2 (ru) * | 2012-10-05 | 2017-04-27 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Система для увеличения кпд набухания |
| RU2531416C1 (ru) * | 2013-10-28 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования |
| RU2619693C2 (ru) * | 2014-03-18 | 2017-05-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный технологический университет растительных полимеров | Эластомерная композиция для изготовления резиновых уплотнителей |
| RU198231U1 (ru) * | 2019-12-26 | 2020-06-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Герметизирующая муфта для ремонта обсадной колонны водной скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20050199401A1 (en) | 2005-09-15 |
| NO20051279L (no) | 2005-09-13 |
| GB0613548D0 (en) | 2006-08-16 |
| NO20051279D0 (no) | 2005-03-11 |
| GB2428264A (en) | 2007-01-24 |
| GB2428263B (en) | 2008-07-30 |
| US7665537B2 (en) | 2010-02-23 |
| GB2427887B (en) | 2008-07-30 |
| GB0613545D0 (en) | 2006-08-16 |
| CA2500520C (en) | 2013-03-05 |
| RU2005107095A (ru) | 2006-08-20 |
| GB0613546D0 (en) | 2006-08-16 |
| CA2500520A1 (en) | 2005-09-12 |
| GB2428263A (en) | 2007-01-24 |
| US20100139930A1 (en) | 2010-06-10 |
| GB2411918A (en) | 2005-09-14 |
| GB0613549D0 (en) | 2006-08-16 |
| GB2411918B (en) | 2006-11-22 |
| GB2428058A (en) | 2007-01-17 |
| GB2428264B (en) | 2008-07-30 |
| GB2427887A (en) | 2007-01-10 |
| GB0504909D0 (en) | 2005-04-13 |
| US8499843B2 (en) | 2013-08-06 |
| GB2428058B (en) | 2008-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2302512C2 (ru) | Уплотняющая система и способ уплотнения для использования в стволе скважины (варианты) | |
| US10087708B2 (en) | Sealing an undesirable formation zone in the wall of a wellbore | |
| US7143832B2 (en) | Well packing | |
| CA2557830C (en) | A method and a device for sealing a void incompletely filled with a cast material | |
| CA2692592C (en) | Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications | |
| AU2002225233B2 (en) | Device and method to seal boreholes | |
| EP2205820B1 (en) | Inflatable packer with energy and triggering section | |
| US7690437B2 (en) | Methods and apparatus for well construction | |
| GB2398582A (en) | System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore | |
| EA021471B1 (ru) | Гидравлический разрыв пласта с использованием телескопического элемента и герметизацией кольцевого пространства | |
| RU2726710C2 (ru) | Система заканчивания скважины, обеспечивающая герметичность относительно покрывающего слоя | |
| WO2021107785A1 (en) | Actively controlled bailer | |
| US9938796B2 (en) | Sealing device and method for sealing fractures or leaks in wall or formation surrounding tube-shaped channel | |
| US11118417B1 (en) | Lost circulation balloon | |
| US8353355B2 (en) | Drill string/annulus sealing with swellable materials |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170312 |